Informe Precio de Nudo SIC

FIJACION DE PRECIOS DE NUDO

OCTUBRE DE 2014

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

(SIC)

INFORME TECNICO PRELIMINAR

SEPTIEMBRE DE 2014

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 7

2 ANTECEDENTES GENERALES....................................................................................... 7

2.1 Ventas Mensuales de Energía .................................................................................. 7

2.2 Precios de Dólar Observado .................................................................................... 8

2.3 Precios de Combustibles......................................................................................... 9

2.3.1 Referencia de Precios del Diesel ....................................................................... 9

3 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO OCTUBRE 2014 ................................................ 11

3.1 Previsión de Demanda .......................................................................................... 11

3.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC ..................................................... 11

3.1.2 Modelación Temporal de la Demanda ............................................................. 12

3.2 Programa de Obras del SIC .................................................................................... 13

3.3 Nivel de Precios ................................................................................................... 19

3.4 Costos de Variables de Centrales Térmicas/Solares/Eólicas ..................................... 19

3.5 Estadística Hidrológica ......................................................................................... 27

3.6 Stocks de los Embalses ......................................................................................... 28

3.7 Sistema de Transmisión ........................................................................................ 28

3.8 Costo de Racionamiento ....................................................................................... 29

3.9 Tasa de Actualización ........................................................................................... 30

2

3.10 Horizonte de Estudio ............................................................................................ 30

3.11 Modelación del SIC en el OSE2000 ........................................................................ 30

3.11.1 Centrales Hidroeléctricas .............................................................................. 30

3.11.2 Centrales Termoeléctricas ............................................................................. 31

3.11.3 Sistema de Transmisión ................................................................................. 31

3.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 ............................................. 31

3.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC ............................................... 32

4 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO .............................................................................. 35

4.1 Precio Básico de la Energía ................................................................................... 35

4.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta ................................................................. 36

4.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC ............................................................ 36

4.3.1 Precios de Energía en el Resto del SIC ............................................................. 36

4.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC ........................................................... 36

5 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO ................................................. 39

5.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta ........................................................ 39

5.2 Indexación del Precio de la Energía ........................................................................ 40

6 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA .............................................................................. 41

6.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva ................................................................. 41

6.2 Condiciones de Aplicación .................................................................................... 42

3

7 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA ............................................................................... 43

8 CARGO UNICO TRONCAL (CU) ................................................................................... 43

9 ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES .................................................................. 44

10 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA ............................................ 48

10.1 Cálculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kV .................................. 48

10.2 Cálculo del Precio Básico de la Potencia ................................................................. 50

10.2.1 Cálculo del Precio Básico de la Potencia de Punta en el Sistema Interconectado Central 51

11 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2014 ........ 52

11.1 Simplificaciones Adoptadas .................................................................................. 52

11.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico ........................................................ 52

11.2.1 Indisponibilidad de Generación ...................................................................... 52

11.2.2 Indisponibilidad de Transmisión ...................................................................... 53

12 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA ............................................... 55

12.1 Introducción ........................................................................................................ 55

12.2 Costo de Racionamiento por Sectores SIC .............................................................. 55

12.3 Tramos de Costo de Falla Medio a OSE 2000 .......................................................... 57

13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC OCTUBRE DE 2014 ................................................... 58

13.1 Introducción ........................................................................................................ 58

4

13.2 Proyectos de Generación ...................................................................................... 58

13.2.1 Alternativas de expansión del parque generador .............................................. 58

13.3 Costos y Criterios de Localización de Centrales ...................................................... 62

13.4 Obras de Transmisión ........................................................................................... 63

13.5 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo ................................................. 64

13.5.1 Modelamiento de Centrales Hidroeléctricas Genéricas ..................................... 64

13.5.2 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural ....................... 64

13.6 Bases del Estudio ................................................................................................. 65

13.6.1 Criterios Generales ....................................................................................... 65

13.6.2 Proyección del consumo ................................................................................ 65

13.6.3 Precio de los combustibles............................................................................. 68

13.6.4 Otros antecedentes ....................................................................................... 68

13.7 Metodología ........................................................................................................ 68

13.8 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión ............................... 71

14 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE DE 2014 72

14.1 Introducción ........................................................................................................ 72

14.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización ........................................ 72

14.3 Resultados .......................................................................................................... 96

15 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA. ............. 98

5

16 ANEXO Nº10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE. ...... 100

17 ANEXO Nº 11: MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC .............. 101

18 ANEXO N° 14: CUMPLIMIENTO ERNC. ...................................................................... 103

19 ANEXO N°15 COSTOS MARGINALES BARRA QUILLOTA 220 kV POR HIDROLOGÍAS. ....... 105

6

1 INTRODUCCIÓN

En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Octubre de 2014, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº4/2006, el Decreto Supremo Nº 327, en

adelante Reglamento Eléctrico1, y el Decreto N° 86, en adelante Reglamento de Precio de Nudo.

En la presente fijación se ha establecido el programa de obras de generación necesario para los próximos 15 años y los costos marginales de energía se han calculado para un período de 48 meses, de acuerdo al artículo 8 y siguientes del Decreto N°86, que “Aprueba Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo”, en adelante Reglamento de Precio de Nudo

Los valores de costos que deban estar expresados a las fechas correspondientes para esta fijación y las fórmulas de indexación resultantes de estos valores podrán variar en el Informe Técnico Definitivo, así como los resultados finales de Precios de Nudo.

2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios.

2.1 Ventas Mensuales de Energía

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

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

7

GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 24 MESES

2.2 Precios de Dólar Observado

La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de Agosto de 2014, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de Marzo de 2014, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un 2,7%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses.

8

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

2.3 Precios de Combustibles

Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 16 de agosto de 2014. La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, de acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 19 del Reglamento de Precios de Nudo. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 3.4 de este informe resumidos en el CUADRO Nº 6, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

2.3.1 Referencia de Precios del Diesel

El precio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) a nivel internacional, desde abril de 2009, se ha mantenido por sobre los 50 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio WTI desde marzo de 2006 a Julio de 2014. La variación experimentada entre Febrero de 2014 y Julio de 2014 es de un 2,25 %.

9

GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO WTI

10

3 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO OCTUBRE 2014

3.1 Previsión de Demanda

3.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC

En el CUADRO N°1 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Preliminar de Octubre de 2014.

CUADRO N° 1: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC

Previsión de Demanda SIC [GWh] Año Regulado Libre Total

2014 31.042 17.734 48.776 2015 32.467 18.575 51.041 2016 33.745 19.857 53.603 2017 35.016 21.339 56.354 2018 36.247 22.747 58.994 2019 37.490 23.976 61.466 2020 38.735 25.107 63.842 2021 39.988 26.264 66.253 2022 41.246 27.418 68.665 2023 42.508 28.603 71.111 2024 43.777 29.830 73.607 2025 45.053 30.994 76.047 2026 46.290 32.003 78.293

2027 47.532 33.029 80.561

2028 48.779 34.073 82.852

2029 50.030 35.077 85.107

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe “ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2014-

11

2029” del Sistema Interconectado Central, fijación de precios de Nudo Octubre 2014, de la Comisión Nacional de Energía, conforme los artículos 14 y 15 del Reglamento de Precio de Nudo.

CUADRO N° 2: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC}

Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Regulado Libre Sistema 2014 6,0% -0,8% 3,4% 2015 4,6% 4,7% 4,6% 2016 3,9% 6,9% 5,0% 2017 3,8% 7,5% 5,1% 2018 3,5% 6,6% 4,7% 2019 3,4% 5,4% 4,2% 2020 3,3% 4,7% 3,9% 2021 3,2% 4,6% 3,8% 2022 3,1% 4,4% 3,6% 2023 3,1% 4,3% 3,6% 2024 3,0% 4,3% 3,5% 2025 2,9% 3,9% 3,3% 2026 2,7% 3,3% 3,0%

2027 2,7% 3,2% 2,9%

2028 2,6% 3,2% 2,8%

2029 2,6% 2,9% 2,7%

3.1.2 Modelación Temporal de la Demanda

La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la información contenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 181, CNE N° 183 y CNE Nº 186, todas de fecha 09 de junio de 2014, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las bases de tiempo de las curvas de duración se entregan en CUADRO Nº3:

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CUADRO N° 3: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA

CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA Duración 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

3.2 Programa de Obras del SIC

El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (de Economía) y el artículo Nº 38 del Reglamento de Precio de Nudo, consideró las centrales existentes y en construcción, así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley y según los antecedentes indicados en el Informe Técnico Anual “Programa de Obras de Generación y Transmisión en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de agosto 2014.

Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisión actualizó el Programa de Obras tomando en consideración nuevos antecedentes proporcionados por aquellas empresas propietarias de instalaciones que tienen en construcción unidades generadoras, para los cuales se hayan obtenido los respectivos permisos de construcción de obras civiles o se haya dado orden de proceder para la fabricación y/o instalación del correspondiente equipamiento eléctrico o electromagnético, tal

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como se menciona el artículo N° 31 del Reglamento de Precio de Nudo. Las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el “ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC”.

Fueron incluidos en la presente fijación, los proyectos indicados en la Decreto Exento N° 115 del Ministerio de Energía, de fecha 2 de mayo de 2011, y sus modificaciones respectivas; y obras indicadas en la Resolución Exenta N°55 del 27 de enero de 2012, que incluyen lo determinado por el dictamen de Panel de Expertos en su Discrepancia N°25-2011.

Además se incluyen en la presente fijación, las obras contempladas en el Decreto Exento N° 82 del Ministerio de Energía, de fecha 29 de febrero de 2012, el cual fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes.

También fueron consideradas las obras incluidas en el Decreto Exento N° 310 del Ministerio de Energía, de fecha 29 de julio de 2013, que fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2012-2013.

Por último, se consideraron las obras incluidas en el Decreto Exento N° 201 del Ministerio de Energía, de fecha 12 de junio de 2014, que fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2013-2014.

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CUADRO Nº4: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN)

Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación

Potencia Tecnología

Mes Año MW Octubre 2014 Ucuquer II Eólico(*) 11 Eólica

Octubre 2014 Proyecto Lautaro II (*) 22 Biomasa

Octubre 2014 Central Hidroeléctrica Laja I (*) 34,4 Hidro - Pasada

Agosto 2014 Diego de Almagro FV (*) 36 Solar Fotovoltaica Octubre 2014 Pulelfu 9 Hidro -Pasada

Octubre 2014 Salvador FV 68 Solar Fotovoltaica

Octubre 2014 Picoiquén 19 Hidro -Pasada

Octubre 2014 Punta Palmeras 45 Eólica

Octubre 2014 Tal Tal Eólico 99 Eólica

Noviembre 2014 El Paso 60 Hidro -Pasada

Diciembre 2014 Los Hierros 02 6 Hidro -Pasada

Diciembre 2014 Lalackama 55 Solar Fotovoltaica

Diciembre 2014 Chañares 35 Solar Fotovoltaica

Diciembre 2014 Talinay Poniente 61 Eólica

Enero 2015 Javiera 69 Solar Fotovoltaica

Abril 2015 Rio Colorado 15 Hidro -Pasada

Abril 2015 Los Guindos 132 Diesel

Mayo 2015 Luz del Norte FV 141 Solar Fotovoltaica

Junio 2015 Itata 20 Hidro -Pasada

Julio 2015 Cordillera 50 GNL

Octubre 2015 Guacolda 05 152 Carbón

Diciembre 2015 Solar Conejo 108 Solar Fotovoltaica

Julio 2017 Ñuble 136 Hidro -Pasada

Febrero 2018 Las Lajas 267 Hidro -Pasada

Julio 2017 CTM-3(**) 243 GNL-Diesel

Mayo 2018 Alfalfal 02 264 Hidro -Pasada

Julio 2020 San Pedro 144 Hidro -Pasada

(*) Centrales actualmente en pruebas (**)El propietario de la central CTM3 ha declarado que ésta inyectará en el SIC a partir de 2017, mediante una línea de inyección que se conectará a la S/E Cardones en 500kV, lo cual ha sido incorporado en la modelación del sistema.

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Fecha de entrada Obras de Transmisión en Construcción (*)

Potencia

Mes Año MVA

Septiembre 2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x 500 kV: primer circuito 1400

Enero 2016 Línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV, tendido segundo circuito 1400

Septiembre 2016 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV 260

Octubre 2018 Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV 500

Octubre 2017 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con secc. en S/E Carrera Pinto

290

Octubre 2017 Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x 220 kV: tendido del primer circuito

2x 290

Enero 2018 Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x 500 kV 2x 1.700

Enero 2018 Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x 500 kV 2x 1.700

Enero 2018 Nueva Línea Pan de Azúcar-Polpaico 2x 500 kV 2x 1.700

Marzo 2018 Línea Charrúa - Ancoa - 2x 500 kV: primer circuito 1x1.700

Mayo 2018 Nueva Línea 2x 220 Ciruelos-Pichirropulli: tendido del primer circuito

1x 290

Mayo 2018 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli 290

Octubre 2018 Nueva Línea 1x 220 kV A. Melipilla – Rapel 1x 290

Octubre 2018 Nueva Línea 2x 220 kV Lo Aguirre – A. Melipilla 2x 290

Octubre 2018 Nueva Línea 2x 220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV (*) 2x 1.500

Febrero 2021 Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV (**)

2x 290


Potencia

Mes Año MVA

Febrero 2015 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV -

Mayo 2015 Ampliación S/E Cardones 220 kV -

Mayo 2015 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV -

Mayo 2015 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Polpaico

-

Mayo 2015 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV -

Julio 2015 Ampliación S/E Rapel 220 kV e Instalación paño 52JS -

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Potencia

Mes Año MVA

Noviembre 2015 Ampliación S/E Ancoa 500 kV -

Septiembre 2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I -

Octubre 2015 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV -

Octubre 2015 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV -

Octubre 2015 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel -

Noviembre 2015 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3

-

Septiembre 2016 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV ene-02

Octubre 2016 Ampliación S/E Ciruelos 220 kV -

Diciembre 2016 Seccionamiento completo en Subestación Rahue -

Octubre 2017 Tercer banco de autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA, S/E Alto Jahuel (*)

750

Enero 2018 Banco Autotransformadores S/E Nueva Cardones 500/220 kV (*) 750

Enero 2018 Banco Autotransformadores S/E Nueva Maitencillo 500/220 kV (*) 750

Enero 2018 Banco Autotransformadores S/E Nueva Pan de Azúcar 500/220 kV (*)

750

Marzo 2018 S/E Nueva Charrúa, Secc. líneas 2x500 kV Charrúa–Ancoa y Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa (*)

-

(*) Obras cuya construcción se encuentra en proceso de licitación.

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

CUADRO Nº 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (INDICATIVO)

Fecha de entrada Obras Indicativo de Generación Potencia MW Tecnología

Mes Año

Enero 2018 Taltal CC GNL 120 GNL

Diciembre 2018 Los Cóndores 150 Hidro - Pasada

Octubre 2019 Hidroeléctrica VII Región 02 20 Hidro - Pasada

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Mes Año

Julio 2021 Central Des.For. VIII Region 01 9 Biomasa

Julio 2021 Central Des.For. VII Región 03 10 Biomasa

Enero 2022 Geotérmica Potrerillos 02 40 Geotermia

Enero 2022 Eólica IV Región 03 50 Eólica


Enero 2022 Hidroeléctrica VII Región 03 20 Hidro - Pasada

Julio 2022 Eólica IV Región 05 50 Eólica


Julio 2022 Eólica Concepción 05 50 Eólica

Julio 2022 Eólica Concepción 04 50 Eólica

Septiembre 2022 Geotérmica Potrerillos 01 40 Geotermia

Enero 2023 Geotérmica Calabozo 01 40 Geotermia

Enero 2023 Central Des.For. VII Región 01 15 Biomasa

Enero 2023 Hidroeléctrica VIII Región 05 20 Hidro - Pasada

Enero 2023 Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Hidro - Pasada


Enero 2024 Solar Diego de Almagro 02 100 Solar Fotovoltaica

Enero 2024 Solar Carrera Pinto 02 100 Solar Fotovoltaica

Enero 2024 Solar Carrera Pinto 01 100 Solar Fotovoltaica

Enero 2024 Solar Cardones 03 100 Solar Fotovoltaica

Enero 2024 Solar Cardones 02 100 Solar Fotovoltaica

Enero 2024 Eólica Chiloé 01 100 Eólica

Enero 2024 Eólica Charrúa 01 100 Eólica

Diciembre 2024 Eólica IV Región 09 50 Eólica


Enero 2025 Eólica Concepción 01 50 Eólica

Enero 2025 Central Des.For. VII Región 02 10 Biomasa

Julio 2025 Solar Diego de Almagro 03 100 Solar Fotovoltaica

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Mes Año

Julio 2025 Eólica Chiloé 02 100 Eólica

Julio 2025 Eólica Charrúa 02 100 Eólica

Septiembre 2025 Solar Carrera Pinto 03 200 Solar Fotovoltaica

Septiembre 2026 Carbón VIII Región 01 343 Carbón


Enero 2027 Grupo MH X Región 01 60 Hidro - Pasada

Agosto 2027 Solar Carrera Pinto 04 300 Solar Fotovoltaica


Febrero 2028 Carbón Maitencillo 02 342 Carbón

Marzo 2028 Solar Ovalle 01 100 Solar Fotovoltaica

Marzo 2028 Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Hidro - Pasada




Enero 2030 Carbón Pan de Azúcar 03 200 Carbón

3.3 Nivel de Precios

Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Agosto de 2014. cumpliendo preliminarmente lo establecido en el artículo 162, número siete, del DFL 4/2006.

