FIJACIN DE PRECIOS DE NUDO DE CORTO PLAZO

OCTUBRE DE 2014 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)

INFORME TCNICO DEFINITIVO

OCTUBRE DE 2014

NDICE

1.- INTRODUCCIN ............................................................................................................................................................................................ 3 2.- ANTECEDENTES GENERALES ................................................................................................................................................................ 3

2.1.- Ventas Mensuales de Energa ...................................................................................................................................................... 3 2.2.- Precios de Dlar Observado .......................................................................................................................................................... 4 2.3.- Precios de Combustibles ................................................................................................................................................................. 5

3.- PREVISIN DE DEMANDA ....................................................................................................................................................................... 8 4.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING ................................................................................................................................................ 10 5.- NIVEL DE PRECIOS ................................................................................................................................................................................... 11 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIN ............................................................................................................................................ 12 7.- COSTO DE RACIONAMIENTO ............................................................................................................................................................. 17 8.- TASA DE ACTUALIZACIN ................................................................................................................................................................... 17 9.- CLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS ........................................................................... 18 9.1.- Precio Bsico de la Energa ............................................................................................................................................................... 18 9.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta ....................................................................................................................................... 19 9.3.- Precios de Energa y Potencia Resto del SING ...................................................................................................................... 20 10.- FRMULAS DE INDEXACIN PARA LOS PRECIOS DE NUDO ........................................................................................... 21

10.1.- Precio de la Potencia Punta ................................................................................................................................................. 21 10.2.- Precio de la Energa ................................................................................................................................................................... 22

11.- CARGOS POR ENERGA REACTIVA .................................................................................................................................................. 22 12.- AJUSTE DE PRECIOS DE NUDO ......................................................................................................................................................... 24

12.1.- Determinacin de la Banda de Precios de Mercado y Comparacin del Precio Medio Terico con Precios de Mercado. ................................................................................................................................................................................. 24 12.2.- Determinacin del Valor Mximo de las Ofertas de Licitacin para Abastecer Consumos Regulados ................................................................................................................................................................................................................ 26

13.- CARGO NICO TRONCAL (CU)........................................................................................................................................................... 26 14.- ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES ............................................................................................................................... 27 15.- ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA DE PUNTA ...................................................................... 30

15.1.- Precio Bsico de Energa ........................................................................................................................................................ 30 15.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta .......................................................................................................................... 32 15.3.- Factores de penalizacin ....................................................................................................................................................... 33

16.- ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO ..................................................................................................................................... 34 16.1.- Simplificaciones Adoptadas ................................................................................................................................................. 34 16.2.- Calidad de Suministro .............................................................................................................................................................. 34

17.- ANEXO N 4: BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO FACTORES DE PENALIZACIN ............................................................................................................................................................................................................................ 36

17.1.- Introduccin ................................................................................................................................................................................... 36 17.2.- Modelo de Factores de Penalizacin ............................................................................................................................. 37

18.- ANEXO N 5: PLAN DE OBRAS ........................................................................................................................................................... 42 18.1.- Introduccin al tema ................................................................................................................................................................ 42 18.2.- Metodologa .................................................................................................................................................................................. 42

1

18.3.- Proyectos de Generacin ....................................................................................................................................................... 43 18.4.- Obras de Transmisin ............................................................................................................................................................... 45 18.5.- Escenario de Demanda ............................................................................................................................................................ 46 18.6.- Precios de Combustibles........................................................................................................................................................ 46 18.7.- Costos y Criterios de Localizacin de Centrales ..................................................................................................... 46 18.8.- Resultados ....................................................................................................................................................................................... 47

19.- ANEXO N 6: ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIN ................................................. 47 19.1.- Introduccin ................................................................................................................................................................................... 48 19.2.- Costo de Racionamiento por Sectores SING ............................................................................................................. 48

20.- ANEXO N 10: CUMPLIMIENTO ERNC .......................................................................................................................................... 49

2

1.- INTRODUCCIN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos por la Comisin Nacional de Energa, en adelante la Comisin, en la determinacin de los precios de nudo de corto plazo del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante SING, el cual tiene una potencia instalada de generacin igual o superior a 200 MW, efectundose en ste distribucin de Servicio Pblico, sujeta a la regulacin de precios a que se refieren los artculos 147, 155 y siguientes del DFL N 4/2006. Debe tenerse presente que este sistema elctrico es abastecido bsicamente por unidades termoelctricas, no existiendo embalses de regulacin interanual que establezcan una ligazn entre los costos de produccin de un ao respecto de los aos siguientes. No obstante lo anterior, y en virtud de que en la presente fijacin se ha establecido el programa de obras de generacin necesario para los prximos 15 aos, los costos marginales de energa se han calculado para un perodo de 48 meses, de acuerdo al artculo 8 y siguientes del Decreto N 86, que Aprueba Reglamento para la Fijacin de Precios de Nudo, en adelante Reglamento de Precio de Nudo.

2.- ANTECEDENTES GENERALES En relacin a la determinacin de insumos tales como Previsin de Demanda, Costos de Combustibles, Programa de Obras, y resultados determinados en la presente fijacin, la Comisin tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su clculo e incorporacin a la presente Fijacin de Precios. 2.1.- Ventas Mensuales de Energa De acuerdo a la informacin entregada a la Comisin por la Direccin de Operacin y Peajes del Centro de Despacho Econmico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante CDEC-SING, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolucin que se muestra en el Grfico 1.

3

Grfico 1: Ventas Mensuales de Energa del SING, ltimos 24 meses.

2.2.- Precios de Dlar Observado La Comisin utiliz como tipo de cambio, el promedio mensual del dlar observado, publicado por el Banco Central. La variacin del dlar observado promedio de septiembre de 2014, utilizado en el presente Informe Definitivo, respecto del dlar observado promedio de marzo de 2014, utilizado en la ltima fijacin de precio de nudo, es de un 5,26%. En el siguiente grfico se muestra la evolucin del promedio mensual para el dlar observado de los ltimos 24 meses.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

Ener

ga

[GW

h]

[GWh] Tasa 12 meses

4

Grfico 2: Evolucin Dlar Observado ltimos 24 meses, $/US$.

2.3.- Precios de Combustibles Para la elaboracin del presente informe esta Comisin utiliz los precios de combustibles para las distintas centrales trmicas del SING, contenidos en la programacin semanal del CDEC-SING vigente al da 15 de septiembre de 2014. La informacin mencionada fue enviada a esta Comisin por la Direccin de Operacin del CDEC-SING de acuerdo a lo establecido en el artculo N 19 del Reglamento de Precio de Nudo. Los costos de combustibles y parmetros utilizados para las centrales trmicas del SING se entregan en el punto 6.- de este informe, resumidos en el Cuadro 4, en los formatos de modelacin utilizados por esta Comisin. 2.3.1 Referencia de Precios de Diesel El precio del petrleo West Texas Intermediate (WTI) a nivel internacional, desde abril de 2009, se ha mantenido por sobre los 50 US$/bbl. El siguiente grfico entrega la evolucin del precio WTI desde agosto de 2006 a julio de 2014. La variacin experimentada entre marzo de 2014 y septiembre de 2014 es de un -7,2%.

475,36

480,57 477,13 472,67

472,34

472,48

472,14

479,58502,89

504,96

512,59

504,57

500,81

519,25

529,45537,03

554,41563,84

554,64 555,40

553,06

558,21 579,05

593,47

400

450

500

550

600

650

Tipo

de

Cam

bio

[$/U

SD]

5

Grfico 3: Evolucin Petrleo WTI.

2.3.2 Referencia de Precios del Carbn Este insumo desde octubre de 2008 se ha mantenido sobre 75 US$/Ton, tal como se aprecia en el grfico siguiente, en el cual se muestran los precios para las centrales a carbn relevantes del SING.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

130,0

140,0

150,0

[US$

/bbl

]

Perfil Crudo WTI

6

Grfico 4: Evolucin Precio Carbn.

2.3.3 Evolucin del precio medio de mercado En la presente fijacin, los precios de nudo quedaron determinados por la banda de mercado, calculada en base a la informacin enviada a la Comisin por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres. A continuacin se entrega una descripcin del promedio mensual de precios libres, el costo marginal del SING y el precio medio de mercado a partir de abril de 2007 en adelante.

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

Precio Carbn [US$/Ton]

U12 NTO1 CTM1 CTTAR

7

Grfico 5: Evolucin Precios de Mercado.

3.- PREVISIN DE DEMANDA

En el Cuadro N1 se indica la Previsin de Ventas Anual de Energa para el SING utilizada para la elaboracin del Informe Tcnico Definitivo de Octubre 2014.

Cuadro N1: Previsin de demanda.

PROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA Ao Sistema [GWh] Tasa Sistema

2014 15.605 2,2% 2015 16.642 6,6% 2016 17.710 6,4% 2017 18.815 6,2% 2018 19.977 6,2% 2019 21.156 5,9% 2020 22.394 5,8% 2021 23.685 5,8% 2022 25.020 5,6% 2023 26.414 5,6% 2024 27.814 5,3%

0

50

100

150

200

250

300

350

30

50

70

90

110

130

150

170

190

Cost

o M

argi

nal P

rom

edio

Men

sual

(Cru

cero

) U

S$/M

Wh

Prec

io M

edio

Lib

re y

Pre

cio

Mer

cado

US$

/MW

h

Precio Medio Libre US$/MWh Precio Medio Mercado US$/MWh CMg SING US$/MWh

8

PROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA

2025 29.218 5,0% 2026 30.488 4,3% 2027 31.771 4,2% 2028 33.045 4,0% 2029 34.271 3,7%

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsin de demanda, se encuentran contenidos en el informe Estudio de Previsin de Demandas de Energa y Potencia 2014-2029 del Sistema Interconectado del Norte Grande, fijacin de precios de nudo octubre de 2014, de la Comisin Nacional de Energa, conforme los artculos 14 y 15 del Reglamento de Precio de Nudo. La desagregacin geogrfica de la demanda se efectu a partir de la informacin contenida en las respuestas a las cartas CNE N 180, CNE N 182 y CNE N 184, todas de fecha 09 de junio de 2014, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SING. Las bases de tiempo de las curvas de duracin se presentan en la Cuadro N 2.

Cuadro N 2: Curvas de Duracin Mensual de Demanda.