Valor promedio del dólar observado del mes de Agosto de 2014, publicado por el Banco Central.

TASA DE CAMBIO: 579,05 $/US$

3.4 Costos de Variables de Centrales Térmicas/Solares/Eólicas

De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC, según lo señalado en el numeral 2.3, se elaboró el CUADRO N° 6:

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CUADRO N° 6: COSTOS VARIABLES CENTRALES TÉRMICAS/SOLARES/EÓLICAS

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

[MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh]

Los Colorados 01 1,8 * * 3,3% Biomasa 0,00 [US$/MWh] 1,000 22,70 22,70Los Colorados 02 17,4 * * 3,3% Biomasa 0,00 [US$/MWh] 1,000 16,95 16,95Santa Marta 15,7 * * 3,3% Biomasa 0,00 [US$/Nm3] 518,000 [Nm3/MWh] 15,00 15,00Santa Fe 01 17,0 * * 3,3% Biomasa 2,00 [US$/m3e] 4,900 [m3e/MWh] 5,00 14,80Santa Fe 02 16,8 * * 3,3% Biomasa 6,40 [US$/m3e] 5,000 [m3e/MWh] 5,00 37,00Santa Fe 03 16,1 * * 3,3% Biomasa 9,30 [US$/m3e] 4,900 [m3e/MWh] 5,00 50,57Santa Fe 04 10,8 * * 3,3% Biomasa 32,00 [US$/m3e] 4,600 [m3e/MWh] 5,00 152,20Laja CMPC 01 5,0 * * 3,3% Biomasa 0,00 [US$/m3] 4,900 [m3/MWh] 0,00 0,00Laja CMPC 02 10,0 * * 3,3% Biomasa 6,00 [US$/m3] 5,000 [m3/MWh] 6,90 36,90Laja CMPC 03 10,0 * * 3,3% Biomasa 25,00 [US$/Ton] 5,000 [Ton/MWh] 6,90 131,90Masisa 9,7 * * 5,0% Biomasa 6,33 [US$/m3 st] 5,960 [m3 st/MWh] 3,40 41,13Escuadron 13,4 * * 3,3% Biomasa 6,40 [US$/m3 st] 7,000 [m3 st/MWh] 2,40 47,20Celco 01 3,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 10,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 10,00Celco 02 2,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 117,26 [US$/MWh] 1,000 0,00 117,26Celco 03 3,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 256,22 [US$/MWh] 1,000 0,00 256,22licanten 00 5,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 0,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 0,00licanten 01 1,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 63,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 63,00Viñales 01 6,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 16,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 16,00Viñales 02 10,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 38,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 38,00Viñales 03 6,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 45,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 45,00Nueva Aldea 01 19,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 25,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 25,00Arauco 01 10,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 40,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 40,00Arauco 02 10,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 70,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 70,00Arauco 03 4,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 100,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 100,00Lautaro 01 13,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 9,38 [US$/MWh] 6,800 9,60 73,38Lautaro 02 13,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 11,67 [US$/MWh] 6,300 9,60 83,12Lautaro 2 22,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 0,00 [US$/MWh] 0,000 0,00 0,00valdivia 01 11,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 0,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 0,00valdivia 02 21,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 18,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 18,00valdivia 03 6,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 102,01 [US$/MWh] 1,000 0,00 102,01valdivia 04 23,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N°6 216,69 [US$/MWh] 1,000 0,00 216,69

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cholguan 00 9,0 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N°6 29,09 [US$/MWh] 1,000 0,00 29,09cholguan 01 4,0 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N°6 273,23 [US$/MWh] 1,000 0,00 273,23Pacífico CMPC 01 11,6 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N°6 0,00 [US$/m3] 4,300 [m3/MWh] 0,00 0,00Pacífico CMPC 02 10,9 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N°6 33,00 [US$/m3] 4,300 [m3/MWh] 0,00 141,90Pacífico CMPC 03 10,5 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N°6 700,00 US$/Ton 0,370 [Ton/MWh] 0,00 259,00Guacolda 01 142,9 * * 2,1% Carbón 93,49 [US$/Ton] 0,360 [Ton/MWh] 1,00 34,66Guacolda 02 142,9 * * 2,1% Carbón 93,49 [US$/Ton] 0,360 [Ton/MWh] 1,00 34,66Guacolda 03 137,1 * * 2,1% Carbón 83,72 [US$/Ton] 0,350 [Ton/MWh] 2,10 31,40Guacolda 04 139,0 * * 2,1% Carbón 92,18 [US$/Ton] 0,350 [Ton/MWh] 2,00 34,26Ventanas 01 113,4 * * 6,9% Carbón 97,01 [US$/Ton] 0,415 [Ton/MWh] 2,18 42,44Ventanas 02 208,6 * * 2,1% Carbón 97,01 [US$/Ton] 0,397 [Ton/MWh] 1,38 39,89Campiche 242,0 * * 2,1% Carbón 95,75 [US$/Ton] 0,380 [Ton/MWh] 5,55 41,93Nueva Ventanas 249,0 * * 2,1% Carbón 95,51 [US$/Ton] 0,380 [Ton/MWh] 5,55 41,84Santa Maria 321,0 * * 2,1% Carbón 96,70 [US$/Ton] 0,352 [Ton/MWh] 3,00 37,04Bocamina 02 342,0 * * 2,1% Carbón 105,36 [US$/Ton] 0,378 [Ton/MWh] 4,30 44,11Bocamina 122,2 * * 12,5% Carbón 105,36 [US$/Ton] 0,380 [Ton/MWh] 7,35 47,39Guacolda 05 152,0 MesOct-2015 * 2,1% Carbón 94,20 [US$/Ton] 0,404 [Ton/MWh] 2,03 40,09Carbón Pan de Azucar 03 200,0 MesEne-2030 * 2,1% Carbón 95,88 [US$/Ton] 0,376 [Ton/MWh] 3,00 39,05Carbón VIII Region 01 343,0 MesSep-2026 * 2,1% Carbón 95,88 [US$/Ton] 0,352 [Ton/MWh] 3,00 36,75Carbón Maitencillo 02 342,0 MesFeb-2028 * 2,1% Carbón 95,88 [US$/Ton] 0,376 [Ton/MWh] 3,00 39,05Energía Pacífico 14,3 * * 3,3% Desechos Forestales 8,92 [US$/m3 st] 4,880 [m3 st/MWh] 9,83 53,36Laja 01 7,9 * * 3,3% Desechos Forestales 6,17 [US$/Ton] 9,940 [Ton/MWh] 3,40 64,69Laja 02 3,9 * * 3,3% Desechos Forestales 0,00 [US$/MWh] 0,000 0,00 0,00Central Des.For. VII Region 03 10,0 MesJul-2021 * 5,0% Desechos Forestales 25,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 25,00Central Des.For. VIII Region 01 9,0 MesJul-2021 * 3,3% Desechos Forestales 25,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 25,00Central Des.For. VII Region 01 15,0 MesEne-2023 * 5,0% Desechos Forestales 25,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 25,00Central Des.For. VII Region 02 10,0 MesEne-2025 * 5,0% Desechos Forestales 25,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 25,00El Arrayán 100,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Punta Colorada 20,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Canela 01 18,2 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Canela 02 60,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70

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Monte Redondo 48,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Totoral 46,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Los Cururos 110,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Talinay Oriente 90,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Ucuquer II Eólico 11,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Negrete Cuel 33,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70San Pedro Eólico 36,0 * * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Tal Tal Eólico 99,0 MesOct-2014 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Punta Palmeras 45,0 MesOct-2014 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Talinay Poniente 61,0 MesDic-2014 * 70,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 03 50,0 MesEne-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 04 50,0 MesJul-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Concepcion 04 50,0 MesJul-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 01 50,0 MesEne-2025 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Concepcion 05 50,0 MesJul-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Concepcion 01 50,0 MesEne-2025 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 08 50,0 MesJul-2023 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 02 50,0 MesEne-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 05 50,0 MesJul-2022 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica IV Region 09 50,0 MesDic-2024 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Charrua 01 100,0 MesEne-2024 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Charrua 02 100,0 MesJul-2025 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Charrua 03 300,0 MesEne-2030 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Charrua 04 250,0 MesEne-2027 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Chiloe 01 100,0 MesEne-2024 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Eolica Chiloe 02 100,0 MesJul-2025 * 0,0% Eolica 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Geotermica Calabozo 01 40,0 MesEne-2023 * 4,3% Geotermia 0,00 [US$/MWh] 1,000 2,00 2,00Geotermica Potrerillos 01 40,0 MesSep-2022 * 4,3% Geotermia 0,00 [US$/MWh] 1,000 2,00 2,00Geotermica Potrerillos 02 40,0 MesEne-2022 * 4,3% Geotermia 0,00 [US$/MWh] 1,000 2,00 2,00Taltal 01 GNL 123,4 * MesSep-2017 5,0% GNL 642,15 [US$/dam3] 0,303 [dam3/MWh] 4,00 198,58Taltal 02 GNL 121,5 * MesSep-2017 5,0% GNL 642,15 [US$/dam3] 0,303 [dam3/MWh] 4,00 198,58

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Taltal CC GNL 360,0 MesEne-2018 * 5,0% GNL 13,12 [US$/Mbtu] 6,909 [Mbtu/MWh] 3,19 93,86Nehuenco 01 GNL 340,1 MesAbr-2016 * 2,1% GNL 457,86 [US$/dam3] 0,197 [dam3/MWh] 0,00 90,34Nehuenco 01 FA GNL 21,4 MesAbr-2016 * 2,1% GNL 457,86 [US$/dam3] 0,248 [dam3/MWh] 0,00 113,32Nehuenco 02 GNL 384,2 MesAbr-2016 * 2,1% GNL 457,86 [US$/dam3] 0,181 [dam3/MWh] 0,00 82,96Nehuenco 02 GNL TP 384,2 * MesAbr-2015 2,1% GNL 0,00 [US$/dam3] 6,690 [dam3/MWh] 2,43 2,43San Isidro GNL 350,0 * * 2,1% GNL 410,20 [US$/dam3] 0,203 [dam3/MWh] 5,52 88,73San Isidro FA GNL 20,0 * * 2,1% GNL 410,99 [US$/dam3] 0,337 [dam3/MWh] 2,82 141,12San Isidro 02 GNL 392,0 * * 2,1% GNL 410,20 [US$/dam3] 0,195 [dam3/MWh] 3,83 83,82Quintero 01 CA GNL 128,0 MesAgo-2015 * 2,1% GNL 410,20 [US$/dam3] 0,317 [dam3/MWh] 3,80 134,02Quintero 02 CA GNL 129,0 MesAgo-2015 * 2,1% GNL 410,20 [US$/dam3] 0,317 [dam3/MWh] 3,80 134,02Nueva Renca GNL 312,0 MesAbr-2016 * 2,4% GNL 730,72 [US$/dam3] 0,202 [dam3/MWh] 3,85 151,60Nueva Renca Int GNL 30,0 MesAbr-2016 * 2,1% GNL 484,34 [US$/dam3] 0,253 [dam3/MWh] 0,00 122,30Candelaria CA 01 GNL 125,3 MesFeb-2020 * 2,1% GNL 362,51 [US$/dam3] 0,314 [dam3/MWh] 0,00 113,97Candelaria CA 02 GNL 128,6 MesFeb-2020 * 2,1% GNL 362,51 [US$/dam3] 0,314 [dam3/MWh] 0,00 113,97Cordillera 50,0 MesJul-2015 * 5,0% GNL 13,12 [US$/MWh] 10,132 0,50 133,48CTM3 SING 243,2 MesJul-2017 * 2,3% GNL 13,12 [US$/MWh] 7,108 4,65 97,94Nueva Aldea 03 37,0 * * 3,3% Licor Negro-Petróleo N°6 0,00 [US$/MWh] 1,000 0,00 0,00Diego de Almagro TG 23,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 984,53 [US$/Ton] 0,337 [Ton/MWh] 6,63 338,42San Lorenzo 01 28,5 * * 2,1% Petróleo Diesel 1015,99 [US$/Ton] 0,342 [Ton/MWh] 24,50 371,97San Lorenzo 02 26,0 * * 2,1% Petróleo Diesel 1015,99 [US$/Ton] 0,380 [Ton/MWh] 24,50 410,98San Lorenzo 03 7,7 * * 2,1% Petróleo Diesel 1000,75 [US$/Ton] 0,251 [Ton/MWh] 22,90 273,89Emelda 01 33,3 * * 5,0% Petróleo Diesel 1236,36 [US$/Ton] 0,292 [Ton/MWh] 14,50 375,52Emelda 02 36,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1236,36 [US$/Ton] 0,314 [Ton/MWh] 14,50 402,72El Salvador TG 23,8 * * 5,0% Petróleo Diesel 1043,16 [US$/Ton] 0,337 [Ton/MWh] 43,36 394,90Cardones 153,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1002,12 [US$/Ton] 0,239 [Ton/MWh] 23,41 262,92Cenizas 13,9 * * 5,0% Petróleo Diesel 763,87 [US$/Ton] 0,230 [Ton/MWh] 13,81 189,73Termopacífico 81,2 * * 5,0% Petróleo Diesel 1110,70 [US$/Ton] 0,225 [Ton/MWh] 22,43 272,34El Peñón 81,0 * * 2,1% Petróleo Diesel 1004,04 [US$/MWh] 0,219 28,30 248,49Espinos 01 100,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 969,01 [US$/Ton] 0,221 [Ton/MWh] 20,40 234,55Espinos 02 24,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 969,01 [US$/Ton] 0,221 [Ton/MWh] 45,20 259,35Olivos 01 93,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 969,01 [US$/Ton] 0,231 [Ton/MWh] 23,70 247,54