CURVAS DE DURACIN MENSUAL DE DEMANDA Duracin Bloque (horas) Total

Mes Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3 Bloque 4 Bloque 5

Abril 181 101 162 224 52 720 Mayo 163 121 158 279 23 744 Junio 60 139 139 335 47 720 Julio 167 110 184 258 25 744

Agosto 163 113 220 221 27 744 Septiembre 41 191 163 275 50 720

Octubre 168 105 236 186 49 744 Noviembre 193 86 229 179 33 720 Diciembre 194 108 209 196 37 744

Enero 26 222 151 272 73 744 Febrero 176 93 223 160 20 672 Marzo 187 111 262 152 32 744

9

4.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING

El presente Programa de Obra de Generacin fue desarrollado por esta Comisin tomando en consideracin los antecedentes y criterios indicados en el Informe Tcnico Anual Programa de Obras de Generacin y Transmisin en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) vigente de agosto 2014, de acuerdo a lo establecido en el artculo 162 del DFL N4/2006 (de Economa) y en el artculo 38 del Reglamento de Precio de Nudo. Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisin actualiz el Programa de Obras tomando en consideracin los antecedentes proporcionados por aquellas empresas propietarias de instalaciones que tienen en construccin unidades generadoras, para los cuales se hayan obtenido los respectivos permisos de construccin de obras civiles o se haya dado orden de proceder para la fabricacin y/o instalacin del correspondiente equipamiento elctrico o electromagntico, tal como se menciona el artculo 31 del Reglamento de Precio de Nudo. Las fechas de puesta en operacin para las centrales elctricas en construccin se establecen segn informacin entregada por sus propietarios.

Cuadro N 3: Proyectos de Generacin en Construccin e Indicativos.

Central Estado Potencia

Neta [MW]

Tecnologa Barra de conexin

Fecha puesta

en servicio

Costo Unitario de Inversin

[US$/kW]

El guila (*) En Construccin 2 Solar Fotovoltaico El guila 066 nov-14 - Portada (*) En Construccin 3 Diesel La Portada 110 nov-14 -

La Huayca (*) En Construccin 9 Solar Fotovoltaica Pozo Almonte 066 nov-14 - Mara Elena En Construccin 71 Solar Fotovoltaica Crucero 220 nov-14 - La Huayca 2 En Construccin 21 Solar Fotovoltaica Tamarugal 066 nov-14 - San Pedro 1 En Construccin 17 Solar Fotovoltaica Calama 110 ene-15 - San Pedro 3 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 ene-15 - San Pedro 4 En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 ene-15 - Quillagua II En Construccin 27 Solar Fotovoltaica Crucero 220 abr-15 - San Pedro 2 En Construccin 24 Solar Fotovoltaica Calama 110 may-15 - Calama Sur En Construccin 30 Solar Fotovoltaica Calama 110 may-15 - Quillagua I En Construccin 23 Solar Fotovoltaica Crucero 220 jul-15 - Uribe Solar En Construccin 50 Solar Fotovoltaica Uribe 110 jul-15 -

Arica Solar 1 En Construccin 18 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 sep-15 - Arica Solar 2 En Construccin 22 Solar Fotovoltaica Parinacota 066 sep-15 -

10

Central Estado Potencia

Neta [MW]

Tecnologa Barra de conexin

Fecha puesta

en servicio

Costo Unitario de Inversin

[US$/kW]

Cochrane 1 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 may-16 - Cochrane 2 En Construccin 236 Carbn Encuentro 220 oct-16 -

Kelar En Construccin 517 Gas Natural Atacama 220 oct-16 - Cerro Dominador En Construccin 110 Solar - Termosolar Encuentro 220 dic-16 -

Quillagua III En Construccin 50 Solar Fotovoltaica Crucero 220 feb-17 - Geotrmica Irruputunco

Indicativa 50 Geotrmica Collahuasi

220 jun-21 3550

Solar SING I Indicativa 150 Solar Fotovoltaica Laberinto 220 mar-22 2500 Geotrmica

Puchuldiza 01 Indicativa 40 Geotrmica Cerro

Colorado 110 oct-22 3550

Elico SING I Indicativa 200 Elica Laberinto 220 ene-23 2300 Solar SING IV Indicativa 150 Solar Fotovoltaica Lagunas 220 ene-23 2500 Solar SING II Indicativa 150 Solar Fotovoltaica Lagunas 220 ene-24 2500 Elico SING II Indicativa 200 Elica Laberinto 220 sep-24 2300 Elico SING IV Indicativa 200 Elica Encuentro 220 ene-25 2300

Tarapac I Indicativa 300 Carbn Tarapaca 220 ene-27 2750 Solar SING III Indicativa 200 Solar Fotovoltaica Encuentro 220 jul-27 2500 Solar SING V Indicativa 250 Solar Fotovoltaica Arica 066 mar-28 2500

Elico SING III Indicativa 300 Elica Encuentro 220 jul-28 2300 Mejillones I Indicativa 300 Carbn Chacaya 220 abr-29 2750 Tarapac II Indicativa 300 Carbn Tarapaca 220 ene-30 2750

Elico SING V Indicativa 300 Elica Laberinto 220 ene-30 2300 (*) Centrales actualmente en pruebas En el ANEXO N 5: PLAN DE OBRAS del presente informe se presentan las bases utilizadas para la elaboracin del plan de obras presentado anteriormente. 5.- NIVEL DE PRECIOS

Todos los costos utilizados en los clculos del presente informe, han sido expresados a los precios existentes a septiembre de 2014, de acuerdo a lo establecido en el artculo 162, nmero siete, del DFL N 4/2006.

11

La tasa de cambio utilizada corresponde al valor promedio del mes de septiembre de 2014, del tipo de cambio observado del dlar EEUU, publicado por el Banco Central (593,47 $/US$). 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIN

Los costos variables de cada unidad, presentados en el Cuadro N4, se han obtenido de acuerdo a lo establecido en el artculo 162 del DFL N 4/2006, utilizando los valores vigentes a septiembre de 2014 para cada uno de ellos. Para determinar los precios del carbn, de las mezclas carbn-petcoke, de los combustibles lquidos y del gas natural, puesto en cada central, se consider el valor informado por la Direccin de Operacin del CDEC-SING, segn lo establecido en el artculo 19 del Reglamento de Precio de Nudo. En el ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES se muestra un cuadro resumen de estos precios.

12

Cuadro N 4: Costos Variables de Operacin

Propietario Central Unidad Potencia

[MW] Puesta en servicio

Tasa de salida

forzada [%]

Tipo de combustible

Porcentaje de

mezcla

Unidades de consumo

especfico

Consumo especfico

Unidades costo

combustible

Costo combustible

C. Var. No Comb.

[US$/MWh]

C. Var. [US$/MWh]

EECSA Cavancha CAVA 2,6 1995 2,5% Hidro - - - - - - -

ENERNUEVAS

Minihidro Alto Hospicio (PMGD)

MHAH 1,1 2010 2,5% Hidro - - - - - - -

Minihidro El Toro N2 (PMGD)

MHT2 1,1 2010 2,5% Hidro - - - - - - -

E-CL

Chapiquia CHAP 10,1 1967 2,5% Hidro - - - - - - -

Diesel Arica GMAR 8,4 1973 4,2% Diesel - [m3/MWh] 0,2948 [US$/m3] 803,27 9,20 246,02 M1AR 2,9 1953 2,8% Diesel - [m3/MWh] 0,3016 [US$/m3] 803,27 9,20 251,51 M2AR 2,8 1965 10,8% Diesel - [m3/MWh] 0,3007 [US$/m3] 803,27 9,20 250,75

Diesel Iquique

MIIQ 2,8 1964 2,1% Diesel - [m3/MWh] 0,3015 [US$/m3] 793,76 9,90 249,24 SUIQ 4,1 1957 3,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3260 [US$/m3] 793,76 9,90 268,67 TGIQ 23,6 1978 4,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3807 [US$/m3] 793,76 1,70 303,89

MAIQ 5,6 1972 7,1% Diesel - Fuel

Oil Nro. 6 24% - 76%

[ton/MWh] 0,2570 [US$/ton] 704,12 7,90 188,86

MSIQ 5,9 1985 7,8% Diesel - Fuel

Oil Nro. 6 23% - 77%

[ton/MWh] 0,2276 [US$/ton] 701,01 4,70 164,25

Termoelctrica Mejillones

CTM1 154,9 1995 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4350 [US$/ton] 81,18 2,08 37,39 CTM2 164,0 1998 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4154 [US$/ton] 81,18 2,56 36,29

CTM3 GNL 243,2 2000 2,3% Gas Natural - [MBtu/MWh] 7,1080 [US$/Mbtu] 7,71 4,65 59,49

Termoelctrica Tocopilla

U12 79,6 1983 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,5113 [US$/ton] 83,69 2,97 45,76 U13 79,8 1985 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4887 [US$/ton] 83,69 2,97 43,87 U14 127,7 1975 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4510 [US$/ton] 83,69 2,00 39,74 U15 124,1 1975 6,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4343 [US$/ton] 83,69 2,00 38,35 TG1 24,6 1970 2,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 800,29 0,99 319,51 TG2 24,8 1970 2,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3980 [US$/m3] 800,29 0,99 319,51 U10 36,0 1993 6,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 637,52 1,19 190,69 U11 36,0 2001 6,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2972 [US$/ton] 637,52 1,19 190,69

TG3 GNL 37,2 1993 3,0% Gas Natural - [MBtu/MWh] 12,3781 [US$/Mbtu] 7,71 0,99 96,48 TG3d 37,2 1975 3,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3140 [US$/m3] 800,29 0,99 252,28

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

13

Cuadro N 4: Costos Variables de Operacin

Propietario Central Unidad Potencia

[MW] Puesta en servicio

Tasa de salida

forzada [%]

Tipo de combustible

Porcentaje de

mezcla

Unidades de consumo

especfico

Consumo especfico

Unidades costo

combustible

Costo combustible

C. Var. No Comb.

[US$/MWh]

C. Var. [US$/MWh]

U16 GNL 343,0 1990 3,0% Gas Natural - [MBtu/MWh] 6,7020 [US$/Mbtu] 7,71 6,37 58,07 U16d 343,0 1990 3,0% Diesel - [m3/MWh] 0,1950 [US$/m3] 800,29 85,35 241,41

TAMAYA 100,0 2009 5,0% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2249 [US$/ton] 644,52 12,66 157,63