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Olivos 02 22,2 * * 5,0% Petróleo Diesel 969,01 [US$/Ton] 0,231 [Ton/MWh] 42,30 266,14Los Vientos 132,0 * * 2,1% Petróleo Diesel 983,51 [US$/Ton] 0,267 [Ton/MWh] 2,95 265,55Las Vegas 2,1 * * 5,0% Petróleo Diesel 798,50 [US$/m3] 0,284 [m3/MWh] 33,96 260,73Nehuenco 01 Diesel 310,0 * MesMar-2016 5,0% Petróleo Diesel 802,95 [US$/m3] 0,190 [m3/MWh] 5,21 157,45Nehuenco 02 Diesel 391,0 * MesMar-2016 2,1% Petróleo Diesel 802,95 [US$/m3] 0,189 [m3/MWh] 5,21 157,24Nehuenco 9B 01 Diesel 92,0 * * 10,0% Petróleo Diesel 802,95 [US$/m3] 0,327 [m3/MWh] 4,30 267,10Nehuenco 9B 02 Diesel 16,0 * * 10,0% Petróleo Diesel 802,95 [US$/m3] 0,339 [m3/MWh] 21,50 293,84San Isidro Diesel 305,0 * MesMay-2015 2,1% Petróleo Diesel 960,57 [US$/Ton] 0,185 [Ton/MWh] 9,00 187,10San Isidro 02 CC Diesel 350,0 * MesSep-2014 2,1% Petróleo Diesel 962,03 [US$/Ton] 0,183 [Ton/MWh] 6,28 181,93Con Con 2,3 * * 5,0% Petróleo Diesel 795,23 [US$/m3] 0,284 [m3/MWh] 36,39 262,24Colmito 58,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 994,56 [US$/Ton] 0,248 [Ton/MWh] 14,30 261,23Laguna Verde 52,7 * * 50,0% Petróleo Diesel 980,76 [US$/Ton] 0,412 [Ton/MWh] 7,86 411,93Laguna Verde TG 18,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 980,76 [US$/Ton] 0,264 [Ton/MWh] 11,42 270,34Placilla 3,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 798,22 [US$/m3] 0,278 [m3/MWh] 30,35 252,26Quintay 3,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 798,61 [US$/m3] 0,278 [m3/MWh] 31,00 253,01Totoral 3,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 804,18 [US$/m3] 0,278 [m3/MWh] 35,76 259,32Nueva Renca FA GLP 49,8 * MesMar-2016 2,1% Petróleo Diesel 984,86 [US$/dam3] 0,197 [dam3/MWh] 0,08 194,09Nueva Renca Diesel 312,0 * MesMar-2016 2,4% Petróleo Diesel 985,57 [US$/Ton] 0,171 [Ton/MWh] 7,47 176,01Renca 92,0 * * 11,0% Petróleo Diesel 985,57 [US$/Ton] 0,365 [Ton/MWh] 3,64 363,37San Francisco TG 25,7 * * 5,0% Petróleo Diesel 1001,78 [US$/Ton] 0,309 [Ton/MWh] 1,00 310,55Esperanza 01 18,8 * * 5,0% Petróleo Diesel 904,00 [US$/m3] 0,429 [m3/MWh] 9,05 396,48Esperanza 02 1,8 * * 5,0% Petróleo Diesel 904,00 [US$/m3] 0,296 [m3/MWh] 28,15 296,12Esperanza 03 1,6 * * 5,0% Petróleo Diesel 904,00 [US$/m3] 0,284 [m3/MWh] 25,67 282,75Colihues 22,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 730,81 [US$/Ton] 0,214 [Ton/MWh] 22,18 178,57Candelaria CA 01 Diesel 125,3 * MesEne-2020 2,1% Petróleo Diesel 825,59 [US$/m3] 0,322 [m3/MWh] 2,80 268,40Candelaria CA 02 Diesel 128,6 * MesEne-2020 2,1% Petróleo Diesel 825,59 [US$/m3] 0,322 [m3/MWh] 2,80 268,40Teno 59,0 * * 2,1% Petróleo Diesel 1023,71 [US$/Ton] 0,219 [Ton/MWh] 28,30 252,80Maule 6,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1042,98 [US$/Mbtu] 0,282 [Mbtu/MWh] 39,27 333,13Constitución Elektragen 9,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1042,98 [US$/Ton] 0,282 [Ton/MWh] 39,27 333,13Linares 0,4 * * 5,0% Petróleo Diesel 821,81 [US$/m3] 0,263 [m3/MWh] 35,76 251,90San Gregorio 0,4 * * 5,0% Petróleo Diesel 821,81 [US$/m3] 0,263 [m3/MWh] 35,76 251,90

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Yungay 01 Diesel 52,4 * * 5,0% Petróleo Diesel 1007,54 [US$/Ton] 0,280 [Ton/MWh] 22,70 304,81Yungay 02 Diesel 52,1 * * 5,0% Petróleo Diesel 1007,54 [US$/Ton] 0,252 [Ton/MWh] 22,70 276,60Yungay 03 Diesel 53,5 * * 5,0% Petróleo Diesel 1007,54 [US$/Ton] 0,274 [Ton/MWh] 22,70 298,77Yungay 04 Diesel 41,2 * MesMar-2016 5,0% Petróleo Diesel 1007,54 [US$/Ton] 0,297 [Ton/MWh] 57,80 357,04Yungay 04 CC Diesel 45,8 MesAbr-2016 * 5,0% Petróleo Diesel 1048,18 [US$/Ton] 0,214 [Ton/MWh] 6,50 230,81Los Pinos 104,2 * * 5,0% Petróleo Diesel 824,90 [US$/m3] 0,227 [m3/MWh] 4,50 191,59Santa Lidia 139,0 * * 2,1% Petróleo Diesel 999,77 [US$/Ton] 0,264 [Ton/MWh] 3,53 267,47Petropower 54,2 * * 3,3% Petróleo Diesel 0,00 [US$/MWh] 1,000 3,90 3,90Newen 13,1 * * 5,0% Petróleo Diesel 325,89 [US$/MWh] 1,000 7,49 333,38Coronel TG Diesel 46,7 * * 5,0% Petróleo Diesel 972,80 [US$/Ton] 0,224 [Ton/MWh] 17,04 234,51Horcones TG Diesel 24,3 * * 5,0% Petróleo Diesel 830,18 [US$/m3] 0,418 [m3/MWh] 3,00 350,02Antilhue TG 01 51,6 * * 5,0% Petróleo Diesel 858,70 [US$/m3] 0,274 [m3/MWh] 2,87 237,88Antilhue TG 02 50,9 * * 5,0% Petróleo Diesel 858,70 [US$/m3] 0,274 [m3/MWh] 2,87 237,88Calle-Calle 13,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1002,40 [US$/MWh] 0,221 21,69 243,46Chuyaca 15,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 995,14 [US$/Ton] 0,238 [Ton/MWh] 16,31 253,15Degañ 36,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1155,38 [US$/Ton] 0,219 [Ton/MWh] 33,30 286,03Quellon 02 8,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1002,07 [US$/Ton] 0,238 [Ton/MWh] 23,30 261,79Trapen 81,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1017,38 [US$/Ton] 0,219 [Ton/MWh] 28,30 251,41Chiloé 9,0 * * 5,0% Petróleo Diesel 1023,79 [US$/Ton] 0,282 [Ton/MWh] 39,27 327,72Los Guindos 132,0 MesAbr-2015 * 2,1% Petróleo Diesel 1040,00 [US$/MWh] 0,250 8,10 268,10Huasco TG 58,0 * * 36,0% Petróleo IFO-180 975,51 [US$/Ton] 0,348 [Ton/MWh] 7,86 347,34Punta Colorada 01 Fuel 17,0 * * 5,0% Petróleo IFO-180 734,75 [US$/MWh] 0,219 28,90 189,81Cementos Bio Bio 13,6 * * 5,0% Petróleo IFO-180 657,69 [US$/Ton] 0,218 [Ton/MWh] 24,68 168,06Diego de Almagro FV 36,0 * * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70San Andres FV 50,0 * * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Llano de Llampos FV 93,0 * * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Pama FV 2,0 * * 77,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Lomas Coloradas FV 2,0 * * 77,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Salvador FV 68,0 MesOct-2014 * 66,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Lalackama FV 55,0 MesDic-2014 * 67,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Luz del Norte FV 141,0 MesMay-2015 * 63,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70

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Conejo I 108,0 MesDic-2015 * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Chañares 35,0 MesDic-2014 * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Javiera 69,0 MesEne-2015 * 70,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Diego de Almagro 01 300,0 MesEne-2028 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Carrera Pinto 01 100,0 MesEne-2024 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Diego de Almagro 02 100,0 MesEne-2024 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Carrera Pinto 02 100,0 MesEne-2024 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Diego de Almagro 03 100,0 MesJul-2025 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Diego de Almagro 05 250,0 MesEne-2029 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Diego de Almagro 06 300,0 MesEne-2029 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Cardones 02 100,0 MesEne-2024 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Cardones 03 100,0 MesEne-2024 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Carrera Pinto 03 200,0 MesSep-2025 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Carrera Pinto 04 300,0 MesAgo-2027 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70Solar Ovalle 01 100,0 MesMar-2028 * 65,0% Solar 0,00 [US$/MWh] 1,000 7,70 7,70

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En relación al cuadro anterior, se señala lo siguiente:

• La columna “C. VAR [US$/MWh]” corresponde al costo variable de cada Central Térmica, utilizado en la modelación del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las centrales, en cada etapa y condición hidrólogica. Para cada una de las centrales, su valor se obtiene a partir de la siguiente expresión:

ecombustiblnoVariableCostoeCombustiblCostoEspecíficoConsumoCV +⋅=

3.5 Estadística Hidrológica

Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 54 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde Abril de 1960 hasta marzo de 2014. El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC y su Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyó la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años.

A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios:

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

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

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

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De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados por la Comisión para la presente fijación es de 57.

Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central.

En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 54 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda.

3.6 Stocks de los Embalses

Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes:

CUADRO N° 7: COTAS ESTIMADAS PARA LOS EMBALSES

Cotas iniciales reales al 1º de Octubre de 2014 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1318,2

Laguna del Maule 2157,9 Embalse Rapel 104,0

Laguna Invernada 1298,6 Lago Chapo 232,9

Embalse Colbún 434,0 Embalse Melado 644,0 Embalse Ralco 721,8

Embalse Pangue 508,0 Poza Polcura 734,0

Embalse Machicura 257,0

3.7 Sistema de Transmisión

Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 [kV] hasta el nivel de 500 [kV].

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Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados serán remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estén disponibles para los participantes de este proceso de fijación tarifaria, la misma base de datos estará a disposición de cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijación.

Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones.

3.8 Costo de Racionamiento

En base al Estudio “Costo de Falla de Corta y Larga Duración SIC, SING y SSMM” remitido a los CDEC con carta CNE N° 324 de fecha 3 de Agosto de 2012 para su distribución entre las empresas integrantes, los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo 30 del Reglamento de Precio de Nudo, son los siguientes:

CUADRO N° 8: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA

Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 400,19

5-10% 500,35 10-20% 648,53

Sobre 20% 728,14

Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4.

Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 400,19 [US$/MWh]

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Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo.

Este valor único representa el costo por kilowatthora (231,73 $/kWh), en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía.

3.9 Tasa de Actualización

Se utilizó la tasa de 10% que estipula el artículo 35 del Reglamento de Precio de Nudo.

3.10 Horizonte de Estudio

El horizonte de estudio utilizado fue de 15 años tarifarios (octubre 2014 a septiembre 2029).

3.11 Modelación del SIC en el OSE2000

La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos.

3.11.1 Centrales Hidroeléctricas

La modelación de centrales Hidroeléctricas contempla tres tipos de centrales:

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

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

b) Centrales Serie Hidráulica.

c) Centrales de Pasada.

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3.11.2 Centrales Termoeléctricas

Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO Nº6, Estas se representan con sus costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de su disponibilidad media de energía.

3.11.3 Sistema de Transmisión

La modelación de los sistemas de transmisión considera:

- Reducción de tramos en paralelo.

- Representación lineal de las pérdidas por tramo (5 tramos para sistema troncal, 3 tramos para el resto del sistema).

- Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema.

- Niveles de tensión desde 66 [kV] hasta 500 [kV], en forma simplificada.

3.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000

A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000:

CUADRO N° 9: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS

N° de Barras 207 N° de Barras de Consumo 118 N° de Barras de Consumo Vegetativo 23 N° de Barras de Consumo Industrial 24 N° de Barras de Consumo Industrial y Vegetativo 71 N° de Tramos de Sistema de Transmisión 276 N° de Centrales Térmicas(*) 148 N° de Centrales de Pasada 65 N° de Embalses 6 N° de Centrales de Embalse 6 N° de Embalses Menores 4 N° de Centrales de Embalse Menor 4

31

N° de Centrales en Serie Hidráulica 11 N° de Centrales Solares 5

N° de Centrales Eólicas 25

(*) Considera operaciones duales y tramos

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

3.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC

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

- Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 0,12 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por costos regasificación. Se considera una capacidad de 9,5 [Mm3/día] la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

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

o San Isidro:

Oct14-Nov15: 93%

Dic15:94%

Ene15-May15:65%

Desde Junio 2015 en adelante con completa disponibilidad.

o San Isidro 2: Todo el horizonte.

32

o Quintero I: Agosto 2015.

o Quintero II: Agosto 2015.

o TalTal: Todo el horizonte.

o Nueva Renca: Abril 2016.

o Candelaria I: Febrero 2020.

o Candelaria II: Febrero 2020.

o Nehuenco I: Abril 2016.

o Nehuenco II:

Ene15-Mar15: 84%

Abr15: 17%

Completa disponibilidad desde Abril 2016

- .Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco Generación S.A., la Comisión ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

- Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente requiere de una operación coordinada de las unidades de generación, destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema.

Para este efecto se consideró en la simulación que el sistema debe soportar la salida de una unidad de 390 MW, repartiendo la reserva necesaria para tal contingencia entre las centrales Ralco, Colbún, Pehuenche y El Toro, a prorrata de su potencia instalada.

33

- De igual forma, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación, Sin embargo, los costos implícitos en el plan de obras no permiten a priori suponer que se pueda prescindir de una operación coordinada, con objeto de mantener los rangos de tensión en los límites aceptados, Así, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales, Para este efecto se incorporó en la modelación descrita anteriormente el siguiente régimen de operación para las centrales detalladas a continuación:

• La central San Isidro I con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 200 MW,

• La central San Isidro II con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 200 MW,

• Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el horizonte de análisis,

• Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por las centrales Nueva Renca y Nehuenco I, respectivamente, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado,

• De este modo se determina el costo no cubierto por los marginales para los próximos 48 meses, el cual se recupera mediante la aplicación de un factor a los precios de energía determinados conforme el numeral 4 y siguientes del informe. Dicho factor resulta igual a:

Frv = 1,01172

Los precios de energía del ANEXO N°2 contiene el factor antes mencionado.

34

4 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO

4.1 Precio Básico de la Energía

El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kV a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto, en esta barra como en las barras de consumo asociadas a esta.

De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de Octubre de 2014, el precio básico de la energía se determina como:

Precio Básico Energía Nudo Referencia=∑

∑

=−

=−

+

+⋅

48

1)1(

,

48

1)1(

,,

)1(

)1(

iiiNref

ii

iNrefiNref

rE

rECMg

Dónde:

Nref : Nudo Troncal definido como Subestación Básica de Energía para el Precio de Nudo

Básico de la Energía, Quillota 220 kV.

CMgNref,i : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestación Básica de Energía.

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

i : Mes i-ésimo.

r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual.

En el ANEXO Nº 6 se entrega la información necesaria para determinar los precios de nudo en

las barras troncales del sistema. 35

El Precio Básico de la Energía es de 44,904 [$/kWh] para el Nudo Básico de referencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO Nº 3.

4.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta

El Precio Básico de la Potencia de Punta se obtuvo del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diésel. Conforme a lo establecido en el artículo 162º, Nº 3 DFL Nº4/2006, los precios básicos de potencia de punta resultan igual a 4885,85 $/kW/mes en el nudo Polpaico 220 kV y 5.801,39 $/kW/mes para el nudo Diego de Almagro 220 kV.

Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA.

4.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC

4.3.1 Precios de Energía en el Resto del SIC

Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema de transmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 4.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en El Anexo Nº 3 Calidad de Suministro en el SIC, Fijación de Octubre de 2014.

Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios determinados en el resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kV. La determinación de los precios mencionados entre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisión así como también los costos de operación del sistema.

4.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC

Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalización a los Precios Básicos de la Potencia señalados en el punto 4.2.

36

Estos Factores se obtienen de referir al nudo de referencia, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 4.1, para cada nudo troncal, Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3.

En el Cuadro N°10 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.

CUADRO Nº10: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO

NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kV POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [$/kW/mes] [$/kWh]

D. DE ALMAGRO 220 1,0000 0,6486 5801,39 29,125 CARRERA PINTO 220 1,0268 0,6582 5956,87 29,556 CARDONES 220 1,0649 0,6770 6177,90 30,400 MAITENCILLO 220 1,0295 0,6528 5972,53 29,313 PUNTA COLORADA 220 0,8934 0,9281 4365,02 41,675 PAN DE AZUCAR 220 0,9422 0,9644 4603,45 43,305 LOS VILOS 220 0,9694 0,9863 4736,34 44,289 NOGALES 220 0,9893 0,9952 4833,57 44,688 QUILLOTA 220 0,9908 1,0000 4840,90 44,904 POLPAICO 220 1,0000 1,0059 4885,85 45,169 LAMPA 220 1,0292 1,0331 5028,52 46,390 CERRO NAVIA 220 1,0311 1,0398 5037,80 46,691 CHENA 220 1,0284 1,0381 5024,61 46,615 CANDELARIA 220 1,0123 0,9967 4945,95 44,756 COLBUN 220 0,9526 0,9290 4654,26 41,716 ALTO JAHUEL 220 1,0160 1,0307 4964,02 46,283 MELIPILLA 220 1,0132 1,0407 4950,34 46,732 RAPEL 220 1,0007 1,0296 4889,27 46,233 ITAHUE 220 0,9857 0,9993 4815,98 44,873

37

ANCOA 220 0,9724 0,9763 4751,00 43,840 CHARRUA 220 0,7895 0,8604 3857,38 38,635 LAGUNILLAS 220 0,7893 0,8442 3856,40 37,908 HUALPEN 220 0,7880 0,8468 3850,05 38,025 TEMUCO 220 0,8081 0,8853 3948,26 39,754 CIRUELOS 220 0,8139 0,8876 3976,59 39,857 VALDIVIA 220 0,8213 0,9428 4012,75 42,335 RAHUE 220 0,8170 0,9391 3991,74 42,169 PUERTO MONTT 220 0,8283 0,9560 4046,95 42,928

38

5 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO

5.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta2

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

[ ]

⋅+

⋅+⋅⋅⋅=

00000 321$

IPCIPCCoef

PPIPPICoef

PPIturbPPIturbCoef

DolDolPbmeskWPb iiii

Potencia Potencia Pb0 PPIturb PPI IPC

Central [MW] Central [MW] [$/kW/mes] Coef 1 Coef 2 Coef 3 Diego de Almagro 70 5801,39 0,38425 0,22913 0,38662

Polpaico 70 4885,85 0,44676 0,13569 0,417554

En que:

Pb: Precio básico de la potencia actualizado en $/kW/mes.

Pb0: Precio básico de la potencia vigente según la última fijación tarifaria en $/kW/mes.

2 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el “ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM” del 2012. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Reglamento de Precio de Nudo, específicamente en su artículo 49°

39

Doli: Dólar observado EEUU promedio publicado por el Banco Central correspondiente al mes anterior a cual se registre la indexación.

Dol0: Dólar observado EEUU promedio correspondiente al mes de agosto 2014 (579,05 [$/US$]), utilizado en la fijación tarifaria vigente publicado por el Banco Central.

PPIturbi: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611) correspondiente al sexto mes anterior al cual se registre la indexación.

PPIturb0: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, PCU333611333611) al mes de marzo de 2014 (220.1).

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 indexación.

PPI0: Producer Price Index- Commoditie publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al mes de marzo de 2014 (207.0).

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

IPC0: Índice de precio al consumidor publicado por el INE correspondiente al mes de julio de 2014 (114,98). IPC determinado, en conformidad a lo estipulado el Decreto Supremo N° 322 de 2009 del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción.

5.2 Indexación del Precio de la Energía

El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado de acuerdo a la siguiente expresión:

40

Precio Energía = Precio base ·

O

i

PMMPMM

Donde:

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

PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo de 2014 a agosto de 2014.

A más tardar el primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior.

Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía.

6 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA

6.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva

Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2014 varían en un 1,90 % respecto de la fijación de Abril de 2014, cifra que corresponde a un -0,12 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre Marzo 2014 y Agosto de 2014 y a un 2,03 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (Enero 2014 - Junio 2014).

41

6.2 Condiciones de Aplicación

Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el Cuadro N°11, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento:

1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra,

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

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

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

En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, , la Dirección de Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo, deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el Cuadro N°11 según corresponda.

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

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

(%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0,000 0,000 0,000 Sobre 10 y hasta 20 0,000 0,000 0,000 Sobre 20 y hasta 30 5,504 0,000 0,000

42

Sobre 30 y hasta 40 9,909 9,909 0,000 Sobre 40 y hasta 50 9,909 9,909 9,909 Sobre 50 y hasta 80 13,205 13,205 13,205 Sobre 80 16,500 16,500 16,500

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

8 CARGO UNICO TRONCAL (CU) En la fijación de Precios de Nudo de Abril de 2014 se estableció que los saldos correspondientes a la utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) durante 2011 y 2012 fueran abonados para saldar la deuda del año 2013. El cálculo y revisión de este cargo corresponde realizarlo en la próxima fijación de Precios de Nudo.

El Cargo Único traspasable a usuarios sometidos a regulación de precios y Cargo Único para el segmento de usuarios que señala en la LGSE, artículo 102°, letra a), párrafo segundo, que se encuentra vigente, se presenta a continuación.

CU2 CU15

$/kWh $/kWh

CU 0,585 -

43

ANEXOS

9 ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios contenidos en el CUADRO N° 6, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones de los cuadros Nº 12, 13 y 14.

Para aquellas centrales que utilizan como combustibles el carbón, la mezcla carbón-petcoke y el GNL, los precios contenidos en el CUADRO N° 6 se modelaron hasta diciembre de 2017 a través de los factores de modulación obtenidos de las proyecciones del Cuadro Nº 12 y Cuadro Nº 13 respectivamente. A contar de enero de 2018 se utilizan los precios de la proyección elaborada por la CNE. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI del Cuadro N° 14.

44

CUADRO N° 12: Proyección precio de carbón3

Carbón Térmico [7000 kcal/kg]

Año Precio Factor de

US$/Ton Modulación

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

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

45

CUADRO N°13: Proyección PRECIO DE GNL4,

GNL EN CHILE

Año Proyección GNL Factor de

US$/MMBtu Modulación

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

4 Considera como base 12% Brent hasta el año 2018. Desde el 2019 en adelante 115%HH+4,5. El arancel de importación de 6% hasta el año 2017. Desde el 2018 en adelante sin arancel. El precio GLN incluye el costo por uso del terminal correspondiente a 0,12 US$/MBtu

46

CUADRO N° 14: Proyección precio de crudo WTI5

Crudo WTI Año Precio Factor de

US$/BBL Modulación

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 del plan de obras indicativo se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación correspondiente.

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

47

10 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

10.1 Cálculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kV

Sobre la base de las características de las unidades y las curvas de carga del sistema eléctrico se calcularon los costos marginales para los diferentes años calendario de operación analizados en el sistema eléctrico en el nudo Quillota 220 kV.

Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada año calendario se calculó el costo marginal promedio ponderado actualizado en el período de 48 meses a partir de octubre 2014 el nudo Quillota 220 kV.

El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes entre los meses de octubre de 2014 y septiembre de 2018.

CUADRO N° 15: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220.

Costos Marginales y Demanda en Quillota 220 Mes Año CMg Demanda

[GWh] Mes Año CMg Demanda

[GWh] [US$/MWh] [US$/MWh]

Octubre 2014 85,518 397,9 Octubre 2016 61,20 438,0

Noviembre 2014 77,873 386,7 Noviembre 2016 53,72 428,5

Diciembre 2014 69,291 403,6 Diciembre 2016 57,76 443,7

Enero 2015 63,779 420,5 Enero 2017 70,79 470,4

Febrero 2015 81,217 399,1 Febrero 2017 88,98 446,3

Marzo 2015 130,071 415,4 Marzo 2017 104,28 465,1

Abril 2015 110,507 399,7 Abril 2017 103,18 448,1

Mayo 2015 106,805 402,5 Mayo 2017 98,00 451,4

Junio 2015 98,605 398,9 Junio 2017 86,30 447,3

Julio 2015 78,575 411,6 Julio 2017 70,93 461,3

Agosto 2015 72,428 406,8 Agosto 2017 80,09 456,2

Septiembre 2015 49,845 393,8 Septiembre 2017 69,68 441,7

48

Costos Marginales y Demanda en Quillota 220 Mes Año CMg Demanda

[GWh] Mes Año CMg Demanda

[GWh] [US$/MWh] [US$/MWh]

Octubre 2015 54,256 414,7 Octubre 2017 69,30 464,7

Noviembre 2015 47,928 406,1 Noviembre 2017 60,91 454,9

Diciembre 2015 53,856 420,4 Diciembre 2017 64,68 470,4

Enero 2016 73,815 443,7 Enero 2018 68,92 488,7

Febrero 2016 95,565 421,3 Febrero 2018 78,57 464,4

Marzo 2016 115,664 438,5 Marzo 2018 87,28 483,4

Abril 2016 83,244 422,0 Abril 2018 82,49 466,1

Mayo 2016 77,464 425,2 Mayo 2018 69,90 469,2

Junio 2016 72,529 421,1 Junio 2018 63,97 465,2

Julio 2016 61,609 434,7 Julio 2018 57,69 479,5

Agosto 2016 72,933 429,8 Agosto 2018 63,19 474,2

Septiembre 2016 60,768 415,8 Septiembre 2018 56,26 459,4

El precio básico de la energía se ha calculado de acuerdo a la expresión del punto 4.1. Asimismo, el precio básico de la energía se ha determinado considerando el stock de agua de los embalses al 1º de Octubre de 2014, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

Promedio ponderado: 77,547 [US$/MWh]

Precio de la energía en nudo Quillota 220 kV:

Precio Básico Energía = 77,547 [US$/MWh] · 579,05 [$/US$]= 44,904 ($/kWh)

49

10.2 Cálculo del Precio Básico de la Potencia6

En conformidad a lo dispuesto en el Artículo 149° del DFL N°4/06, se identifican los siguientes subsistemas dentro del Sistema Interconectado Central para efectos de establecer los respectivos precios básicos de la potencia:

Subsistema SIC Norte:

Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Diego de Almagro 220 kV y Maitencillo 220 kV, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Diego de Almagro 220 kV. Se considera la unidad de punta como una turbina dual de 70 MW con un MRT igual a 11,76%.

Subsistema SIC Centro-Sur:

Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Punta Colorada 220 kV y Puerto Montt 220 kV, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Polpaico 220 kV. Se considera la unidad de punta como una turbina dual de 70 MW con un MRT igual a 11,76%.

El detalle de la determinación del precio, se efectúa conforme se señala a continuación:

6 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el Estudio “DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN 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, específicamente en su artículo 49°.

50

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

El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula:

[ ] { } FP)MRT)*(*(C)*CFFRCCFRCCFRC(CUS$/kW/mesPOT fijoLTLTSESETTG +++⋅+⋅+⋅= 11

CUADRO Nº16: CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Precio Básico de la Potencia, unidad dual 70 [MW] Diego de

Almagro Polpaico

CTG[US$/kW] 757,346 605,572 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. FRCTG[-] 0,008785 0,008785 Factor de recuperación de capital de la inversión de la

unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años.

CSE[US$/kW] 68,841 67,658 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto.

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

CLT[US$/kW] 10,434 13,409 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Polpaico

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

CF[-] 1,048809 1,048809 Costo financiero. COP[US$/kW] 1,237 1,207 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,1176 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1,004103 1,004145 Factor de pérdidas Pbpot[US$/kW/mes] 10,0188 8,4377 Precio Básico de la potencia.

• Precio Básico Potencia Diego de Almagro 220 kV = 10,0188 • 579,05 = 5.801,39 ($/kW/mes)

51

• Precio Básico Potencia Polpaico 220 kV = 8,4377 · 579,05 = 4885,85 ($/kW/mes)

11 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2014

11.1 Simplificaciones Adoptadas

Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones:

a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para la determinación de indisponibilidad de generación.

b) Modelación multinodal para la determinación de indisponibilidad de transmisión. c) Factores de penalización determinados por la CNE producto de una actualización que

incorpora las nuevas condiciones del SIC, tanto en generación como en transmisión determinadas con el Modelo Multinodal-Multiembalse OSE2000.

11.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico

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

11.2.1 Indisponibilidad de Generación

Se determinó la indisponibilidad de generación implícita asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación de precios.

La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema y las condiciones de corto plazo que presenta la oferta de generación hidráulica para el caso de un sistema hidro-térmico.

52

La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100%, obteniéndose la curva de duración de la demanda “equivalente” a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.

Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta.

La indisponibilidad de generación obtenida en el SIC expresada en horas al año:

Indisponibilidad de Generación = 3,40 horas/año

11.2.2 Indisponibilidad de Transmisión

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad.

Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando el modelo multinodal PCP7.

Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,00136 horas/km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas, Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida.

7 El Modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energía con motivo de la divergencia surgida en Sesión Nº72.1/98.

53

A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea.

Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla, Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla, Los resultados son los siguientes:

Indisponibilidad de Transmisión = 0,24 horas/año

Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000085p,u

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

Cabe señalar lo siguiente:

• Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministro deben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios.

• Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en la letra d) del Artículo 36º del Decreto Supremo N° 291 de 2007, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción.

54

12 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA

12.1 Introducción

En base al “Estudio de Costo de Falla de Corta y Larga Duración SIC, SING y SSMM” remitido a los CDEC con carta CNE N° 324 de 03 de agosto de 2012 para su distribución entre las empresas integrantes, se presenta la actualización del Valor de Costo de Falla de Larga Duración, conforme a la estructura aplicable indicada en el Anexo N°6 del Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril de 2014.

Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SIC está determinado para restricciones de 5, 10, 20 y 30%, y períodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Adicionalmente se utilizó ponderadores para cuatro sectores económicos: sector residencial, sector comercial, sector minero y empresas varias. Por último, para cada una de las cuatro componentes señaladas se indica su fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla en el SING.

12.2 Costo de Racionamiento por Sectores SIC

Para la determinación del valor actualizado del costo de racionamiento, se procede a tomar las componentes que corresponden al sector Residencial, Comercial, Minería, Industrial, Transporte y Empresas Varias y se multiplica cada costo de racionamiento por su indexador correspondiente. Con ello se obtienen los costos de racionamiento para cada sector, para todas las profundidades y duraciones de racionamiento incluidas en el estudio.

A continuación se muestran los Indexadores de los sectores económicos mencionados anteriormente.

55

CUADRO Nº 17: INDEXADORES PARA EL SIC

SECTOR MINERO (IM)

Profundidad 1 mes 2 meses 10 meses 5% 0,93 0,94 0,93

10% 0,91 0,90 0,90 20% 0,88 0,87 0,87

30% 0,88 0,87 0,86

SECTOR INDUSTRIAL (IA)


10% 1,11 1,10 1,10 20% 1,10 1,10 1,10 30% 1,10 1,10 1,10

SECTOR TRANSPORTE (IT)


10% 1,08 1,08 1,08 20% 1,08 1,08 1,08

30% 1,08 1,08 1,08 EMPRESAS VARIAS (IV)


10% 0,91 0,91 0,91 20% 0,91 0,91 0,91

30% 0,91 0,91 0,91 SECTOR RESIDENCIAL (IB)


10% 0,86 0,86 0,86 20% 0,86 0,86 0,86 30% 0,86 0,86 0,86

56

SECTOR COMERCIAL (IC)


10% 0,76 0,76 0,76 20% 0,76 0,76 0,76

30% 0,76 0,76 0,76

El Costo de Racionamiento del Sistema se obtiene sumando los Costos indexados de cada sector multiplicados por su importancia relativa. El Costo de Racionamiento promedio indexado del Sistema se obtiene aplicando las probabilidades de ocurrencia de cada escenario.

12.3 Tramos de Costo de Falla Medio a OSE 2000

Los tramos de falla ingresados al modelo OSE2000 se determinan de acuerdo a: lo siguiente:

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

- A continuación, se estableció como costo de falla de los tramos 0-5%, 5-10%, 10-20% y sobre 20%, lo siguiente:

- Tramo 0-5% : Promedio del Porcentaje 5%

- Tramo 5-10% : Promedio de los Porcentajes 5 y 10%

- Tramo 10-20% : Promedio de los Porcentajes 10 y 20%

- Sobre 20% : Promedio del Porcentaje 30%.

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

57

CUADRO N° 18: TRAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS

Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 400,19

5-10% 500,35 10-20% 648,53

Sobre 20% 728,14 .

13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC OCTUBRE DE 2014

13.1 Introducción

En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizar periódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad.