ANDINA Central Trmica

Andina CTA 152,6 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3971 [US$/ton] 92,53 5,91 42,65

HORNITOS Central Trmica

Hornitos CTH 153,9 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3863 [US$/ton] 89,83 5,74 40,44

NORGENER Termoelctrica

Norgener NTO1 127,4 1995 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4008 [US$/ton] 93,34 1,66 39,07

NTO2 131,9 1997 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3970 [US$/ton] 93,34 1,63 38,69

CELTA Termoelctrica

Tarapac CTTAR 148,5 1998 4,1% Carbn - [ton/MWh] 0,4460 [US$/ton] 80,28 1,40 37,20

TGTAR 23,7 2000 1,5% Diesel - [m3/MWh] 0,3929 [US$/m3] 775,39 0,41 305,09

ENAEX Diesel Enaex CUMMINS 0,7 1996 5,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3529 [US$/m3] 792,47 14,00 293,70

DEUTZ 2,0 1996 5,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3882 [US$/m3] 792,47 15,00 322,67

GAS ATACAMA

Atacama

CC1 GNL 325,6 1999 2,3% Gas Natural - [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 11,50 4,39 90,66 CC1d 325,5 1999 2,3% Diesel - [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 820,04 7,83 184,30 CC2 GNL 325,6 2002 2,3% Gas Natural - [MBtu/MWh] 7,5029 [US$/Mbtu] 11,50 4,39 90,66 CC2d 325,5 2002 0,5% Diesel - [m3/MWh] 0,2152 [US$/m3] 820,04 7,83 184,30

AES GENER Salta CC SALTA 2 222,8 2000 2,5% Gas Natural - [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,35 0,35

CC SALTA 109,0 2000 2,5% Gas Natural - [MBtu/MWh] 0,0000 [US$/Mbtu] 2,00 0,54 0,54

ANGAMOS Angamos ANGAMOS I 244,0 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 78,68 5,63 38,60 ANGAMOS II 244,3 2011 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4190 [US$/ton] 78,68 4,22 37,19

INACAL Inacal INACAL 6,6 2009 2,5% Fuel Oil Nro. 6 - [ton/MWh] 0,2312 [US$/ton] 637,69 9,06 156,52

ENOR

Diesel Zofri ZOFRI_1 0,9 2006 2,5% Diesel - [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 821,41 5,00 282,35

ZOFRI_2 5,2 2006 2,5% Diesel - [m3/MWh] 0,3376 [US$/m3] 821,41 2,00 279,35 ZOFRI_3 4,8 2009 2,5% Diesel - [m3/MWh] 0,2647 [US$/m3] 821,41 23,03 240,46

Estandartes Estandartes 1,6 2014 5,0% Diesel - [m3/MWh] 0,2763 [US$/m3] 821,41 17,28 249,00 Diesel Mantos

Blancos MIMB 27,9 2000 7,0%

Diesel - Fuel Oil Nro. 6

35% - 65%

[ton/MWh] 0,2368 [US$/ton] 791,20 9,00 200,94

NORACID Noracid NORACID 17,0 2012 5,0% Calor residual - - - - 0,00 1,98 1,98 ON GROUP Ingenova Ingenova 2,0 2013 5,0% Diesel - [m3/MWh] 0,3088 [US$/m3] 768,31 14,15 258,04

SOLARPACK Pozo Almonte Pozo 7,5 2014 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

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Cuadro N 4: Costos Variables de Operacin

Propietario Central Unidad Potencia

[MW] Puesta en servicio

Tasa de salida

forzada [%]

Tipo de combustible

Porcentaje de

mezcla

Unidades de consumo

especfico

Consumo especfico

Unidades costo

combustible

Costo combustible

C. Var. No Comb.

[US$/MWh]

C. Var. [US$/MWh]

Almonte 2 Pozo Almonte 3

16,0 2014 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

ENEL Valle de los

Vientos Valle de los Vientos

90,0 2014 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70

Plan De Obras En Construccin

El guila* 2,0 nov-14 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

Portada* 3,0 nov-14 7,3% Diesel - [ton/MWh] 0,2485 [US$/ton] 980,93 16,07 260,23

La Huayca* 9,0 nov-14 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

Mara Elena 71,0 nov-14 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

La Huayca 2 21,0 nov-14 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

San Pedro 1 17,0 ene-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

San Pedro 3 30,0 ene-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 San Pedro 4 30,0 ene-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

Quillagua II 27,0 abr-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 San Pedro 2 24,0 may-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Calama Sur 30,0 may-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Quillagua I 23,0 jul-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Uribe Solar 50,0 jul-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Arica Solar 1 18,0 sep-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Arica Solar 2 22,0 sep-15 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Cochrane 1 236,0 may-16 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 95,88 6,00 46,75 Cochrane 2 236,0 oct-16 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,4250 [US$/ton] 95,88 6,00 46,75 Kelar 517,0 oct-16 3,0% Gas Natural - [MBtu/MWh] 7,2080 [US$/Mbtu] 13,12 3,20 97,80 Cerro Dominador

110,0 dic-16 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

Quillagua III 50,0 feb-17 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00

Plan De Obras Indicativo

Geotrmica Irruputunco

50,0 jun-21 4,3% Geotrmica - - 1,0000 - 0,00 2,00 2,00

Solar SING I 150,0 mar-22 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Geotrmica Puchuldiza

40,0 oct-22 4,3% Geotrmica - - 1,0000 - 0,00 2,00 2,00

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Cuadro N 4: Costos Variables de Operacin

Propietario Central Unidad Potencia

[MW] Puesta en servicio

Tasa de salida

forzada [%]

Tipo de combustible

Porcentaje de

mezcla

Unidades de consumo

especfico

Consumo especfico

Unidades costo

combustible

Costo combustible

C. Var. No Comb.

[US$/MWh]

C. Var. [US$/MWh]

01 Elico SING I 200,0 ene-23 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70

Solar SING IV 150,0 ene-23 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Solar SING II 150,0 ene-24 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Elico SING II 200,0 sep-24 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70 Elico SING IV

200,0 ene-25 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70

Tarapac I 300,0 ene-27 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,88 6,00 44,02 Solar SING III 200,0 jul-27 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Solar SING V 250,0 mar-28 70,0% Solar - - 1,0000 - 0,00 6,00 6,00 Elico SING III

300,0 jul-28 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70

Mejillones I 300,0 abr-29 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,88 6,00 44,02 Tarapac II 300,0 ene-30 5,0% Carbn - [ton/MWh] 0,3965 [US$/ton] 95,88 6,00 44,02 Elico SING V 300,0 ene-30 70,0% Elica - - 1,0000 - 0,00 7,70 7,70

* Actualmente en pruebas

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7.- COSTO DE RACIONAMIENTO En base al Estudio Costo de Falla de Corta y Larga Duracin SIC, SING y SSMM remitido a los CDEC con carta CNE N 324 de fecha 3 de agosto de 2012 para su distribucin entre las empresas integrantes, los diferentes valores utilizados segn los niveles de dficit de suministro y el valor nico representativo del costo de falla de larga duracin estipulado en el artculo 30 del Reglamento de Precio de Nudo, son los siguientes:

Cuadro N 5: Costo de Falla segn Profundidad de la misma.

Profundidad de Falla [US$/MWh] 0-5% 395,25

5-10% 434,72 10-20% 631,85

Sobre 20% 805,68 Estos valores se determinan conforme a lo sealado en el ANEXO N 6: ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIN. Valor nico representativo, denominado Costo de Racionamiento: 395,25 US$/MWh. Este valor nico representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoracin a costo marginal de falla, de la energa de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de clculo de precio de nudo. Este valor nico representa el costo por kilowatthora (234,57$/kWh), en que incurriran en promedio, los usuarios al no disponer de energa. 8.- TASA DE ACTUALIZACIN Se utiliz la tasa de 10% que estipula el artculo 35 del Reglamento de Precio de Nudo.

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9.- CLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS Para determinar los costos marginales de energa se hizo un llenado de la curva montona de carga utilizando el modelo multinodal OSE2000, el cual permite una completa modelacin del sistema, en donde cada uno de los componentes se representa con la profundidad requerida, manteniendo un nivel de detalle acorde entre las diferentes partes de la modelacin. Sin perjuicio de que los desarrollos de generacin previstos reconocen en sus costos de inversin elementos de control y regulacin de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los lmites establecidos por la reglamentacin vigente requiere de una operacin coordinada de las unidades de generacin, destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se incorpor en la modelacin una reduccin de 8,5 % de la potencia de las centrales generadoras del SING que no han sido limitadas por restricciones operacionales. De igual forma, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensacin. Sin embargo, los costos implcitos en el plan de obras no permiten a priori suponer que se pueda prescindir de una operacin coordinada, con objeto de mantener los rangos de tensin en los lmites aceptados. As, la regulacin de tensin es efectuada mediante el despacho de una unidad de generacin destinada a mantener los perfiles de tensin en los rangos nominales. Para este efecto se incorpor en la modelacin descrita anteriormente la operacin forzada de una unidad de 4MW ubicada en la ciudad de Arica considerando un costo de combustible para esta unidad de 814,09US$/m3. Se determin el costo con la operacin forzada del sistema y adems se identific el costo de la operacin de la unidad forzada, incorporndolo como un coeficiente de sobrecosto por el que se ponder los costos marginales de energa obtenidos de la simulacin, lo que permite recuperar la diferencia de costos de operacin en el mismo periodo de clculo de precios de nudo. El perfil de costos marginales mostrados en el cuerpo de este informe considera este efecto. Dicho coeficiente es:

Frv= 1,0080 La utilizacin de este modelo permite la representacin detallada del sistema de transmisin del SING, adems de la incorporacin de la totalidad de las unidades generadoras existentes y futuras. 9.1.- Precio Bsico de la Energa El Precio Bsico de la Energa se calcul en el Nudo Troncal Crucero 220 kV a partir de la asociacin de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consider los costos marginales esperados y energas mensuales, tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a

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esta. En el ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA DE PUNTA se muestra el clculo del precio bsico de la energa. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operacin del SING, contados a partir del 1 de octubre de 2014, el precio bsico de la energa se determina como:

Precio Bsico EnergaNUDO REFERENCIA = CMgNref i ENref,i(1 + r)i148i=1

ENref,i(1 + r)i148i=1

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

Nudo Bsico de la Energa, Crucero 220 kV. CMgNref,i : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestacin Bsica de Energa. ENref,i : Energa Mensual en el mes i asociada a la Subestacin Bsica de Energa. i : Mes i-simo. r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10 % anual. El Precio Bsico de la Energa es de 35,492 $/kWh para el Nudo Bsico de referencia. En este clculo se ha considerado una operacin que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulacin de frecuencia y tensin, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO. En el ANEXO N 4: BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO FACTORES DE PENALIZACIN se entrega la informacin necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. 9.2.- Precio Bsico de la Potencia de Punta El Precio Bsico de la Potencia de Punta se obtuvo a partir del costo de ampliar la capacidad instalada mediante turbinas a disel de tamao y caractersticas adecuadas al SING. Conforme a lo establecido en el artculo 162, N 3 DFL N4/2006, el precio bsico de la potencia de punta resulta igual a 5102,89 $/kW/mes en el nudo Lagunas 220 kV, por ser el nudo del sistema de Transmisin Troncal en donde se necesita incrementar la capacidad de generacin para el horizonte de evaluacin pertinente, de acuerdo a los clculos que se detallan en el ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA DE PUNTA.