A continuación se entregan las los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de OCTUBRE de 2014.

13.2 Proyectos de Generación

13.2.1 Alternativas de expansión del parque generador

Para determinar las alternativas de expansión y la localización indicativa de las centrales de generación en estudio, esta Comisión tuvo en vista los antecedentes proporcionados por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), respecto de los proyectos de generación en estudio que poseen distintas empresas y que están en proceso de evaluación del impacto ambiental por parte de dicha institución. Además se solicitó información a las empresas de generación

58

actualmente operando y a aquellas de las cuales se tiene información relacionada con posibles proyectos en estudio que estén llevando actualmente a cabo.

En cuanto a los tipos de tecnología y en virtud a lo estipulado en la ley N° 20.257, que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, respecto de la generación de electricidad con fuentes de energía renovables no convencionales, se ha considerado también en el presente plan de obras, la inclusión de centrales generadoras pertenecientes a este tipo de tecnologías.

A partir de lo anterior, esta Comisión conformó un set de proyectos de generación, técnica y económicamente factibles de ser desarrollados en el horizonte 2014-2029, incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas. Las características y criterios generales aplicados en la elección de los proyectos analizados fueron los siguientes:

13.2.1.1 Centrales a Gas Natural Licuado

Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 0,12 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por costos de regasificación. Se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor comienza en torno a 13 US$/MBtu, para ir aumentando en el futuro de acuerdo a lo indicado en el ANEXO N°1.

13.2.1.2 Centrales a Carbón

Otra de las opciones energéticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbón como insumo principal. A partir de los antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de distintas potencias, factibles de ser localizados en algunas regiones del país. Los costos de inversión de estos proyectos incluyen el desarrollo de los puertos, necesarios para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental.

59

13.2.1.3 Centrales Hidroeléctricas

A partir de los antecedentes disponibles en esta Comisión, se conformaron proyectos tipo en base a módulos de generación de diferentes potencias, factibles de ser localizados en distintas regiones del país.

Los costos de inversión de estos proyectos, de manera referencial, incluyen los costos de transmisión y los costos asociados al cumplimiento de la normativa ambiental, así como otros costos de mitigación.

Asimismo, se consideró otros proyectos hidroeléctricos de menor envergadura, de acuerdo a lo informado a esta Comisión por las propias empresas desarrolladoras.

Las estadísticas de afluentes se ha representado a través de caudales mensuales para las 54 hidrologías a partir de abril de 1960, agregándose 3 afluentes sintéticos, en concordancia con el procedimiento aplicado al resto de las centrales hidroeléctricas utilizadas en la modelación.

13.2.1.4 Centrales Eólicas y Geotérmicas

A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos eólicos tipo de diferentes potencias, factibles de ser localizados en distintas regiones del país.

Se ha considerado como alternativa de expansión centrales geotérmicas ubicadas en la zona cordillerana de las Regiones del Maule y del Biobío, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrúa respectivamente.

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

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

60

GRÁFICO Nº 4: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DE COQUIMBO.

GRÁFICO Nº 5: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DEL BIOBIO.

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DE COQUIMBO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Enero

Febrer

oMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviembre

Diciem

bre

FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DEL BIOBIO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Enero

Febre

roMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agosto

Septie

mbre

Octubre

Noviem

bre

Diciembre

61

Para dar coherencia al estudio de plan de obras, fue necesario incorporar obras de transmisión que permitieran evacuar la energía aportada por las nuevas centrales indicativas.

13.3 Costos y Criterios de Localización de Centrales

Para determinar la localización indicativa de las centrales de generación, esta Comisión tuvo en vista los antecedentes indicados en el punto 13.2.1 del presente Informe.

Los costos de inversión considerados para las instalaciones de generación se determinaron a partir del estudio de los valores informados por las empresas que actualmente tienen instalaciones en construcción, así como también de la información recabada relativa a los proyectos en estudio. Para proyectos de centrales a carbón, los costos de inversión incluyen la realización de puertos necesarios para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental. Por su parte, los costos de inversión de proyectos hidroeléctricos, de manera referencial, incluyen los costos de transmisión y los costos asociados al cumplimiento de la normativa ambiental, así como otros costos de mitigación. Por último, los proyectos solares fotovoltaicos, geotérmicos, biomasa y parques eólicos, los costos de inversión incluyen la subestación y la línea de conexión el sistema.

CUADRO Nº 19: COSTOS DE INVERSIÓN DE CENTRALES DE GENERACCIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA

Tecnología Costo Unitario de

Inversión [US$/kW] Carbón 2.750 GNL 1.340 Hidro – Pasada 2.100 Hidro – Embalse 2.100 Eólico 2.300 Solar Fotovoltaico 2.500 Geotérmica 3.550 Biomasa 2.900

62

Para el Costo de Operación, Mantención y Administración de las instalaciones de generación, se utilizó como valor fijo equivalente al 2% del Costo de Inversión de cualquier tipo de Central de Generación.

13.4 Obras de Transmisión

En relación a los proyectos de transmisión troncal, fueron incluidos en la presente fijación, aquellos indicados en la Decreto Exento N° 115 del Ministerio de Energía, de fecha 2 de mayo de 2011, y sus modificaciones respectivas; y obras indicadas en la Resolución Exenta N°55 del 27 de enero de 2012, que incluyen lo determinado por el dictamen de Panel de Expertos en su Discrepancia N°25-2011.

Además se incluyen en la presente fijación, las obras contempladas en el Decreto Exento N° 82 del Ministerio de Energía, de fecha 29 de febrero de 2012, el cual fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes.

También fueron consideradas las obras incluidas en el Decreto Exento N° 310 del Ministerio de Energía, de fecha 29 de julio de 2013, que fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2012-2013.

Por último, se consideraron las obras incluidas en el Decreto Exento N° 201 del Ministerio de Energía, de fecha 12 de junio de 2014, que fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, correspondiente al periodo 2013-2014.

Adicionalmente se ha considerado en la simulación de ambos sistemas una línea de interconexión de 1.500 MW entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a partir de julio de 2021, entre las subestaciones Nueva Crucero Encuentro del SING y Nueva Cardones del SIC

63

13.5 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo

13.5.1 Modelamiento de Centrales Hidroeléctricas Genéricas

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

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

13.5.2 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural

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

• Proyecto de referencia de central ciclo combinado tiene una potencia de 372 MW ISO.

• Esta potencia se ve reducida por efecto de la degradación por instalación y altura, determinando diferentes potencias netas según la ubicación del proyecto.

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

a) Potencia Central firme = Potencia ISO degradada*0,9.

b) Potencia Central interrumpible = Potencia ISO degradada*0,1.

c) Potencia Central fuego adicional = Potencia ISO degradada*0,1.

Potencia Central final = a + b + c

64

Se ha considerado en el costo de inversión de las centrales ciclo combinado a gas natural indicativas, un monto equivalente a la instalación de equipos de respaldo para efectuar una operación con combustible tipo Diesel.

13.6 Bases del Estudio

13.6.1 Criterios Generales

El período de estudio es de 10 años, más dos años de relleno, a contar de Octubre de 2014.

13.6.2 Proyección del consumo

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

65

CUADRO Nº 20: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC

Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh] SISTEMA 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

SIC Norte 6.038 6.321 6.778 7.246 8.013 8.972 9.769 10.816 11.639 12.352 12.995 13.604 14.007 14.414 14.827 15.223 SIC Centro 29.137 30.490 31.989 33.632 34.962 36.039 37.103 37.993 39.061 40.247 41.529 42.770 44.038 45.321 46.617 47.897 SIC Itahue 4.498 4.723 4.942 5.168 5.369 5.547 5.741 5.927 6.123 6.325 6.532 6.744 6.951 7.160 7.369 7.578 SIC Concepción 3.582 3.731 3.884 4.061 4.185 4.244 4.350 4.432 4.541 4.666 4.804 4.953 5.097 5.243 5.391 5.535 SIC Sur 1.820 1.907 1.990 2.079 2.153 2.210 2.280 2.344 2.415 2.490 2.568 2.649 2.728 2.808 2.888 2.968 SIC Austral 3.702 3.869 4.020 4.169 4.313 4.454 4.599 4.741 4.886 5.031 5.179 5.327 5.471 5.616 5.761 5.907

TOTAL 48.776 51.041 53.603 56.354 58.994 61.466 63.842 66.253 68.665 71.111 73.607 76.047 78.293 80.561 82.852 85.107

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh] SISTEMA 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

SIC Norte 2.301 2.405 2.498 2.605 2.697 2.795 2.888 2.984 3.078 3.170 3.263 3.356 3.446 3.537 3.628 3.719 SIC Centro 18.222 19.018 19.727 20.422 21.101 21.783 22.470 23.160 23.854 24.551 25.252 25.957 26.640 27.325 28.013 28.703 SIC Itahue 3.641 3.841 4.025 4.206 4.384 4.563 4.743 4.924 5.106 5.289 5.473 5.658 5.838 6.019 6.201 6.383 SIC Concepción 1.880 1.970 2.051 2.131 2.210 2.289 2.367 2.448 2.529 2.611 2.693 2.775 2.855 2.936 3.016 3.097 SIC Sur 1.387 1.457 1.522 1.585 1.648 1.710 1.773 1.836 1.900 1.965 2.029 2.094 2.157 2.221 2.284 2.348 SIC Austral 3.612 3.775 3.922 4.067 4.208 4.350 4.494 4.636 4.779 4.923 5.067 5.212 5.353 5.495 5.637 5.779

TOTAL 31.042 32.467 33.745 35.016 36.247 37.490 38.735 39.988 41.246 42.508 43.777 45.053 46.290 47.532 48.779 50.030

66

Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh] SISTEMA 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

SIC Norte 3.737 3.916 4.279 4.641 5.316 6.178 6.881 7.832 8.561 9.182 9.732 10.248 10.560 10.877 11.199 11.504 SIC Centro 10.915 11.472 12.262 13.210 13.861 14.256 14.633 14.833 15.207 15.696 16.277 16.813 17.399 17.995 18.603 19.194 SIC Itahue 857 882 917 962 985 984 998 1.003 1.017 1.036 1.059 1.086 1.113 1.140 1.168 1.195 SIC Concepción 1.702 1.762 1.833 1.929 1.975 1.955 1.983 1.984 2.012 2.055 2.111 2.177 2.242 2.308 2.374 2.438 SIC Sur 433 449 468 493 505 500 507 507 514 525 539 555 571 587 604 619 SIC Austral 91 94 97 102 105 104 105 105 107 109 111 115 118 121 124 127

TOTAL 17.734 18.575 19.857 21.339 22.747 23.976 25.107 26.264 27.418 28.603 29.830 30.994 32.003 33.029 34.073 35.077

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En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar, Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión.

13.6.3 Precio de los combustibles

Los precios de los combustibles para las centrales térmicas corresponden a los informados en el punto 3.4 del cuerpo principal de este Informe.

13.6.4 Otros antecedentes

El costo de falla o de racionamiento ha sido desglosado en cuatro valores según su nivel de profundidad, conforme se indica en el ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA.

13.7 Metodología

La metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales generadoras y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fija y variable) y falla.

Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente:

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

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

o Centrales gas natural :24 años

o Centrales Carboneras :24 años

o Centrales hidráulicas :50 años

o Proyectos de interconexión y líneas de transmisión :30 años

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

• Gasto fijo anual de operación y mantenimiento.

• Gasto variable anual, representado por los costos total de operación y falla entregado por el modelo de optimización utilizado.

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

{ }as

sidCMCOInvMin/

Revar&∑ −++

Restricciones de demanda

Limitaciones del sistema de transmisión

Restricciones de riego

Potencias máximas de centrales generadoras

Variabilidad hidrológica, Etc.

Donde:

Inv : Valor actualizado de las todas las inversiones futuras a optimizar.

CO&M : Valor actualizado de todos los costos de operación y mantenimiento de las nuevas instalaciones, que en caso de las centrales a gas natural incluye el costo fijo anual de transporte de gas, Los valores de CO&M anual previos a su actualización se consideran al final de cada año.

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Cvar : Costo de operación y falla futuro actualizado del sistema.

Resid : Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.

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13.8 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión CUADRO Nº21: INSTALACIONES INDICATIVAS.

Mes Año

Enero 2018 Taltal CC GNL 120 GNLDiciembre 2018 Los Cóndores 150 Hidro - PasadaOctubre 2019 Hidroeléctrica VII Región 02 20 Hidro - PasadaJulio 2021 Central Des.For. VIII Region 01 9 BiomasaJulio 2021 Central Des.For. VII Region 03 10 BiomasaEnero 2022 Geotermica Potrerillos 02 40 GeotermiaEnero 2022 Eolica IV Region 03 50 EólicaEnero 2022 Eolica IV Region 02 50 EólicaEnero 2022 Hidroeléctrica VII Región 03 20 Hidro - PasadaJulio 2022 Eolica IV Region 05 50 EólicaJulio 2022 Eolica IV Region 04 50 EólicaJulio 2022 Eolica Concepcion 05 50 EólicaJulio 2022 Eolica Concepcion 04 50 EólicaSeptiembre 2022 Geotermica Potrerillos 01 40 GeotermiaEnero 2023 Geotermica Calabozo 01 40 GeotermiaEnero 2023 Central Des.For. VII Region 01 15 BiomasaEnero 2023 Hidroeléctrica VIII Región 05 20 Hidro - PasadaEnero 2023 Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Hidro - PasadaJulio 2023 Eolica IV Region 08 50 EólicaEnero 2024 Solar Diego de Almagro 02 100 Solar FotovoltaicaEnero 2024 Solar Carrera Pinto 02 100 Solar FotovoltaicaEnero 2024 Solar Carrera Pinto 01 100 Solar FotovoltaicaEnero 2024 Solar Cardones 03 100 Solar FotovoltaicaEnero 2024 Solar Cardones 02 100 Solar FotovoltaicaEnero 2024 Eolica Chiloe 01 100 EólicaEnero 2024 Eolica Charrua 01 100 EólicaDiciembre 2024 Eolica IV Region 09 50 EólicaEnero 2025 Eolica IV Region 01 50 EólicaEnero 2025 Eolica Concepcion 01 50 EólicaEnero 2025 Central Des.For. VII Region 02 10 BiomasaJulio 2025 Solar Diego de Almagro 03 100 Solar FotovoltaicaJulio 2025 Eolica Chiloe 02 100 EólicaJulio 2025 Eolica Charrua 02 100 EólicaSeptiembre 2025 Solar Carrera Pinto 03 200 Solar FotovoltaicaSeptiembre 2026 Carbón VIII Region 01 343 CarbónEnero 2027 Eolica Charrua 04 250 EólicaEnero 2027 Grupo MH X Región 01 60 Hidro - PasadaAgosto 2027 Solar Carrera Pinto 04 300 Solar FotovoltaicaEnero 2028 Solar Diego de Almagro 01 300 Solar FotovoltaicaFebrero 2028 Carbón Maitencillo 02 342 CarbónMarzo 2028 Solar Ovalle 01 100 Solar FotovoltaicaMarzo 2028 Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Hidro - PasadaEnero 2029 Solar Diego de Almagro 06 300 Solar FotovoltaicaEnero 2029 Solar Diego de Almagro 05 250 Solar FotovoltaicaEnero 2030 Eolica Charrua 03 300 EólicaEnero 2030 Carbón Pan de Azucar 03 200 Carbón

Fecha de entradaObras Indicativo de Generación Potencia MW Tecnología

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14 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE DE 2014

14.1 Introducción

Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada, Asimismo, la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia, los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia.

En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a Octubre de 2014 en su Informe Técnico Preliminar la Comisión actualizó los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado Central (SIC).

14.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización

Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyen en la red eléctrica, y por lo tanto son un índice de costos asociado a la generación eléctrica.

En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000.

Para efectos de modelar la demanda se considera lo siguiente:

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

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

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

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Adicionalmente, para los tramos troncales se representó el flujo mediante una aproximación lineal de 5 tramos.

Los Factores de Penalización de Energía del SIC se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra para un período de 48 meses, calculados según la expresión del punto 4.1, y la barra de referencia elegida (Quillota 220 kV). Estos precios fueron calculados utilizando los costos marginales y las demandas de energía entregadas en el presente Anexo en los CUADROS Nº 22 al Nº 31.

En el caso particular de los Factores de Penalización de la Potencia, éstos fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de demanda máxima de cada uno de los primeros cuatro años de planificación en cada subsistema.

Tanto los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideraciones operacionales del SIC utilizados, se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Preliminar.

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CUADRO N° 22: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE 01 [US$/MWH]

MESBARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diego de Almagro 220 50,257 48,477 39,515 36,017 40,901 60,850 64,513 34,534 34,259 33,958 33,972 33,796 33,187 33,566 33,441 34,450 36,012 35,392 35,380 35,192 34,177 34,389 34,728 35,138Carrera Pinto 220 49,924 48,156 39,778 36,257 41,174 61,255 64,943 35,229 34,949 34,641 34,656 34,021 33,855 33,790 34,115 35,143 36,737 36,105 36,092 35,900 34,865 35,081 35,427 35,845Cardones 220 49,609 47,852 40,031 36,487 41,436 61,645 65,356 36,363 36,074 35,757 35,772 35,116 34,945 34,439 35,213 36,275 37,920 37,267 37,254 37,056 36,446 36,210 36,568 36,999Maitencil lo 220 47,445 45,765 38,285 35,524 39,628 58,956 62,505 35,403 35,122 34,813 34,827 34,189 34,022 33,529 34,283 35,317 36,266 36,283 36,271 36,078 35,484 35,254 35,602 35,963Punta Colorada 220 49,696 47,498 39,768 36,470 41,722 62,082 65,790 67,955 49,618 48,062 41,138 35,666 38,326 36,221 37,426 36,153 57,264 76,674 61,461 53,330 45,928 42,366 46,774 37,887Pan de Azucar 220 51,363 48,959 41,011 37,273 43,490 64,722 68,565 70,598 51,190 49,348 42,247 35,876 38,696 36,170 37,932 36,864 59,654 79,929 64,051 55,399 47,377 43,452 48,316 38,621Los Vilos 220 53,579 50,049 42,640 37,917 45,389 67,888 72,820 74,095 51,879 48,757 40,874 31,148 33,772 28,735 33,481 35,576 62,112 84,530 67,898 57,782 47,451 42,491 48,310 37,270Nogales 220 55,479 51,564 43,924 38,679 46,792 70,029 75,121 76,219 53,766 50,517 42,072 31,839 34,518 29,045 34,011 36,295 64,026 87,186 70,016 59,431 49,120 43,903 49,991 38,367Quillota 220 55,915 52,011 44,529 38,745 47,207 70,754 75,774 77,051 54,371 51,126 42,367 32,031 34,681 29,202 34,228 36,468 64,860 87,163 70,506 59,832 49,446 44,204 50,254 38,723Polpaico 220 55,942 51,947 44,427 38,792 47,437 71,110 76,275 77,279 54,405 51,080 42,469 31,995 34,732 29,181 34,237 36,457 64,966 87,989 71,095 60,237 49,699 44,352 50,371 38,624Lampa 220 56,656 52,605 44,985 39,073 48,051 72,048 77,272 78,219 55,040 51,625 42,946 32,170 34,991 29,403 34,529 36,666 65,545 88,827 71,802 60,804 50,117 44,681 50,728 38,776Cerro Navia 220 57,152 53,054 45,347 39,262 48,427 72,636 77,908 78,857 55,448 51,970 43,257 32,263 35,161 29,555 34,737 36,791 65,863 89,356 72,254 61,135 50,380 44,863 50,936 38,873Chena 220 56,880 52,783 45,116 39,048 48,197 72,320 77,622 78,565 55,206 51,750 43,080 32,221 35,106 29,502 34,698 36,713 65,760 89,288 72,277 61,144 50,371 44,862 50,930 38,852Candelaria 220 56,221 52,030 44,533 38,530 47,645 71,274 76,693 77,777 54,540 51,164 42,615 32,152 34,862 29,195 34,195 36,284 65,502 88,914 71,936 61,013 50,254 44,746 50,748 38,831Colbun 220 53,692 49,481 42,720 37,658 46,373 69,499 74,656 75,138 52,652 49,275 41,035 30,953 33,486 27,721 32,258 35,386 63,978 87,081 70,254 59,363 48,794 43,418 49,110 37,606Alto Jahuel 220 56,218 52,153 44,598 38,727 47,730 71,543 76,894 77,826 54,667 51,251 42,642 32,027 34,811 29,257 34,458 36,488 65,232 88,606 71,742 60,720 50,010 44,556 50,555 38,650Melipil la 220 57,584 53,455 45,689 39,559 48,793 73,184 78,497 79,335 55,597 51,992 43,391 32,218 35,132 29,518 34,644 36,842 65,831 89,323 72,225 61,075 50,182 44,525 50,742 38,832Rapel 220 57,951 53,796 45,974 39,807 49,106 73,656 78,935 79,660 55,675 51,862 43,410 32,353 35,331 29,688 34,772 37,071 66,235 89,892 72,656 61,354 50,232 44,278 50,757 38,982Itahue 220 53,641 48,611 42,133 37,158 46,078 69,545 75,034 75,426 52,871 49,532 41,106 30,886 33,354 26,848 30,427 34,347 63,455 86,857 70,352 59,525 48,961 43,541 49,243 37,480Ancoa 220 53,692 49,481 42,720 37,658 46,373 69,499 74,656 75,138 52,652 49,275 41,035 30,953 33,486 27,721 32,258 35,386 63,978 87,081 70,254 59,363 48,794 43,418 49,110 37,606Charrua 220 53,087 49,286 42,501 37,423 45,980 68,373 73,546 72,386 45,383 42,292 35,399 29,284 31,797 27,263 32,376 35,530 63,314 85,816 69,579 57,440 44,948 39,200 38,426 36,185Hualpen 220 53,177 49,528 42,772 37,770 46,185 67,887 73,084 72,048 45,463 42,316 35,539 29,442 31,995 27,440 32,593 35,845 63,108 85,195 69,022 57,192 44,931 39,443 38,694 36,487Lagunillas 220 53,167 49,459 42,677 37,623 46,153 68,040 73,246 72,146 45,431 42,300 35,481 29,371 31,917 27,377 32,517 35,711 63,181 85,392 69,193 57,306 44,932 39,409 38,646 36,380Temuco 220 53,598 50,135 43,214 38,230 46,962 69,600 75,021 72,989 45,530 42,479 35,684 29,598 32,507 28,010 33,295 36,462 64,812 87,501 70,889 57,931 45,039 39,443 38,655 36,438Ciruelos 220 53,207 50,660 43,214 38,553 47,330 69,685 75,388 72,374 44,826 42,035 35,594 29,657 32,857 28,480 33,858 36,932 65,599 87,869 70,988 57,252 44,246 38,968 38,273 36,262Valdivia 220 53,393 51,059 43,480 38,936 47,761 70,241 76,029 72,655 44,876 42,143 35,802 29,889 33,192 28,847 34,315 37,360 66,317 88,679 71,517 57,370 44,224 39,040 38,369 36,441Barro Blanco 220 52,865 51,368 43,469 39,371 48,114 70,631 76,416 71,981 44,072 41,574 35,512 29,906 33,468 29,318 34,910 37,907 67,061 89,120 71,556 56,508 43,259 38,377 37,784 36,210Puerto Montt 220 53,031 52,262 43,575 39,421 48,000 69,949 76,528 72,059 44,152 41,837 36,024 30,338 34,086 29,900 35,491 37,967 67,296 89,042 71,544 56,366 43,141 38,609 38,151 36,448

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CUADRO N° 27: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE 01 [GWH]


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En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000.

CUADRO Nº 32: ASIGNACION BARRAS DP-CDEC-SIC A MODELACION CNE OSE2000

N° Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE N° Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE1 d.almag220 Diego de Almagro 220 70 l.espe1110 Lo Espejo 1102 d.almag110 Diego de Almagro 110 71 pudahu1110 Pudahuel 1103 c.pinto220 Carrera Pinto 220 72 pudahu2110 Pudahuel 1104 cardone220 Cardones 220 73 l.boza1110 Lo Boza 1105 cardone110 Cardones 110 74 quilic1110 Quilicura 1106 copiapo110 Cardones 110 75 quilic2110 Quilicura 1107 lirios_110 Cardones 110 76 recole1110 Recoleta 1108 t.amari110 Cardones 110 77 recole2110 Recoleta 1109 castill110 Castilla 110 78 s.crist110 San Cristobal 11010 maitenc220 Maitencillo 220 79 l.dehe1110 La Dehesa 11011 l.color110 Punta Toro 110 80 l.dehe2110 La Dehesa 11012 huasco_110 Maitencillo 110 81 vitacu1110 Vitacura 11013 vallena110 Maitencillo 110 82 vitacu2110 Vitacura 11014 algarro110 Algarrobo 110 83 a.cord1110 Alonso de Cordova 11015 pajonal110 Pajonales 110 84 renca__110 Renca 11016 incahua110 Incahuasi 110 85 altamir110 Altamirano 11017 vicuna_110 Pan de Azucar 110 86 carrasc110 Carrascal 11018 p.azuca220 Pan de Azucar 220 87 l.coch1110 Ochagavia 11019 romeral110 Romeral 110 88 l.coch2110 Ochagavia 11020 p.azuca110 Pan de Azucar 110 89 ochagav110 Ochagavia 11021 e.indio110 Pan de Azucar 110 90 cister1110 La Cisterna 11022 necsa__066 Pan de Azucar 110 91 cister2110 La Cisterna 11023 marquez066 Pan de Azucar 110 92 s.anton066 Agua Santa 11024 guayaca066 Pan de Azucar 110 93 manding066 Mandinga 06625 e.penon110 Ovalle 110 94 l.arana066 Araña 06626 andacol066 Pan de Azucar 110 95 marchig066 Rapel 06627 ovalle_066 Ovalle 110 96 melipil066 Melipilla 06628 m.patri066 Ovalle 110 97 e.maite066 Melipilla 06629 punitaq066 Ovalle 110 98 e.paico066 Melipilla 06630 e.sauce066 Illapel 110 99 e.monte066 Melipilla 06631 combarb066 Illapel 110 100 c.navia220 Cerro Navia 22032 illapel066 Illapel 110 101 maipu1_110 Maipu 11033 l.vilos220 Los Vilos 220 102 maipu2_110 Maipu 11034 quillot220 Quillota 220 103 l.vall1110 Lo Valledor 11035 quinqui110 Quinquimo 110 104 pajari1110 Pajaritos 11036 cabildo110 Quinquimo 110 105 s.jose1110 San Jose 11037 c.cale1110 Pachacama 110 106 s.jose2110 San Jose 11038 c.cale2110 Pachacama 110 107 c.hipi1110 Club Hipico 11039 chagre1110 Esperanza 110 108 c.hipi2110 Club Hipico 11040 s.feli2110 San Felipe 110 109 s.joaq1110 San Joaquin 11041 s.rafa1110 San Felipe 110 110 s.joaq2110 San Joaquin 11042 p.peuco110 Punta Peuco 110 111 macul1_110 Macul 11043 batuco_110 Batuco 110 112 macul2_110 Macul 11044 t.enami110 Ventanas 110 113 s.elen1110 Santa Elena 11045 concon_110 Ventanas 110 114 s.elen2110 Santa Elena 11046 t.achu1110 Achupallas 110 115 a.jahue220 Alto Jahuel 22047 t.achu2110 Achupallas 110 116 s.bern1110 San Bernardo 11048 quilpu1110 Quilpue 110 117 s.bern2110 San Bernardo 11049 quilpu2110 Quilpue 110 118 malloco110 Alto Jahuel 11050 c.vieja110 Casas Viejas 110 119 florida110 Florida 11051 aconcag066 Aconcagua 110 120 p.alto_110 Florida 11052 t.plac1110 Agua Santa 110 121 quelteh110 Florida 11053 t.plac2110 Agua Santa 110 122 s.rosa1110 Santa Rosa 11054 t.valp1110 Agua Santa 110 123 s.rosa2110 Santa Rosa 11055 t.valp2110 Agua Santa 110 124 s.raqu1110 Santa Raquel 11056 t.p.an1110 Agua Santa 110 125 pirque_066 Alto Jahuel 11057 t.p.an2110 Agua Santa 110 126 a.jahue066 Alto Jahuel 11058 t.quin1066 Agua Santa 110 127 maipo__066 Alto Jahuel 11059 t.quin2066 Agua Santa 110 128 buin___066 Alto Jahuel 11060 t.al.n1066 Agua Santa 110 129 a.cord2110 Alonso de Cordova 11061 t.al.n2066 Agua Santa 110 130 apoqui1110 Apoquindo 11062 t.alga1066 Agua Santa 110 131 apoqui2110 Apoquindo 11063 t.alga2066 Agua Santa 110 132 l.domi1110 Los Dominicos 11064 t.s.se1066 Agua Santa 110 133 l.domi2110 Los Dominicos 11065 t.s.se2066 Agua Santa 110 134 torre80110 Torre 80 11066 polpaic220 Polpaico 220 135 l.rein1110 La Reina 11067 maitene220 Polpaico 220 136 l.rein2110 La Reina 11068 lampa__220 Lampa 220 137 colbun_220 Alto Jahuel 22069 l.aguir110 Cerro Navia 110 138 hospita066 Paine 154

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N° Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE N° Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE139 rancagu154 Rancagua 154 208 e.nobel154 Petroquim 154140 m.v.cen154 Sauzal 154 209 petrodo154 Petroquim 154141 s.f.mos066 Rancagua 154 210 s.vicen066 San Vicente 154142 rancag2066 Rancagua 154 211 c.biob1066 San Vicente 154143 dole___066 Rancagua 154 212 temuco_220 Temuco 220144 indura_066 Rancagua 154 213 temuco_066 Temuco 066145 granero066 Rancagua 154 214 metrenc066 Metrenco 066146 e.tenie066 Rancagua 154 215 pitrufq066 Pitrufquen 066147 l.lirio066 Rancagua 154 216 loncoch066 Loncoche 066148 p.corte066 Punta Cortes 154 217 collipu066 Valdivia 066149 tilcoco154 Tilcoco 154 218 victori066 Temuco 066150 teno___154 Teno 154 219 lautaro066 Temuco 066151 chumaqu066 Rancagua 154 220 l.lagos066 Los Lagos 066152 rengo__066 Rancagua 154 221 panguip066 Panguipulli 066153 peleque066 San Fernando 066 222 valdivi066 Valdivia 066154 s.ferna066 San Fernando 066 223 l.union066 La Union 066155 nancagu066 San Fernando 066 224 picarte066 Picarte 066156 paniahu066 San Fernando 066 225 chumpul066 Chumpullo 066157 itahue_154 Itahue 154 226 paillac066 Paillaco 066158 itahue_066 Itahue 154 227 pichirr066 Pichirro 066159 s.ped.c066 Itahue 154 228 l.negro066 Osorno 066160 curico_066 Itahue 154 229 osorno_066 Osorno 066161 quinta_066 San Fernando 066 230 pilmaiq066 Osorno 066162 chimbar066 San Fernando 066 231 frutill066 Frutillar 066163 v.prat_066 Itahue 154 232 purranq066 Purranque 066164 hualañe066 Itahue 154 233 p.montt066 Puerto Montt 066165 panguil066 Itahue 154 234 p.varas066 Puerto Varas 066166 talca1_066 Itahue 154 235 sauzal_110 Sauzal 110167 talca2_066 Maule 154 236 l.vegas110 Las Vegas 110168 s.migue066 Maule 154 237 s.pedro110 San Pedro 110169 ancoa__220 Ancoa 220 238 ventana110 Ventanas 110170 coop.li066 Linares 154 239 miraflo110 Miraflores 110171 v.alegr066 Linares 154 240 mapal__154 Mapal 154172 s.javie066 Maule 154 241 fopaco_154 Fopaco 154173 constit066 Linares 154 242 lcolor2066 Color 066174 lin.con066 Linares 154 243 corone2066 Coronel 066175 panimav066 Linares 154 244 lota1__066 Coronel 066176 longavi066 Parral 154 245 colcura066 Coronel 066177 retiro_066 Parral 154 246 carampa066 Charrua 154178 parral_066 Parral 154 247 curanil066 Arauco 066179 cauquen066 Parral 154 248 t.pinos066 Charrua 154180 chillan066 Chillan 154 249 quinahu066 Charrua 154181 cocharc066 Chillan 154 250 lebu___066 Arauco 066182 s.carlo066 Parral 154 251 c.arauc066 Arauco 066183 niquen_066 Parral 154 252 i.maipo066 Coronel 066184 charrua220 Charrua 220 253 l.angel066 Coronel 066185 cmpclaj220 Charrua 220 254 petrox2066 Hualpen 154186 inforsa220 Charrua 220 255 l.piuqu220 Quillota 220187 cholgua220 Charrua 220 256 mampil_220 Charrua 220188 cholgua066 Charrua 154 257 hualpen220 Hualpen 220189 charrua066 Charrua 154 258 l.cirue220 Valdivia 220190 laja___066 Charrua 154 259 p.montt220 Puerto Montt 220191 quilmo_066 Charrua 154 260 sauzal_154 Sauzal 154192 t.esqui066 Charrua 154 261 ciprese154 Itahue 154193 l.angel154 Charrua 154 262 d.amigo110 Dos Amigos 110194 negrete066 Charrua 154 263 l.compa110 Las Compañias 110195 renaico066 Charrua 154 264 s.joaqu110 Pan de Azucar 110196 angol__066 Charrua 154 265 choapa_110 Choapa 110197 concepc220 Concepcion 220 266 mineros110 Candelaria 220198 concepc154 Concepcion 154 267 p.l.cas066 Padre Las Casas 066199 concepc066 Concepcion 066 268 s.raf.e066 Itahue 154200 bellavi066 Concepcion 066 269 parrona066 Itahue 154201 tome___066 Concepcion 066 270 licante066 Itahue 154202 spedrc1066 Concepcion 066 271 maule__066 Maule 154203 spedrc2066 Concepcion 066 272 enlace_066 Charrua 154204 petrox1066 Hualpen 154 273 bucalem066 Charrua 154205 s.vicen154 San Vicente 154 274 penco__066 Concepcion 066206 talcahu154 San Vicente 154 275 pillanl066 Temuco 066207 oxy____154 Petroquim 154