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9.3.- Precios de Energa y Potencia Resto del SING

9.3.1 Precios de Energa en el Resto del SING Los precios de energa en los restantes nudos troncales del sistema de transmisin se determinan aplicando la expresin sealada en el punto 9.1.-, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO. Los Factores de Penalizacin de Energa resultan de referir los precios determinados en el resto de las subestaciones principales del SING respecto del nudo de referencia Crucero 220kV. La determinacin de los precios mencionados entre otros factores considera las prdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisin as como tambin los costos de operacin del sistema.

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

Cuadro N 6: Factores de Penalizacin y Precios Bsicos sin ajuste de Banda.

NUDO Factor de penalizacin

de la energa Factor de penalizacin de

la potencia

Precio bsico de la energa Precio bsico mensual de la potencia de punta

[US$/MWh] [$/kWh] [US$/kW-mes] [$/kW-mes]

TARAPAC 1,0197 1,0023 60,9821 36,1910 8,6182 5.114,63

LAGUNAS 1,0242 1,0000 61,2513 36,3510 8,5984 5.102,89

CRUCERO 1,0000 0,9729 59,8040 35,4920 8,3654 4.964,60

ENCUENTRO 1,0035 0,9722 60,0133 35,6160 8,3594 4.961,03

ATACAMA 1,0244 0,9956 61,2632 36,3580 8,5606 5.080,44

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10.- FRMULAS DE INDEXACIN PARA LOS PRECIOS DE NUDO 10.1.- Precio de la Potencia Punta4

Pb[($/kW)/mes] = Pb0 DoliDol0

Coef1PPIturbiPPIturb0

+ Coef2PPIiPPI0

+ Coef3IPCiIPC0

Donde

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

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

al mes anterior a cual se registre la indexacin. Dol0: Dlar observado EEUU promedio correspondiente al mes de septiembre 2014

(593,47 $/US$), utilizado en la fijacin tarifaria vigente publicado por el Banco Central. PPIturbi: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit

Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611w) correspondiente al sexto mes anterior al cual se registre la indexacin.

PPIturb0: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611) correspondiente al mes de abril de 2014 (219,8).

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

PPI0: Producer Price Index- Commoditie publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al mes de abril de 2014 (208,3).

IPCi: ndice de precio al consumidor publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se registre la indexacin.

IPC0: ndice de precio al consumidor publicado por el INE correspondiente al mes de agosto de 2014 (115,35). IPC determinado, en conformidad a lo estipulado en el Informe Empalme de las Series del IPC y Factor de Reajustabilidad publicado en enero 2014 por el Instituto Nacional de Estadsticas.

4 La frmula de indexacin, as como la estructura y valores base del clculo del precio bsico de la potencia, han sido determinados considerando el Estudio DETERMINACIN DE LOS COSTOS DE INVERSIN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIN DE LA UNIDAD DE PUNTA, EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM del 2012. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Reglamento de Precio de Nudo, especficamente en su artculo 49.

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Central Potencia

[MW] Pb0

[$/kW/mes] PPIturb COEF 1

PPI COEF 2

IPC COEF 3

Lagunas 70 5.102,89 0,47796 0,10670 0,41534

10.2.- Precio de la Energa El precio de nudo de la energa ser indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado de acuerdo a la siguiente expresin:

Precio energa = Precio base PMMiPMM0

Donde: PMMi: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos

informados por las empresas generadoras a la Comisin correspondientes a la ventana de cuatro meses que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicacin de este precio.

PMM0: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos

informados por las empresas generadoras a la Comisin correspondientes a la ventana de cuatro meses que incluye los meses de mayo de 2014 a agosto de 2014 (58,984 $/kWh).

Dentro de los primeros tres das hbiles de cada mes, la Comisin publicar en su sitio de dominio electrnico el valor del PMMi respectivo para efectos de la aplicacin de la frmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres sern indexados mediante el ndice de Precios al Consumidor (IPC) al mes anterior al cual se realice la aplicacin de la frmula de indexacin de la energa. 11.- CARGOS POR ENERGA REACTIVA Los cargos por energa reactiva de la fijacin de octubre de 2014 varan en un 3,21% respecto de la fijacin de abril de 2014, cifra que corresponde a un 3,33% por la variacin del tipo de cambio entre marzo de 2014 y septiembre de 2014, y a un -0,12% por la variacin real del dlar en adquisicin de maquinaria elctrica (IPM USA) en seis meses (entre los meses enero 2014 y julio 2014).

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Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el Cuadro N 7 y se aplicarn en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio pblico que est recibiendo energa elctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio pblico horariamente de acuerdo al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energa activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cociente entre energa reactiva inductiva y energa activa. 3. Conforme al cociente anterior y de acuerdo al nivel de tensin del punto de compra

aplicar los cargos por energa reactiva inductiva presentados en el Cuadro N 7 para cada una de las horas del perodo comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs.

4. Se excepta la aplicacin de los siguientes cargos slo para aquellas horas correspondientes a los das domingos o festivos.

El mecanismo de aplicacin de los cargos sealados en el Cuadro N 7 ser detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo. La aplicacin de los cargos se deber realizar considerando el desglose del cociente entre la energa reactiva inductiva y energa activa para cada uno de los tramos indicados. As en caso de que dicho cociente exceda el rango exento de pago comprendido entre 0% y 20% slo se deber aplicar el cargo al exceso por sobre el 20%. Dicho exceso deber dividirse en cada uno de los rangos indicados en el Cuadro N 7 pagando el valor del rango respectivo hasta alcanzar el valor total del cociente. En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energa activa o reactiva distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora la Direccin de Peajes del Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC) respectivo deber realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energa activa y reactiva al cual se deben aplicar los cargos presentados en el Cuadro N 7 segn corresponda.

Cuadro N 7: Cargos por energa reactiva inductiva segn nivel de tensin de punto de compra

Cuociente %

Cargo para tensin superior a 100 kV

[$/kVArh]

Cargo para tensin entre 100 kV y 30 kV

[$/kVArh]

Cargo para tensin inferior a 30 kV

[$/kVArh] Desde 0 y hasta 20 0,000 0,000 0,000 Sobre 20 y hasta 30 5,526 0,000 0,000 Sobre 30 y hasta 40 9,951 9,951 0,000 Sobre 40 y hasta 50 9,951 9,951 9,951 Sobre 50 y hasta 80 13,261 13,261 13,261

Sobre 80 16,569 16,569 16,569

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12.- AJUSTE DE PRECIOS DE NUDO El artculo 166 del DFL N4/06 establece que los precios de nudo definitivos de energa y potencia que la Comisin determine, debern ser tales que el Precio Medio Terico se encuentre dentro de la Banda de Precios de Mercado sealada en su artculo 168. El presente informe entrega la metodologa y los clculos para la determinacin de los precios de nudo definitivos, a partir de los precios de mercado y tericos, de acuerdo a lo establecido en el artculo 167 y siguientes del DFL N4/06. Asimismo se contiene en el presente informe, el valor mximo de las ofertas de licitacin para abastecer consumos regulados, cuando proceda, segn lo establecido en el artculo 135 del DFL N4/06. 12.1.- Determinacin de la Banda de Precios de Mercado y Comparacin del Precio

Medio Terico con Precios de Mercado. 12.1.1 Determinacin del Precio Medio Bsico Conforme a lo establecido en el inciso primero del artculo 168 del DFL N4/06, el Precio Medio Bsico del SING resulta ser:

Cuadro N 8: Determinacin Precio Medio Bsico5.

Precio Medio Bsico SING ($/kWh) Precio Bsico Energa [$/kWh] 35,492

Precio Bsico Potencia [$/kW/mes] 4.964,60 Precio Medio Bsico [$/kWh] 43,309

12.1.2 Determinacin de Banda de Precios de Mercado Segn lo establecido en los numerales 2, 3 y 4, del artculo 168 del DFL N4/06, para la determinacin de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia porcentual (PMB/PMM%) entre el Precio Medio Bsico, calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artculo 167 del DFL N4/06. Esta comparacin se muestra en el Cuadro N9.

5 Precios Bsicos en nudo Crucero 220 kV. Factor de carga Sistema utilizado: 0,87.

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Cuadro N 9: Comparacin Precio Medio Bsico - Precio Medio de Mercado.

Precio Medio Bsico/Mercado SING [$/kWh] Precio Medio Bsico [$/kWh] 43,309

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 58,984 D PMB / PMM (%) -26,6%

El procedimiento de determinacin de la BPM se describe a continuacin:

Cuadro N 11: Comparacin Precio Medio Terico Ajustado Precio Medio de Mercado.

Precio Medio Terico Ajustado/Mercado SING [$/kWh] Precio Medio Terico Ajustado [$/kWh] 56,035

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 58,984 Diferencia (%) -5,00%

Cuadro N 12: Factores de Penalizacin y Precios de Nudo, Ajustados a Banda de Precios de Mercado (*).

NUDO Factor de

Penalizacin de la Energa

Factor de Penalizacin de

la Potencia

Precio Bsico de la Energa

Precio Bsico Mensual de la Potencia de Punta

(US$/MWh) ($/kWh) (US$/kW-mes) ($/kW-mes) TARAPACA 1,0197 1,0023 68,7813 40,8200 8,6182 5.114,63 LAGUNAS 1,0242 1,0000 69,0848 41,0000 8,5984 5.102,89 CRUCERO 1,0000 0,9729 67,4524 40,0310 8,3654 4.964,60

ENCUENTRO 1,0035 0,9722 67,6885 40,1710 8,3594 4.961,03 ATACAMA 1,0244 0,9956 69,0983 41,0080 8,5606 5.080,44

12.2.- Determinacin del Valor Mximo de las Ofertas de Licitacin para Abastecer Consumos Regulados

De acuerdo a lo establecido en el artculo 135 el DFL N4/06, en cada licitacin, el valor mximo de las ofertas ser el equivalente al lmite superior de la BPM aumentado en un 20%. El valor as determinado, esto es, el precio medio mximo de las ofertas de licitacin para consumos regulados, resulta ser igual a 125,229 US$/MWh, que considera un precio de potencia de 8,5984 US$/kW/mes y un precio mximo de energa para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SING, igual a 111,690 US$/MWh.

13.- CARGO NICO TRONCAL (CU) En la fijacin de Precios de Nudo de Abril de 2014 se estableci que los saldos correspondientes a la utilizacin del STT fueran abonados para saldar la deuda del ao 2013. El clculo y revisin de este cargo corresponde realizarlo en la prxima fijacin de Precios de Nudo.

26

El Cargo nico traspasable a usuarios sometidos a regulacin de precios y Cargo nico para el segmento de usuarios que seala en la LGSE, artculo 102, letra a), prrafo segundo, que se encuentra vigente, se presenta a continuacin.

Cuadro N 13: Cargo nico troncal CU2 CU15

[$/kWh] [$/kWh] CU 1,589 -

14.- ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios del carbn y de las mezclas de carbn-petcoke de los combustibles lquidos y del diesel en las distintas centrales se determinaron de acuerdo a los valores informados por la Direccin de Operacin del CDEC-SING, segn lo establecido en el artculo N 19 del Reglamento de Precio de Nudo. Los precios contenidos en el Cuadro N4 se modelaron para el horizonte de estudio a travs de los factores obtenidos de las proyecciones del Cuadro N 14, Cuadro N 15 y Cuadro N 16. Para aquellas centrales que utilizan como combustibles el carbn, la mezcla carbn-petcoke y el GNL, los precios contenidos en el cuadro anterior se modelaron hasta diciembre de 2017 a travs de los factores de modulacin obtenidos de las proyecciones del Cuadro N 14 y Cuadro N 15 respectivamente. A contar de enero de 2018 se utilizan los precios de la proyeccin elaborada por la CNE. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel la modulacin de precios se realiz a travs del coeficiente de modulacin del crudo WTI del Cuadro N 16.

27

Cuadro N 14: Proyeccin Precio de Carbn Trmico6

Carbn Trmico

Ao Precio

[US$/Ton] Factor de

Modulacin 2014 95,88 1,0000 2015 97,26 1,0144 2016 98,60 1,0284 2017 100,84 1,0517 2018 102,64 1,0705 2019 103,31 1,0775 2020 103,81 1,0827 2021 104,27 1,0875 2022 104,79 1,0929 2023 105,32 1,0985 2024 106,22 1,1078 2025 106,93 1,1152 2026 107,90 1,1254 2027 108,64 1,1331 2028 108,89 1,1357 2029 109,71 1,1442

6 El escenario considera como caso base el precio de Paridad del Carbn en Ventanas en base 7.000 kcal/kg, de acuerdo al Energy Annual Outlook 2014 (EIA-DOE), utilizando como referencia el Carbn Bituminoso de EEUU.

28

Cuadro N 15: Proyeccin precio de gas natural licuado7

GNL

Ao Precio

[US$/MBtu] Factor de

Modulacin 2014 13,12 1,0000 2015 12,89 0,9825 2016 12,41 0,9459 2017 12,20 0,9299 2018 11,59 0,8834 2019 10,16 0,7744 2020 9,82 0,7485 2021 10,17 0,7752 2022 10,35 0,7889 2023 10,51 0,8011 2024 10,71 0,8163 2025 10,84 0,8262 2026 10,99 0,8377 2027 11,14 0,8491 2028 11,27 0,8590 2029 11,49 0,8758

7 Considera como base 12 % Brent hasta el ao 2018. Desde el 2019 en adelante 115%HH+4,5. El arancel de importacin de 6 % hasta el ao 2017. Desde el 2018 en adelante sin arancel. El precio considera tambin el costo por uso de terminal (0,12 US$/MBtu).

29

Cuadro N 16: Proyeccin precio de Crudo Wti8

Crudo WTI

Ao WTI (Spot Cushing)

[US$/BBL] Factor de

Modulacin 2014 96,24 1,0000 2015 92,46 0,9608 2016 90,73 0,9428 2017 91,83 0,9542 2018 93,03 0,9667 2019 95,39 0,9912 2020 97,76 1,0158 2021 100,33 1,0425 2022 102,93 1,0695 2023 105,67 1,0979 2024 108,22 1,1245 2025 110,60 1,1492 2026 112,60 1,1700 2027 115,11 1,1960 2028 117,14 1,2171 2029 119,23 1,2389

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

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

15.1.- Precio Bsico de Energa Sobre la base de las caractersticas de las unidades y las curvas de carga del sistema elctrico se calcularon los costos marginales para los diferentes aos calendario de operacin analizados en el sistema elctrico en el nudo Crucero 220 kV. Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada ao calendario se calcul el costo marginal promedio ponderado actualizado en el perodo de 48 meses a partir de octubre de 2014 en el nudo Crucero 220 kV.

8 Precio WTI US$/BBL, EAO/2014 (EIA-DOE), el precio paridad del combustible se considera en Quintero.

30

El cuad2014 y

dro siguientey septiembre

Cuadro

Ao

2014201420142015201520152015201520152015201520152015201520152016201620162016201620162016201620162016201620162017201720172017

e muestra lode 2018, y el

o N 17: Costo

Mes

4 Octubre 4 Noviembre 4 Diciembre 5 Enero 5 Febrero 5 Marzo 5 Abril 5 Mayo 5 Junio 5 Julio 5 Agosto 5 Septiembre5 Octubre 5 Noviembre 5 Diciembre 6 Enero 6 Febrero 6 Marzo 6 Abril 6 Mayo 6 Junio 6 Julio 6 Agosto 6 Septiembre6 Octubre 6 Noviembre 6 Diciembre 7 Enero 7 Febrero 7 Marzo 7 Abril

os costos mal valor del co

os Marginales y

Costo MEquivalente

6260605960615960595959

e 605961595758705750575757

e 5750484849495151

rginales resusto marginal

y Demanda de

Marginal e [US$/MWh]

2,10,70,99,70,21,99,80,09,99,89,90,19,81,69,77,78,00,37,70,97,67,27,17,70,98,78,79,29,51,51,8

ultantes entractualizado.

e Energa Nudo

DemandaAsociada [GW

451,70441,16464,13443,81392,95454,44438,21462,93444,57462,51456,89447,34468,68457,88481,69461,22420,55472,09455,28480,90462,00480,66474,95464,73486,83475,73500,40483,55430,32494,77477,24

re los meses

o Crucero 220 k

Wh]Tasa

Descuent

1,0000 0,9919 0,9842 0,9763 0,9684 0,9613 0,9536 0,9462 0,9385 0,9312 0,9237 0,9162 0,9091 0,9018 0,8947 0,8875 0,8804 0,8739 0,8669 0,8601 0,8532 0,8465 0,8397 0,8330 0,8265 0,8198 0,8134 0,8068 0,8003 0,7945 0,7881

de octubre

kV.

to

31

de

Precio

15.2.-El clcacuerd

Pp 9 La frmdetermiDE LA Ucarta CNPrecio d

Ao

20172017201720172017201720172017201820182018201820182018201820182018

bsico de la

Precio Bsi

- Precio Bsculo del precdo a la siguien

pot US$/kW/

mula de indexacnados considera

UNIDAD DE PUNTNE N237 de fecde Nudo, especf

Mes

7 Mayo 7 Junio 7 Julio 7 Agosto 7 Septiembre7 Octubre 7 Noviembre 7 Diciembre 8 Enero 8 Febrero 8 Marzo 8 Abril 8 Mayo 8 Junio 8 Julio 8 Agosto 8 Septiembre

energa en nu

co Energa =

sico de la Poio bsico de

nte expresin

/mes C

cin, as como laando el Estudio TA, EN SISTEMAcha 29 de junio dicamente en su

Costo MEquivalente

49515250

e 545251515470777180878670

e 87

udo Crucero 2

59,8040 [US

otencia de Pla potencia

n:

FRC C

a estructura y vaDETERMINACI

AS SIC, SING Y Sde 2012. Dicho artculo 49.

Marginal e [US$/MWh]

9,41,42,50,94,12,51,51,44,10,17,51,90,07,06,00,17,0

220 kV:

S$/MWh] x 5

Punta9 de punta en

C FRC

alores base del N DE LOS COSTSSMM del 2012estudio se enm

DemandaAsociada [GW

504,01484,36503,94498,08487,07510,16498,65524,44507,34451,03520,26502,40530,83509,50530,05523,11512,32

593,47 [$/US

n el nudo Lag

C FRC C

clculo del precTOS DE INVERSI2, enviado a lasarca dentro de

Wh]Tasa

Descuent

0,7819 0,7756 0,7696 0,7634 0,7572 0,7513 0,7453 0,7394 0,7335 0,7276 0,7223 0,7164 0,7109 0,7051 0,6996 0,6940 0,6884

S$] = 35,492 [

gunas 220 kV

CF C 1

cio bsico de laN Y COSTOS FIJs empresas genelo estipulado en

to

[$/kWh]

V se obtiene

MRT FP

potencia, han sJOS DE OPERACeradoras median el Reglamento

32

de

sido IN nte

o de

Sus valores y clculo que se detallan a continuacin:

Cuadro N 18: Clculo del Precio Bsico de la Potencia de Punta.

Precio Bsico de la Potencia, Lagunas 70 [MW] CTG[US$/kW] 609,430 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto.

FRCTG[-] 0,008785

Factor de recuperacin de capital de la inversin de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 25 aos.

CSE[US$/kW] 73,430 Costo unitario de la subestacin elctrica de este proyecto.