95

14.3 Resultados

A continuación se presenta en el CUADRO Nº33 los factores de penalización obtenidos producto del cálculo descrito:

CUADRO N°33: FACTORES DE PENALIZACIÓN

NUDO TENSIÓN FACTORES DE PENALIZACIÓN

POTENCIA ENERGÍA kV

DIEGO DE ALMAGRO 220 1,0000 0,6486 CARRERA PINTO 220 1,0268 0,6582 CARDONES 220 1,0649 0,6770 MAITENCILLO 220 1,0295 0,6528 PUNTA COLORADA 220 0,8934 0,9281 PAN DE AZÚCAR 220 0,9422 0,9644 LAS PALMAS 220 0,9536 0,9717 LOS VILOS 220 0,9694 0,9863 NOGALES 220 0,9893 0,9952 QUILLOTA 220 0,9908 1,0000 POLPAICO 220 1,0000 1,0059 POLPAICO 500 1,0031 1,0083 LAMPA 220 1,0292 1,0331 CHENA 220 1,0284 1,0381 CERRO NAVIA 220 1,0311 1,0398 MELIPILLA 220 1,0132 1,0407 RAPEL 220 1,0007 1,0296 EL RODEO 220 1,0173 1,0321 ALTO JAHUEL 220 1,0160 1,0307 ALTO JAHUEL 500 1,0073 1,0230 CANDELARIA 220 1,0123 0,9967 MAIPO 220 1,0108 0,9926 COLBÚN 220 0,9526 0,9290 ANCOA 220 0,9724 0,9763 ANCOA 500 0,9814 0,9853 ITAHUE 220 0,9857 0,9993 CHARRÚA 220 0,7895 0,8604

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NUDO TENSIÓN FACTORES DE PENALIZACIÓN

POTENCIA ENERGÍA kV

CHARRÚA 500 0,7907 0,8617 HUALPÉN 220 0,7880 0,8468 LAGUNILLAS 220 0,7893 0,8442 ESPERANZA 220 0,7982 0,8704 CAUTÍN 220 0,8060 0,8835 TEMUCO 220 0,8081 0,8853 CIRUELOS 220 0,8139 0,8876 VALDIVIA 220 0,8213 0,9428 RAHUE 220 0,8170 0,9391 PUERTO MONTT 220 0,8283 0,9560

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15 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA.

98

16 ANEXO Nº10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.

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17 ANEXO Nº 11: MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC

Para simular la operación óptima del SIC, se utilizó el modelo multinodal-multiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización - simulación conocido como programación dinámica dual.

La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente:

- Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa.

- A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa.

- La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica.

El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico:

- Determina la operación óptima de los embalses del sistema.

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

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

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- Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, en virtud del detalle que se requiera, que las primeras etapas pueden tener más bloques y ser de menor duración que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duración.

- Calcula los costos marginales de energía esperados en todas las barras del sistema.

La operación se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyección de demandas y un programa de obras de generación-transmisión.

El modelo incluye la representación de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Región, como del Laja, en la VIII Región.

En relación al sistema de transmisión, el modelo incluye la representación lineal por tramo de las pérdidas en las líneas, considerando hasta un máximo de 5 tramos.

Las centrales térmicas se representan por su potencia y costo variable, el cual puede variar mensualmente a lo largo del horizonte. Se toma en cuenta la tasa de indisponibilidad forzada reduciendo la potencia disponible, y se detalla el programa de mantenimiento.

Para las centrales hidroeléctricas en general, el modelo utiliza una estadística hidrológica ingresada por el usuario.

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18 ANEXO N° 14: CUMPLIMIENTO ERNC. En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, se han calculado los porcentajes de energía anual que deben ser inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el artículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698, esto es:

• No hay obligación para los retiros de energía cuyos contratos con su suministrador fueron suscritos con anterioridad al 31 de agosto de 2007.

• Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en el 0,5% anual a partir del año 2015. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación al año 2015 deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con el 6% y así sucesivamente hasta alcanzar el año 2024 el 10%,

• Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025.

En vista de estos criterios, de la proyección de demanda, y de los antecedentes con la información referente a la fecha de suscripción de los contratos entre clientes y suministradores, se detalla en el Cuadro N°37 el porcentaje estimado de la demanda que estaría afecta con respecto a la demanda total, necesaria para cumplir con la obligación ya mencionada. Cabe señalar que se incorporaron dentro del plan de obras indicativo instalaciones necesarias para el cumplimiento de dicha obligación.

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CUADRO N° 34: CUMPLIMIENTO ERNC EN PORCENTAJE.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

SING 3,5% 4,1% 4,9% 5,4% 6,1% 6,9% 8,6% 10,2% SIC 2,9% 3,3% 4,2% 5,0% 5,9% 6,7% 7,9% 9,1% SING+SIC 3,4% 3,9% 4,7% 5,3% 6,1% 6,9% 8,4% 9,9%

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

SING 12,1% 14,1% 16,7% 18,1% 18,5% 18,5% 18,6% 18,6% SIC 9,8% 10,6% 11,4% 12,9% 13,6% 14,7% 15,0% 16,0% SING+SIC 11,5% 13,1% 15,2% 16,7% 17,1% 17,5% 17,5% 17,8%

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19 ANEXO N°15 COSTOS MARGINALES BARRA QUILLOTA 220 kV POR HIDROLOGÍAS. CUADRO N° 35: COSTOS MARGINALES BARRA QUILLOTA 220kV BLOQUE 1 [US$/kWh]

Año Mes 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 282014 MesOct 46,3 42,1 85,5 46,3 48,3 42,4 40,5 47,5 88,9 47,5 50,1 43,0 43,1 47,5 42,4 54,9 42,4 42,4 41,6 50,5 46,2 65,2 50,1 49,8 42,2 57,5 43,9 42,12014 MesNov 42,1 39,6 83,1 39,3 42,3 40,5 39,1 43,1 98,5 42,3 46,2 43,1 37,4 46,1 45,7 44,7 53,9 42,4 39,3 45,3 42,3 46,2 42,1 43,7 31,5 58,6 42,1 39,22014 MesDic 39,9 40,4 45,8 41,1 42,4 42,4 42,4 40,1 50,3 42,4 43,5 42,3 42,1 42,2 44,1 43,4 42,4 43,4 44,3 42,1 42,4 44,0 42,4 44,9 29,6 42,4 45,3 40,12015 MesEne 39,1 35,2 39,9 38,9 41,2 37,2 32,7 31,4 42,6 39,0 41,2 34,6 38,9 38,9 36,8 36,8 32,2 36,8 38,9 38,9 39,9 39,2 38,9 38,9 32,7 41,1 38,9 38,92015 MesFeb 45,4 40,5 46,3 42,7 46,0 44,8 42,4 42,8 70,2 44,8 46,1 44,3 43,0 45,1 44,8 42,8 49,6 42,4 44,5 42,7 42,7 43,9 44,7 45,3 42,6 45,2 44,6 42,72015 MesMar 82,3 50,0 84,8 55,4 87,6 51,5 50,2 57,6 151,0 87,6 87,6 87,6 46,2 65,6 54,6 82,6 86,0 50,3 57,2 62,1 46,0 82,1 48,9 85,7 42,7 85,8 46,3 52,32015 MesAbr 146,3 47,4 79,5 82,6 84,5 46,2 46,1 70,1 149,5 82,6 100,3 82,6 87,4 45,8 87,4 46,1 148,0 82,6 45,9 52,2 34,5 46,5 70,2 45,6 81,4 42,7 44,5 45,92015 MesMay 123,8 82,5 151,6 151,6 50,9 42,6 44,4 82,5 151,7 44,2 82,5 54,3 30,1 43,0 46,4 42,6 150,5 43,0 50,7 50,7 4,2 20,9 47,4 50,0 43,7 42,6 33,0 149,12015 MesJun 47,2 44,3 82,5 82,5 76,4 39,0 42,6 82,5 151,6 41,0 82,5 43,0 5,8 43,0 42,9 42,5 46,6 42,7 43,2 48,3 5,2 30,1 32,8 45,8 44,6 42,6 27,4 43,22015 MesJul 44,6 42,9 136,8 43,8 82,5 19,3 39,6 52,2 150,9 43,0 52,1 42,9 35,2 40,0 40,6 40,6 49,6 16,7 7,1 41,0 7,2 41,0 0,0 43,5 35,1 35,4 29,8 24,42015 MesAgo 42,7 42,7 46,9 42,4 47,0 15,1 42,7 43,9 85,8 39,7 42,7 41,2 0,0 40,5 42,7 42,4 42,8 27,1 37,5 25,2 35,2 39,7 26,7 46,6 42,7 43,0 25,6 27,92015 MesSep 39,7 14,2 42,4 4,1 35,0 33,9 36,3 37,5 48,8 26,1 33,3 14,0 0,0 41,0 40,9 39,6 42,7 6,5 16,7 7,8 34,0 41,1 0,0 39,7 18,7 39,7 32,3 23,32015 MesOct 36,2 14,5 42,7 5,5 41,1 8,5 21,0 41,3 82,6 42,7 42,4 21,3 5,9 42,8 27,2 30,8 42,4 6,5 7,4 15,3 26,4 40,0 7,4 33,5 7,0 42,7 24,7 27,72015 MesNov 13,6 18,9 42,4 0,0 41,0 7,4 9,2 32,9 81,7 29,9 39,6 19,0 5,4 32,6 19,8 24,8 27,3 0,0 10,4 19,9 20,0 39,2 0,0 26,7 7,0 30,2 9,9 16,02015 MesDic 39,8 15,2 49,1 5,0 41,1 4,2 0,0 41,1 86,6 25,1 39,8 39,7 35,4 39,7 24,0 17,4 29,0 12,3 25,6 13,7 39,5 42,6 7,3 39,2 16,7 41,1 19,2 39,62016 MesEne 39,5 33,9 43,5 14,7 42,5 8,4 21,7 39,6 45,4 38,1 39,7 39,5 26,0 40,4 42,5 28,5 41,6 25,3 25,9 36,9 39,3 42,9 10,8 41,7 24,3 42,9 39,3 40,42016 MesFeb 46,2 46,4 99,2 44,2 47,0 43,5 46,5 53,2 99,4 50,4 79,6 63,3 43,5 61,5 79,6 46,5 70,2 43,4 43,2 42,5 46,4 80,6 43,4 76,3 43,5 84,3 44,2 46,22016 MesMar 88,9 52,4 147,5 49,0 47,9 73,8 46,9 115,7 149,0 79,6 97,7 67,2 50,0 82,6 105,8 127,3 84,4 47,5 79,6 49,9 50,2 84,3 42,9 127,0 49,4 149,2 45,9 45,92016 MesAbr 83,1 82,3 79,6 83,2 76,7 46,7 46,6 77,4 90,7 83,2 80,8 82,6 83,2 45,5 82,5 51,3 79,6 83,1 79,6 66,1 34,4 46,0 81,6 46,1 84,6 56,7 49,9 46,62016 MesMay 83,2 69,2 82,7 84,8 78,2 41,4 43,3 52,2 84,5 61,9 79,6 52,1 31,9 45,9 50,2 43,3 79,6 43,3 46,0 66,5 0,0 26,5 53,4 50,2 50,5 41,6 39,5 46,02016 MesJun 50,8 46,4 82,3 82,0 79,9 37,5 40,3 55,1 90,7 42,3 51,5 79,6 0,0 45,3 42,6 39,7 47,4 43,5 45,9 67,3 8,4 33,0 33,9 43,3 49,3 42,9 21,5 43,12016 MesJul 46,7 44,3 82,6 43,3 81,0 28,6 39,6 58,0 85,7 44,7 45,1 43,5 21,1 43,2 42,9 27,6 44,3 34,8 0,0 40,4 18,3 30,8 21,6 42,2 43,2 43,2 39,5 13,22016 MesAgo 79,6 61,4 57,5 43,4 56,2 7,4 43,1 79,6 90,2 43,5 79,6 43,3 15,2 46,0 44,3 43,5 79,6 38,3 39,7 28,2 25,1 42,0 40,1 43,5 45,8 79,5 42,4 19,22016 MesSep 43,4 19,0 48,8 8,9 40,3 31,8 40,4 43,4 79,5 35,7 40,6 39,6 0,0 39,4 44,4 41,6 46,5 25,8 36,1 36,1 38,3 40,5 6,9 40,3 38,3 49,1 35,4 28,02016 MesOct 41,5 19,6 50,2 35,9 44,5 24,6 31,2 43,3 73,8 43,3 44,3 33,7 22,4 43,3 40,4 33,7 42,9 22,6 27,7 39,6 39,4 41,7 25,3 42,9 17,6 46,6 39,5 15,12016 MesNov 33,7 8,1 47,8 8,2 42,9 19,1 20,9 39,0 83,2 11,8 39,1 29,9 17,6 41,6 40,0 33,7 31,6 8,2 16,4 18,0 39,6 35,9 17,5 35,9 7,5 40,2 33,7 20,92016 MesDic 43,5 16,7 49,3 7,4 43,2 11,6 8,1 40,2 58,8 34,2 41,7 34,0 25,7 43,3 40,0 23,3 41,5 12,4 24,3 29,5 40,0 43,3 26,0 40,0 27,5 42,9 30,2 43,22017 MesEne 42,5 42,5 46,2 23,0 44,0 26,6 34,0 42,5 45,4 40,4 41,2 40,4 26,7 41,2 42,5 40,4 42,9 40,2 40,2 40,0 40,2 43,2 19,9 43,9 25,7 43,7 40,2 39,92017 MesFeb 81,7 81,7 89,1 51,3 89,1 51,8 45,1 61,7 90,3 51,6 89,1 81,7 47,3 70,4 50,1 81,6 81,7 47,3 47,9 47,5 47,3 81,6 44,4 48,1 47,5 56,0 44,3 44,32017 MesMar 89,2 81,7 91,9 52,9 92,0 53,3 52,2 92,0 94,3 89,1 90,5 89,2 47,3 72,0 83,9 89,6 89,2 70,2 77,2 42,9 50,7 81,8 47,2 89,1 47,5 89,1 81,7 81,72017 MesAbr 91,9 81,7 90,0 92,2 79,1 49,1 56,6 52,2 92,5 96,7 91,4 90,9 91,9 47,3 88,9 57,8 91,8 91,9 65,9 89,0 41,1 50,6 89,1 47,3 89,0 52,3 81,7 74,22017 MesMay 88,0 89,1 89,1 90,1 81,7 42,3 46,0 72,0 90,1 81,7 89,1 81,7 25,2 44,4 80,9 44,0 89,1 61,2 49,7 53,4 15,1 39,1 48,2 50,6 81,7 45,3 32,8 92,02017 MesJun 81,7 81,7 89,1 89,1 81,8 42,1 44,1 81,5 92,0 42,6 81,7 81,7 16,8 45,3 44,1 42,4 81,7 60,6 52,0 81,7 7,3 39,6 23,3 47,5 81,7 46,0 30,4 49,42017 MesJul 52,4 45,3 89,5 46,0 81,8 41,0 41,0 81,7 90,2 44,3 81,7 40,6 31,9 41,0 44,5 27,6 81,7 39,1 7,4 42,3 19,4 43,5 8,2 43,8 41,1 41,0 33,3 39,32017 MesAgo 44,3 44,3 45,3 42,5 81,7 27,3 43,5 81,7 89,1 44,3 81,7 43,7 16,9 46,1 52,0 44,3 81,7 41,4 46,0 41,0 41,0 41,4 27,1 49,2 64,7 44,8 44,2 40,92017 MesSep 44,0 25,0 42,0 18,1 44,0 34,0 41,4 44,0 49,2 39,1 41,4 42,7 7,9 41,4 41,9 41,9 47,2 36,9 36,9 37,5 34,0 41,4 7,5 44,3 38,8 47,4 34,9 33,02017 MesOct 42,5 30,2 44,1 34,4 44,8 30,4 40,5 45,7 89,1 43,8 43,7 41,4 30,1 42,6 42,4 41,0 48,6 25,3 38,6 36,7 41,4 43,8 28,7 41,4 18,0 47,7 40,4 33,12017 MesNov 41,2 23,5 43,8 23,5 42,5 11,2 30,5 41,4 82,3 30,5 36,7 37,7 23,0 32,5 40,5 34,4 41,4 21,6 16,7 35,2 41,0 44,0 20,1 30,5 24,8 44,1 31,4 39,42017 MesDic 43,5 35,6 50,4 21,4 44,1 29,8 22,8 46,8 89,1 33,0 37,2 44,1 26,0 49,1 41,1 31,0 43,8 19,7 35,7 19,9 40,9 50,7 7,4 43,0 30,1 46,9 25,3 40,92018 MesEne 41,5 41,1 44,8 37,5 44,4 21,6 21,4 44,5 45,7 40,6 42,8 41,3 38,0 44,4 40,5 40,5 44,0 40,5 40,3 40,5 41,4 44,3 21,4 42,8 17,7 44,6 39,8 40,52018 MesFeb 77,7 64,0 84,7 44,9 77,2 45,1 45,3 77,6 84,7 77,3 77,7 49,2 45,1 77,6 44,9 77,7 84,1 45,4 45,4 44,9 46,9 45,1 44,9 50,8 39,0 77,7 44,9 47,82018 MesMar 84,7 77,7 87,0 47,7 84,7 77,7 53,2 77,7 87,6 84,8 86,7 86,0 44,6 84,7 63,8 84,7 84,7 66,1 49,1 44,6 47,1 47,5 47,5 57,8 44,6 84,7 74,4 84,72018 MesAbr 84,9 87,0 82,5 87,5 82,7 47,8 45,3 84,6 87,5 87,5 87,0 87,5 85,4 46,2 83,4 45,4 83,1 86,7 45,0 84,1 40,8 47,6 74,3 46,0 61,4 47,6 77,7 52,32018 MesMay 84,7 84,7 82,3 84,7 79,3 44,4 45,0 77,7 84,8 73,2 82,4 65,9 29,7 45,0 54,5 42,7 84,7 45,3 45,0 74,9 26,4 29,8 45,3 48,5 44,8 42,0 39,2 77,72018 MesJun 68,5 45,5 84,7 84,7 77,8 37,8 39,9 78,7 86,5 44,6 76,9 80,0 21,4 45,4 44,8 41,2 68,4 45,4 45,0 84,6 16,9 20,1 26,4 44,8 45,0 42,8 30,3 44,82018 MesJul 61,5 42,2 85,2 49,0 83,4 23,7 38,5 80,5 86,0 45,0 69,1 38,7 39,4 44,8 45,0 37,5 50,8 41,1 32,2 41,3 15,7 38,5 7,8 42,9 41,2 45,0 37,6 28,02018 MesAgo 45,6 41,8 75,9 45,1 84,7 32,0 41,6 77,7 86,7 43,6 74,6 39,2 29,7 45,4 48,4 45,4 45,4 43,3 40,7 38,7 37,6 41,3 38,2 45,4 44,8 74,5 41,4 39,02018 MesSep 42,8 38,1 45,6 38,0 45,1 40,2 39,3 44,9 77,7 38,7 47,6 44,7 14,9 42,4 42,6 45,0 44,8 38,0 38,9 40,1 39,2 44,8 7,7 44,8 41,3 74,2 41,3 44,3