FRCSE[-] 0,008459

Factor de recuperacin de capital de la inversin de la subestacin elctrica, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 30 aos.

CLT[US$/kW] 9,924

Costo unitario de la lnea de transmisin que conecta la subestacin de este proyecto con la subestacin Parinacota.

FRCLT[-] 0,009366

Factor de recuperacin de capital de la inversin de la lnea de transmisin, corresponde a la mensualidad de la inversin sobre una vida til de 20 aos.

CF[-] 1,048809 Costo financiero. Cfijo[US$/kW] 1,297 Costo fijo de operacin y mantenimiento.

1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Terico. 1 + FP [-] 1,0042819 Factor de prdidas

Pbpot[US$/kW/mes] 8,5984 Precio Bsico de la potencia. Se ha adoptado un margen de 11,76% para todos los nudos en consistencia con lo utilizado en la anterior fijacin correspondiente a una disponibilidad promedio de 89,48% de las unidades generadoras ms econmica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda mxima anual del sistema elctrico, esto es, turbinas a gas Diesel. Precio Bsico Potencia de Punta = 8,5984 [US$/kW/mes] x 593,47 [$/US$] = 5102,89 [$/kW/mes] 15.3.- Factores de penalizacin De este modo a partir de los precios de nudo por barra en la tabla siguiente se presentan los correspondientes factores de penalizacin.

33

Cuadro N 19: Factores de penalizacin.

NUDO TENSIN [kV] FACTORES DE PENALIZACIN

POTENCIA ENERGA CRUCERO 220 1,0000 0,9729

DOMEYKO(*) 220 1,0411 1,0080 ENCUENTRO 220 1,0035 0,9722

ESCONDIDA(*) 220 1,0401 1,0131 LABERINTO(*) 220 1,0138 0,9858

LAGUNAS 220 1,0242 1,0000 NUEVA ZALDIVAR(*) 220 1,0356 1,0081 POZO ALMONTE(*) 220 1,0336 1,0063

TARAPACA 220 1,0197 1,0023 CNDORES(*) 220 1,0356 1,0300

PARINACOTA(*) 220 1,0647 1,0613 EL COBRE(*) 220 1,0137 0,9832 ATACAMA 220 1,0244 0,9956

(*) Potenciales nudos troncales 16.- ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO 16.1.- Simplificaciones Adoptadas Para la modelacin del sistema elctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones:

a) Modelacin uninodal del sistema elctrico para determinacin de probabilidad de prdida de carga en generacin y costos de regulacin de tensin y frecuencia.

b) Representacin multinodal del sistema elctrico para determinacin de probabilidad de prdida de carga en transmisin.

16.2.- Calidad de Suministro La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parmetros Indisponibilidad de Generacin, Indisponibilidad de Transmisin, Regulacin de Frecuencia y Regulacin de Tensin.

a) Indisponibilidad de Generacin Se determin la indisponibilidad de generacin asociada al plan de obras utilizado en la presente fijacin. La indisponibilidad del sistema de generacin es representada a travs del desarrollo de un modelo esttico anual que considera la curva de duracin de la demanda del sistema y las indisponibilidades caractersticas de las unidades generadoras del sistema.

34

La modelacin utilizada reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100 % obtenindose la curva de duracin de la demanda equivalente a partir del proceso de convolucin entre la curva de duracin de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema. Una vez obtenida la curva de duracin de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema se obtiene la probabilidad de prdida de carga (LOLP) como indicador que representa el nmero de horas esperado en que el sistema de generacin no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. Este valor corresponde al mismo determinado en la fijacin de abril de 2014 y alcanza el valor: Indisponibilidad de Generacin SING = 3,40 horas/ao

b) Indisponibilidad de Transmisin La indisponibilidad de transmisin se trat mediante afectacin directa de los factores de penalizacin considerando que los modelamientos que les dieron origen no incorporaron factores de indisponibilidad. Para ello se efectu una simulacin esttica de la operacin del sistema elctrico para una condicin tpica de operacin en la hora de demanda mxima utilizando el modelo multinodal PCP10. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,001760 horas/km al ao se simul la operacin del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de lneas. Se consider la salida sucesiva de 23 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda y a su distribucin de costos marginales por barra se asign la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de lnea. Como costo de falla se us el costo correspondiente declarado en el cuerpo de este informe. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisin SING = 0,24 horas/ao

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

35

Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000085 p.u. Este coeficiente destinado a afectar a los factores de penalizacin resulta ser bajo pues el modelo utilizado reconoce que pocos eventos de salida de lneas asociados a su vez a bajas probabilidades provocan insuficiencia en el abastecimiento de la demanda. Se afect los factores de penalizacin de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de penalizacin de potencia presentados en el cuerpo de este Informe Tcnico Preliminar incluyen este factor de sobrecosto. Cabe sealar lo siguiente: Las metodologas para el tratamiento de los ndices de calidad de suministro deben

entenderse de exclusiva aplicacin en la presente fijacin de precios. Los parmetros definidos no pueden entenderse como una condicionante del trabajo que el

CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en la letra d) del Artculo 36 del Decreto Supremo N291 de 2007, del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin.

17.- ANEXO N 4: BASES METODOLGICAS Y CONCEPTUALES DEL CLCULO FACTORES

DE PENALIZACIN 17.1.- Introduccin Segn lo establecido en el DFL N 4/06 la Comisin Nacional de la Energa (CNE) debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energa y la Potencia. Asimismo la Comisin debe calcular los Factores de Penalizacin de Energa y Potencia para los sistemas cuyo tamao sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas elctricos a partir de los precios bsicos de nudo de energa y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijacin de precio de nudo correspondiente a octubre de 2014, la Comisin ha decidido actualizar los Factores de Penalizacin vigentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyas bases metodolgicas y conceptuales se entregan a continuacin.

36

17.2.- Modelo de Factores de Penalizacin 17.2.1 Bases Generales del Clculo de Factores de Penalizacin Los factores de penalizacin reflejan la forma en que las prdidas marginales se distribuyen en la red elctrica y por lo tanto son un ndice de costos asociado a la generacin elctrica. En la determinacin de los Factores de Penalizacin de Energa y de Potencia para el SING se utiliz un Modelo Multinodal OSE2000 mediante una representacin topolgica que se muestra en detalle ms adelante. A partir de la previsin de demanda a que se refiere el cuerpo del presente informe se model la demanda de carcter residencial e industrial en las diferentes barras del sistema en base a factores de reparticin mensual y utilizando una curva de duracin para cada tipo de demanda es decir curva residencial en aquellas barras en las cuales existen consumos principalmente regulados (ciudades) y curva industrial en todas aquellas barras en las cuales existen consumos de carcter industrial.

Por otra parte el flujo en cada lnea se represent mediante una aproximacin de 5 tramos. Los factores de penalizacin se determinaron a partir de la relacin de precios de nudo por barra de acuerdo a la barra de referencia elegida para un perodo de 48 meses. En el caso particular de los factores de penalizacin de la potencia dichos precios fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de mayor demanda en cada mes. Los precios de combustibles, crecimiento, de las ventas y consideraciones operacionales del SING utilizados, son las que se entregan en el cuerpo del Informe Tcnico Preliminar. Las barras utilizadas as como sus caractersticas se encuentran disponibles en las bases que acompaan la publicacin del presente informe. La proyeccin de ventas se muestra en los cuadros siguientes.

37

Cuadro N 20: Ventas Totales.

PROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA

Ao Clientes

Libres [GWh] Tasa

Libres Clientes Regulados

[GWh] Tasa

Regulados Sistema [GWh]

Tasa Sistema

2014 13.833 2,0% 1.772 3,8% 15.605 2,2%

2015 14.784 6,9% 1.858 4,8% 16.642 6,6%

2016 15.769 6,7% 1.941 4,5% 17.710 6,4%

2017 16.791 6,5% 2.024 4,3% 18.815 6,2%

2018 17.873 6,4% 2.104 4,0% 19.977 6,2%

2019 18.975 6,2% 2.181 3,7% 21.156 5,9%

2020 20.136 6,1% 2.258 3,5% 22.394 5,8%

2021 21.352 6,0% 2.333 3,3% 23.685 5,8%

2022 22.612 5,9% 2.408 3,2% 25.020 5,6%

2023 23.933 5,8% 2.481 3,1% 26.414 5,6%

2024 25.260 5,5% 2.554 2,9% 27.814 5,3%

2025 26.592 5,3% 2.626 2,8% 29.218 5,0%

2026 27.791 4,5% 2.697 2,7% 30.488 4,3%

2027 29.003 4,4% 2.767 2,6% 31.771 4,2%

2028 30.209 4,2% 2.836 2,5% 33.045 4,0%

2029 31.366 3,8% 2.905 2,4% 34.271 3,7% .

38

Cuadro N 21: Ventas Reguladas por Barra.

Consumo Clientes Regulados SING [MWh] Barra 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Alto Hospicio 110 84.635 88.285 91.828 95.347 98.744 102.006 105.230 108.416 111.563 114.672 117.743 120.775 123.770 126.726 129.643 132.523 Antofagasta 013 41.353 43.471 45.535 47.585 49.572 51.489 53.384 55.257 57.108 58.936 60.743 62.528 64.290 66.031 67.749 69.445

Calama 110 265.264 278.851 292.088 305.240 317.986 330.282 342.436 354.450 366.321 378.052 389.640 401.088 412.394 423.558 434.581 445.463 Centro 110 328.346 345.164 361.549 377.828 393.605 408.825 423.870 438.740 453.435 467.955 482.300 496.469 510.464 524.283 537.928 551.397

Cerro Dragn 110 118.123 123.217 128.161 133.073 137.814 142.367 146.866 151.312 155.705 160.044 164.330 168.563 172.742 176.867 180.939 184.958 Chapiquia 066 1.540 1.568 1.595 1.622 1.647 1.672 1.697 1.722 1.747 1.773 1.799 1.816 1.834 1.852 1.869 1.887 Chinchorro 066 112.065 117.407 122.603 127.766 132.761 137.571 142.326 147.025 151.668 156.255 160.787 165.263 169.683 174.047 178.355 182.608

Dolores 110 955 997 1.038 1.078 1.117 1.155 1.192 1.229 1.265 1.301 1.337 1.372 1.406 1.441 1.474 1.508 El Tesoro 220 1.487 1.564 1.638 1.712 1.783 1.852 1.920 1.987 2.054 2.120 2.185 2.249 2.312 2.375 2.437 2.498 La Negra 110 66.365 69.764 73.076 76.366 79.555 82.631 85.672 88.678 91.648 94.582 97.482 100.346 103.174 105.967 108.725 111.448

La Portada 110 109.729 115.349 120.825 126.265 131.537 136.624 141.652 146.621 151.532 156.384 161.178 165.913 170.590 175.208 179.768 184.269 Lagunas 023 2.025 2.113 2.197 2.282 2.363 2.441 2.518 2.594 2.670 2.744 2.818 2.890 2.962 3.032 3.102 3.171

Mantos Blancos 220 3.021 3.176 3.326 3.476 3.621 3.761 3.900 4.037 4.172 4.305 4.437 4.568 4.697 4.824 4.949 5.073 Mejillones 110 22.387 23.534 24.651 25.761 26.836 27.874 28.900 29.914 30.916 31.906 32.884 33.850 34.804 35.746 36.677 37.595

Pacifico 110 112.066 116.899 121.590 126.250 130.748 135.067 139.336 143.554 147.721 151.838 155.904 159.920 163.885 167.799 171.662 175.475 Palafitos 110 92.734 96.733 100.614 104.470 108.192 111.766 115.299 118.789 122.238 125.644 129.009 132.332 135.612 138.851 142.048 145.203

Pozo Almonte 13.8 38.460 40.119 41.729 43.328 44.872 46.354 47.819 49.267 50.697 52.110 53.505 54.883 56.244 57.587 58.913 60.222 Pukara 066 149.006 156.109 163.018 169.883 176.524 182.920 189.242 195.490 201.664 207.763 213.789 219.740 225.617 231.420 237.148 242.803 Quiani 066 54.221 56.806 59.320 61.818 64.235 66.562 68.863 71.136 73.383 75.602 77.795 79.960 82.099 84.210 86.295 88.353

Sur 110 85.364 89.737 93.997 98.229 102.331 106.288 110.199 114.065 117.886 121.660 125.390 129.074 132.712 136.305 139.852 143.354 Tamarugal 066 24.240 25.286 26.300 27.308 28.281 29.215 30.139 31.051 31.952 32.843 33.722 34.591 35.448 36.295 37.131 37.955 Tarapac 220 9.340 9.743 10.134 10.522 10.897 11.257 11.613 11.965 12.312 12.655 12.994 13.329 13.659 13.985 14.307 14.625 Tocopilla 005 28.756 30.229 31.664 33.090 34.471 35.804 37.122 38.424 39.711 40.983 42.239 43.480 44.706 45.916 47.111 48.290

Uribe 110 20.517 21.567 22.591 23.608 24.594 25.545 26.485 27.414 28.333 29.240 30.136 31.022 31.896 32.760 33.612 34.454

39

Barra 2

A 110 35

Alto Norte 110 33Arica 110 18Calama 110 18

Centro 110 42

Chacaya 220 11Chapiquia 066 13

Chuquicamata 110 6.9

Chuquicamata 220 74

Collahuasi 220 1.3Desalant 110 79Dolores 110 14Domeyko 220 85

El Abra 220 84El Aguila 066 15El Loa 220 24

El Negro 110 18El Tesoro 220 26Encuentro 220 77Escondida 220 1.7

Esperanza SING 220 88Gaby 220 39La Negra 110 36Lagunas 023 23

Lagunas 220 - Lince 110 14Lomas Bayas 220 30

Mantos Blancos 220 22

Mejillones 110 73

Minsal 023 10Norgener 220 71

2014 2015 2

8.113 366.958 378

8.633 350.547 364.430 18.889 19..919 19.585 20.

.361 43.851 45.

8.731 258.252 4050 134 140

972 7.217 7.5

5.722 764.141 787

332.620 1.376.553 1.4.256 82.045 85.5.535 150.656 1563.221 897.980 1.2

2.953 867.181 896.980 16.542 17.0.466 248.927 259

8.637 195.274 2032.624 281.910 297.628 80.359 88.

721.080 1.811.366 1.5

4.843 925.043 992.763 410.607 435.236 37.511 39..898 24.739 25.

- - 4.832 149.927 1561.520 312.129 324

2.995 230.841 240

.784 76.380 79.

1.786 105.367 109.167 73.671 76.

2016 2017 2

8.037 391.809 437

4.825 381.984 386.659 20.583 20..382 21.341 21.

.637 47.783 48.

5.322 424.386 4280 146 148

511 7.865 7.9

7.210 815.888 911

430.366 1.488.249 1.4.386 89.403 90.6.792 164.166 165

222.729 1.269.771 1.3

6.110 926.331 936.216 18.026 18.9.065 271.250 274

3.227 212.786 2157.163 314.979 322.940 98.571 105

556.561 1.475.555 1.5

1.315 1.068.771 1.05.792 460.807 465.039 40.875 41..746 26.957 27.

83.889 1026.034 163.373 1654.841 340.120 343

0.243 251.543 254

.491 83.229 84.

9.659 114.817 116.671 80.277 81.

Cuadro N 22

Consum

2018 2019 2

7.923 449.915 486

6.023 381.572 397801 20.561 21.566 21.318 22.

289 47.732 49.

8.873 423.928 4418 146 152

48 7.856 8.1

1.915 936.886 1.0

98.843 1.476.434 1.5348 89.306 93.5.902 163.989 17085.299 1.358.306 1.3

6.125 925.332 964216 18.006 18.4.118 270.958 282

5.036 212.556 2212.082 321.993 3395.008 254.503 35761.817 1.560.771 1.5

80.072 1.067.619 1.15.680 460.310 479307 40.831 42.242 26.928 28.

2.427 799.857 9075.100 163.197 1703.716 339.753 354

4.202 251.271 261

109 83.140 86.

6.031 114.693 119126 80.191 83.

2: Ventas Libres po

o Clientes Libres SING [MWh]

2020 2021 2

6.147 504.490 519

7.587 416.810 434424 22.460 23.3213 23.286 24.2

735 52.140 54.2

1.721 463.077 4822 159 166

86 8.582 8.93

12.335 1.050.532 1.08

33.012 1.601.436 1.66054 97.553 1010.872 179.133 18629.630 1.356.928 1.44

4.168 1.010.784 1.25762 19.669 20.42.330 295.980 308

1.477 232.186 2419.177 359.312 3777.959 453.272 47464.986 1.577.776 1.68

12.427 1.166.211 1.219.630 502.819 523544 44.601 46.4058 29.415 30.6

7.693 1.036.373 1.170.046 178.268 1854.013 371.129 386

1.817 274.476 285

629 90.817 94.5

9.506 125.284 130556 87.596 91.2

r Barras.

022 2023 2

9.999 528.413 550

4.019 445.554 469387 24.009 25.2248 24.892 26.2

293 55.736 58.6

2.196 495.012 5216 170 179

36 9.174 9.66

82.826 1.100.348 1.14

61.578 1.699.558 1.781.581 104.281 1096.529 191.487 20145.462 1.504.257 1.60

50.514 1.525.249 1.63481 21.025 22.18.200 316.392 333

1.772 248.198 2617.923 391.731 4164.247 653.543 75381.229 1.739.271 1.83

14.360 1.246.637 1.313.579 537.495 565443 47.677 50.2630 31.444 33.1

75.325 1.314.079 1.385.628 190.561 2006.452 396.723 417

5.808 293.404 308

567 97.081 102

0.457 133.924 141213 93.637 98.6

2024 2025 2

0.797 568.785 577

9.180 489.460 502282 26.375 27.0212 27.345 28.0

691 61.228 62.8

1.261 543.792 5579 187 192

60 10.078 10.3

46.959 1.184.418 1.20

83.121 1.853.477 1.899.811 114.557 1171.641 210.357 21502.021 1.671.269 1.71

37.931 1.860.994 2.45140 23.097 23.63.169 347.570 356

1.359 272.656 2796.347 438.232 4533.200 913.374 94031.564 1.910.734 1.96

12.740 1.369.484 1.405.996 590.461 605205 52.376 53.7111 34.542 35.4

83.758 1.443.572 1.480.666 209.340 2147.759 435.817 447

8.962 322.317 330

2.228 106.647 109

1.026 147.122 150602 102.864 105

026 2027 20

7.579 592.787 611

2.113 520.606 542056 28.053 29.2052 29.085 30.3

811 65.124 67.8

7.850 578.396 6022 199 208

338 10.719 11.1

02.730 1.234.397 1.27

94.447 1.956.971 2.037.519 121.847 1265.795 223.742 23314.473 1.777.617 1.85

57.261 2.774.791 2.91694 24.567 25.56.555 369.687 385

9.704 290.006 3023.427 474.011 4970.953 979.764 1.0260.129 2.032.321 2.11

04.886 1.456.629 1.515.725 628.034 654730 55.708 58.0435 36.740 38.2

80.890 1.535.431 1.594.752 222.661 2317.083 463.550 482

0.650 342.828 357

9.404 113.433 118

0.925 156.483 1635.523 109.410 113

40

028 2029

1.375 628.671

2.425 563.477 229 30.363 304 31.481

853 70.487

2.637 626.025 8 216

168 11.601

73.105 1.309.121

31.385 2.102.275 6.953 131.881 3.119 242.167 52.119 1.924.000

19.709 3.063.055 597 26.590 5.181 400.130

2.160 313.887 7.795 521.055 25.198 1.064.987 17.497 2.199.678

17.677 1.576.579 4.356 679.752 043 60.296 280 39.766

99.782 1.661.871 1.993 240.997 2.977 501.722

7.196 371.059

8.188 122.774

3.042 169.370 3.995 118.420

Nueva Victoria 220 67

O'higgins 220 24Palestina 220 11Pozo Almonte 066 30

Quebrada Blanca 220 86

Radomiro Tomic 220 68

Salar 110 86

Spence 220 65

Sulfuros 220 67Tarapaca 220 -

Zaldivar 220 47

.980 70.372 73.

5.640 258.055 4239.167 123.360 1280.504 311.077 323

.985 93.612 103

2.282 767.884 799

5.093 886.460 913

5.400 855.335 1.0

7.601 713.147 687 - -

0.308 520.379 566

.238 76.683 77.

3.982 749.954 1.08.384 134.422 1353.746 338.974 342

3.212 18.490 5.3

9.159 836.747 845

3.222 946.491 1.0

028.382 1.292.233 1.5

7.974 640.991 67712.108 14.

6.155 588.701 590

Consum

493 76.600 79.

14.168 1.057.638 1.35.844 134.277 1392.558 338.608 352

59 - -

5.595 1.047.130 1.1

57.890 1.086.857 1.1

13.140 1.495.693 1.5

7.687 673.037 685783 115.443 131

0.822 579.976 600

o Clientes Libres SING [MWh]

815 83.674 87.1

30.097 1.573.333 1.659.913 146.678 1522.820 369.878 385

- -

23.486 1.212.789 1.30

74.384 1.218.695 1.25

58.468 1.633.817 1.70

5.360 705.907 7101.007 149.580 169

0.139 624.798 646

128 89.444 94.1

59.445 1.711.290 1.792.734 156.793 1655.149 395.386 416

- -

00.373 1.559.627 1.64

56.159 1.276.485 1.33

01.273 1.746.490 1.83

0.404 687.812 7139.634 189.661 199

6.083 658.651 688

187 98.258 100

94.359 1.871.920 1.925.107 172.244 1766.351 434.348 445

- -

42.327 1.713.317 1.75

30.558 1.374.013 1.39

39.099 1.918.595 1.96

3.890 744.748 7649.718 208.351 213

8.755 713.526 726

0.798 104.511 108

20.311 1.991.037 2.076.697 183.204 1905.577 461.987 481

- -

57.608 1.822.341 1.89

95.257 1.431.993 1.47

68.192 2.040.681 2.12

4.001 792.139 8253.737 221.609 230

6.870 748.383 774

41

8.891 113.117

74.483 2.154.995 0.883 198.291 1.350 500.031

-

98.717 1.972.407

76.897 1.518.677

26.208 2.208.727

5.338 857.370 0.896 239.858

4.301 798.726

18.- ANEXO N 5: PLAN DE OBRAS

18.1.- Introduccin al tema En Chile la legislacin vigente le entrega a la Comisin la responsabilidad de velar por el desarrollo del sector elctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generacin y de transmisin de electricidad, la Comisin debe analizar peridicamente la evolucin de la demanda y de la oferta de electricidad. A continuacin se entregan los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijacin de precios de nudo de octubre de 2014. Cabe destacar que estos antecedentes fueron los mismos que se utilizaron en el Informe Tcnico Anual de Agosto 2014, que determinaron el Programa de Obra de Generacin y Transmisin en el SIC y en el SING.

18.2.- Metodologa La metodologa para obtener el programa de generacin y transmisin ptima se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales trmicas y lneas de transmisin, la suma de los costos presentes de inversin, operacin (fija y variable) y falla. Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente:

Inversin en centrales y lneas de transmisin a la fecha de puesta en servicio. Valor residual de las inversiones a fines del perodo considerado (incluyendo los posibles

aos de relleno), en base a una depreciacin lineal, y de acuerdo a las siguientes vidas tiles de las instalaciones:

o Centrales de Ciclo Combinado: 24 aos. o Centrales a Carbn: 24 aos. o Proyectos de interconexin y lneas de transmisin: 30 aos.

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

Gasto fijo anual de operacin y mantenimiento. Gasto variable anual, representado por los costos total de operacin y falla entregado por

el modelo de optimizacin utilizado. La determinacin de la alternativa de expansin ms conveniente surge de un proceso iterativo de comparacin de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente funcin objetivo:

42

Min { Inv + CO&M + Cvar Residual}

s/a Restricciones de demanda Limitaciones del sistema de transmisin Potencias mximas de centrales generadoras.

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

nuevas instalaciones. Los valores de CO&M anual previos a su actualizacin se consideran al final de cada ao.

Cvar : Costo de operacin y falla futuro actualizado del sistema. Residual : Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.

En la obtencin de los planes de obra se consider una tasa de descuento igual al 10% para las centrales futuras y para la planta regasificadora de GNL.

18.3.- Proyectos de Generacin

18.3.1 Alternativas de Expansin del Parque Generador Para determinar las alternativas de expansin y la localizacin indicativa de las centrales de generacin en estudio, esta Comisin tuvo en vista los antecedentes proporcionados por el Servicio de Evaluacin Ambiental (SEA), respecto de los proyectos de generacin en estudio que poseen distintas empresas y que estn en proceso de evaluacin del impacto ambiental por parte de dicha institucin. Adems se solicit informacin a las empresas de generacin actualmente operando y a aquellas de las cuales se tiene informacin relacionada con posibles proyectos en estudio que estn llevando actualmente a cabo. En cuanto a los tipos de tecnologa y en virtud a lo estipulado en la ley N 20.257, que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Elctricos, respecto de la generacin de electricidad con fuentes de energa renovables no convencionales, se ha considerado tambin en el presente plan de obras, la inclusin de centrales generadoras pertenecientes a este tipo de tecnologas. A partir de lo anterior, esta Comisin conform un set de proyectos de generacin, tcnica y econmicamente factibles de ser desarrollados en el horizonte 2014-2029, incluyendo alternativas tecnolgicas que cubrieran diferentes fuentes energticas. Las caractersticas y criterios generales aplicados en la eleccin de los proyectos analizados fueron los siguientes:

43

18.3.1.1 Centrales a Gas Natural Licuado (GNL) Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural se consider un valor adicional de 0,12 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por costos de regasificacin. Se considera una capacidad de 5,5 Mm3/da la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera. En relacin al precio de este combustible, se consider una proyeccin de acuerdo a lo indicado en el ANEXO N 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES. 18.3.1.2 Centrales a Carbn Otra de las opciones energticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbn como insumo principal. A partir de los antecedentes disponibles por esta Comisin, se conformaron proyectos tipo de distintas potencias, factibles de ser localizados en las Regiones de Tarapac y Antofagasta. Los costos de inversin de estos proyectos incluyen el desarrollo de los puertos, necesarios para la descarga y almacenamiento del carbn, y los costos de los equipos de mitigacin ambiental. 18.3.1.3 Centrales Elicas, Solares Fotovoltaicas y Geotrmicas A partir de antecedentes disponibles por esta Comisin, se conformaron proyectos elicos, solares fotovoltaicos y geotrmicos de diferentes potencias, factibles de ser localizados en distintas regiones del pas. Se han utilizado como factor de planta, un 30 % para parques elicos y de 95% para centrales geotrmicas. En tanto, respecto de las centrales solares, se estimaron horas de radiacin para zonas geogrficas de ambos sistemas interconectados haciendo una relacin con la construccin de los bloques de demanda, determinando de este modo la participacin mediante factores de planta de centrales en base a dicha tecnologa en cada uno de los bloques, obtenindose una mejor representatividad de la generacin respecto del informe preliminar.

Zona Bloque

OSE Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Crucero 5 29,8% 0,0% 0,0% 13,2% 54,8% 37,4% 62,9% 42,1% 41,3% 1,9% 5,6% 7,3%

Crucero 4 70,3% 58,7% 46,7% 49,9% 33,9% 34,8% 32,4% 47,4% 59,2% 60,6% 65,8% 70,6%

Crucero 3 34,8% 46,6% 62,5% 51,2% 35,3% 21,5% 34,7% 43,6% 35,2% 62,4% 58,3% 47,6%

Crucero 2 15,3% 29,1% 38,5% 28,4% 22,1% 1,7% 16,1% 18,9% 8,0% 36,8% 42,8% 35,8%

Crucero 1 48,2% 6,8% 5,3% 3,3% 7,2% 0,0% 0,8% 0,8% 38,2% 5,0% 14,7% 14,5%

Pozo Almonte

5 26,4% 0,0% 0,0% 13,4% 53,2% 41,2% 64,6% 42,7% 41,1% 1,9% 5,2% 6,6%

Pozo Almonte

4 64,7% 57,5% 45,8% 49,8% 34,2% 36,2% 33,4% 47,6% 58,4% 60,6% 63,1% 62,9%

Pozo Almonte

3 31,7% 42,3% 58,8% 49,7% 35,2% 22,3% 32,7% 42,2% 33,5% 61,6% 56,3% 44,2%

Pozo Almonte

2 12,1% 26,2% 36,8% 26,9% 22,2% 1,9% 15,1% 18,5% 7,6% 35,9% 41,7% 31,0%

Pozo Almonte

1 44,6% 5,6% 5,1% 2,6% 7,2% 0,0% 0,8% 0,4% 37,5% 4,3% 13,0% 11,0%

San Pedro de Atacama

5 25,1% 0,0% 0,0% 13,4% 49,6% 36,8% 62,8% 42,3% 41,6% 2,0% 5,6% 7,7%

44

Zona

Bloque OSE

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

San Pedro de Atacama

4 67,7% 43,0% 45,8% 50,2% 34,2% 33,3% 31,3% 47,5% 60,0% 62,2% 66,3% 68,5%

San Pedro de Atacama

3 35,8% 38,0% 60,3% 50,0% 34,3% 21,1% 34,9% 43,9% 36,7% 63,0% 58,8% 48,9%

San Pedro de Atacama

2 16,6% 27,1% 40,8% 30,7% 22,3% 1,7% 17,3% 19,1% 8,5% 39,9% 45,8% 37,9%

San Pedro de Atacama

1 46,5% 6,6% 6,1% 3,5% 7,3% 0,0% 0,9% 0,8% 39,3% 5,5% 15,6% 16,6%

18.4.- Obras de Transmisin En la elaboracin del presente estudio de expansin del SING se han considerado las instalaciones de transmisin necesarias para el adecuado desarrollo del plan de expansin de generacin. En relacin a los proyectos de transmisin troncal, se consideraron los proyectos sealados en el Decreto Exento 82 del Ministerio de Energa, de fecha 29 de febrero de 2012, el cual fija Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes. Asimismo, se consideraron en la presente fijacin, las obras incluidas en el Decreto Exento 310 del Ministerio de Energa, de fecha 29 de julio de 2013, que fija Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2012-2013. Por ltimo, se consideraron las obras incluidas en el Decreto Exento 201 del Ministerio de Energa, de fecha 12 de junio de 2014, que fija Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2013-2014.

45

Cuadro N 23: Plan de Obras de Transmisin

Obras de Transmisin Estado Potencia

Neta [MVA]

Fecha puesta en servicio

Ampliacin SE Lagunas 220 kV, Banco de condensadores de 60