105

CUADRO N° 36: COSTOS MARGINALES BARRA QUILLOTA 220kV BLOQUE 1 [US$/kWh] (CONTINUACIÓN)

Año Mes 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 572014 MesOct 53,3 45,6 78,0 71,9 42,1 42,2 46,2 40,5 119,6 42,4 88,9 49,5 40,1 43,1 42,4 43,1 44,8 39,5 40,4 45,9 46,7 42,1 83,9 83,9 88,9 154,7 43,9 104,4 88,92014 MesNov 66,2 44,6 76,3 46,0 40,4 39,9 40,1 43,2 74,6 35,1 88,9 42,1 40,4 42,3 39,7 42,1 40,4 39,3 39,5 46,5 42,4 42,3 66,6 43,9 152,7 70,0 73,1 49,8 156,22014 MesDic 42,4 43,2 46,1 44,1 42,4 45,6 43,2 45,5 60,7 43,2 54,4 42,8 42,1 44,4 40,4 42,1 42,7 33,8 40,5 45,9 45,3 42,4 53,8 49,7 69,0 49,6 43,4 43,2 68,12015 MesEne 39,8 39,8 41,5 38,6 32,7 37,0 39,1 41,2 42,4 41,2 41,2 38,9 38,9 38,9 37,3 39,8 38,9 38,9 38,9 41,8 39,2 38,9 42,7 42,7 39,1 40,1 39,1 41,2 39,12015 MesFeb 42,8 44,8 49,5 45,1 42,6 42,8 43,9 44,7 49,7 44,8 52,1 45,9 43,6 44,4 42,7 42,7 46,3 43,9 45,1 46,1 44,8 44,5 76,1 82,6 79,4 59,1 45,1 46,5 46,22015 MesMar 75,6 70,8 84,5 49,9 47,1 47,1 78,8 50,3 82,6 42,8 87,6 82,6 49,0 50,0 45,7 53,2 50,5 53,0 83,6 82,6 82,6 87,6 87,6 82,6 87,6 144,5 72,1 87,6 106,32015 MesAbr 50,0 82,6 53,9 82,1 80,9 45,9 46,6 65,4 55,1 46,5 82,6 149,4 82,6 45,8 52,5 46,1 44,5 82,6 45,9 150,1 82,6 60,8 46,6 77,0 149,0 140,0 149,5 46,4 151,72015 MesMay 148,6 151,9 52,5 26,9 27,5 20,8 47,0 53,9 82,5 41,4 132,9 151,0 151,6 41,0 47,0 71,9 82,5 46,8 46,5 151,6 42,3 47,1 151,7 82,5 86,9 151,0 151,7 40,7 152,02015 MesJun 52,5 82,5 82,5 30,9 11,2 26,8 44,3 35,2 69,2 31,7 44,6 82,5 27,8 41,4 42,6 40,6 44,6 31,7 32,8 151,9 43,2 46,7 51,5 79,6 47,4 117,5 152,2 0,0 151,92015 MesJul 47,6 60,7 82,5 27,6 42,6 38,9 27,4 41,4 141,1 39,7 127,4 82,5 31,6 7,1 46,4 39,7 44,5 27,4 26,3 78,8 40,2 43,5 50,7 82,5 47,2 48,5 151,6 0,0 151,62015 MesAgo 42,7 42,8 42,8 37,0 39,0 39,8 42,4 42,7 82,6 17,4 82,6 42,4 35,0 7,0 0,0 43,2 42,7 0,0 37,5 82,6 40,2 40,6 48,0 46,9 46,8 50,1 136,0 0,0 125,62015 MesSep 42,4 31,9 32,6 26,8 24,8 17,2 27,7 39,4 49,1 0,0 82,3 36,3 30,9 36,1 0,0 41,0 39,9 24,7 23,9 40,3 42,6 35,3 42,7 41,1 45,0 48,7 82,4 0,0 51,62015 MesOct 42,7 16,7 42,7 30,1 18,4 17,8 15,5 39,6 87,4 17,3 87,4 33,3 35,0 30,5 0,0 38,6 42,7 27,4 33,5 42,7 42,4 39,7 42,7 42,4 62,8 52,4 132,1 0,0 75,92015 MesNov 27,1 23,3 39,7 25,0 7,5 18,0 8,5 16,3 50,0 19,7 87,4 30,8 25,4 30,8 11,6 39,8 39,9 20,9 27,3 39,7 39,7 39,6 46,1 39,2 45,3 45,7 125,6 0,0 70,12015 MesDic 40,9 43,0 44,9 31,7 7,0 18,2 7,4 32,9 51,7 30,8 82,6 42,7 25,5 34,8 19,7 42,7 39,7 23,4 32,2 43,9 44,6 30,1 46,5 39,9 44,9 45,5 87,4 0,0 87,42016 MesEne 41,6 43,1 43,2 40,4 8,0 37,7 40,4 41,7 43,3 41,7 45,0 42,9 31,7 39,7 39,0 42,2 40,4 33,0 39,7 43,1 41,7 39,7 42,9 42,9 43,2 45,2 45,4 0,0 45,02016 MesFeb 84,3 82,5 46,2 45,1 46,2 45,9 50,4 46,6 82,8 53,5 115,4 79,6 41,1 46,1 43,7 45,3 83,7 45,1 63,1 82,2 68,6 77,4 116,4 83,2 108,9 125,7 127,3 19,0 127,32016 MesMar 123,1 71,3 122,1 57,8 84,3 46,8 53,0 52,5 117,4 79,6 127,3 108,5 46,2 79,6 44,3 121,8 84,4 84,3 79,6 127,3 95,4 89,4 127,3 84,3 133,7 149,2 149,2 41,6 149,22016 MesAbr 73,6 90,7 82,3 79,6 55,4 52,1 46,5 79,6 53,2 50,6 79,6 90,7 83,2 51,9 49,1 60,6 52,8 83,2 75,2 83,1 88,6 79,6 82,6 82,1 73,2 87,2 90,9 78,8 52,92016 MesMay 56,3 88,8 69,3 39,6 39,0 34,8 46,4 76,2 81,1 46,2 79,6 90,7 83,5 40,1 46,3 64,0 61,8 43,2 66,4 83,1 41,5 51,8 83,1 90,7 79,6 87,9 90,9 41,6 79,62016 MesJun 46,5 83,2 51,4 39,7 29,2 27,0 43,5 43,3 50,8 20,4 83,2 83,1 27,0 42,2 43,2 34,1 47,2 14,5 25,4 83,2 43,3 62,2 71,3 79,6 47,4 79,6 91,7 0,0 79,62016 MesJul 45,8 76,1 46,9 24,7 39,6 40,1 27,0 42,9 79,6 38,9 83,1 83,2 40,2 7,4 41,7 42,9 44,4 21,0 14,7 50,1 40,5 43,3 47,7 75,6 50,9 54,2 108,3 0,0 59,42016 MesAgo 79,5 46,4 79,6 43,5 43,4 41,6 43,1 43,5 79,6 16,9 79,6 79,6 43,1 31,2 7,0 44,8 45,0 8,7 40,3 79,6 39,7 44,4 79,6 79,6 69,0 79,5 92,4 0,0 47,42016 MesSep 43,5 40,2 40,6 39,6 40,2 35,0 33,0 41,9 49,2 10,6 46,8 40,2 38,5 39,2 28,0 41,6 43,4 39,6 40,2 46,1 40,3 41,3 46,4 43,1 70,2 43,4 83,2 0,0 43,42016 MesOct 40,5 40,5 42,9 40,3 28,6 35,2 35,9 40,5 50,5 33,0 81,0 37,5 40,2 40,4 31,2 43,3 43,7 40,3 35,2 43,3 35,0 41,7 47,4 43,3 79,6 47,1 90,7 4,1 48,82016 MesNov 40,3 35,9 40,4 35,9 30,5 24,8 20,4 22,7 83,2 31,9 83,2 34,0 37,1 40,0 26,5 40,4 43,3 31,7 31,5 43,3 35,9 42,2 47,1 42,9 82,0 49,5 90,7 0,0 47,12016 MesDic 43,3 41,3 43,3 31,1 26,5 40,3 40,4 40,0 83,2 38,3 79,6 40,5 34,1 43,2 29,5 43,3 42,9 31,8 29,5 46,0 43,5 40,0 46,1 44,4 82,8 51,0 84,4 0,0 47,52017 MesEne 42,6 44,1 46,5 43,7 39,9 40,2 40,5 42,6 46,8 41,7 46,3 44,0 40,0 43,7 28,6 43,7 44,0 28,3 41,3 44,1 44,0 40,2 44,1 44,1 44,0 46,5 47,0 0,0 44,12017 MesFeb 79,7 81,7 89,1 81,6 48,7 60,0 44,4 50,7 91,3 68,8 89,6 81,7 47,2 54,3 44,4 57,1 81,6 49,7 81,6 81,7 81,7 53,1 81,7 65,5 89,2 89,2 91,8 22,6 89,52017 MesMar 91,4 89,1 91,4 86,5 50,0 71,3 81,7 51,8 81,7 81,7 91,1 89,6 51,2 51,8 49,8 88,1 81,7 88,9 89,1 89,2 75,6 81,8 81,7 66,0 92,0 92,0 108,1 42,6 91,72017 MesAbr 84,0 92,5 86,4 89,9 88,7 53,2 75,6 83,3 78,9 81,7 81,7 127,9 91,9 89,0 75,1 51,3 45,3 91,9 86,6 89,1 91,9 91,9 89,0 91,9 91,9 118,0 119,1 89,3 89,02017 MesMay 84,9 97,4 51,9 43,8 36,7 41,0 48,3 81,7 80,1 48,5 89,1 144,3 92,0 41,7 48,7 81,7 81,7 52,1 58,4 89,1 46,0 56,1 89,1 81,7 84,2 94,7 147,5 44,1 81,82017 MesJun 81,7 89,1 81,7 42,5 32,5 7,7 44,1 44,0 81,7 33,5 89,2 81,8 44,1 41,4 47,3 46,1 51,9 27,7 31,9 89,6 45,4 72,6 52,0 81,8 81,7 87,7 128,2 0,0 82,52017 MesJul 55,0 81,7 49,1 30,1 43,8 38,8 41,9 41,0 81,7 39,9 81,7 89,1 36,0 15,0 47,3 42,6 45,2 41,0 7,0 75,4 44,6 46,0 48,3 81,7 47,5 64,1 97,2 0,0 81,72017 MesAgo 48,3 81,7 81,6 52,2 45,9 42,5 44,3 44,3 81,7 39,1 81,7 81,7 46,9 41,1 36,0 44,3 44,5 35,5 36,0 81,7 41,6 44,3 74,3 81,7 81,7 77,0 97,2 30,1 85,02017 MesSep 42,4 44,3 40,5 36,2 42,7 36,7 35,4 31,9 49,6 25,1 81,7 41,4 27,6 41,4 34,3 42,5 44,0 40,8 41,1 47,2 45,3 43,1 44,3 44,2 74,1 47,5 88,3 0,0 81,72017 MesOct 44,1 44,3 43,8 44,1 41,2 42,4 40,2 41,5 89,1 38,3 90,4 41,4 39,4 42,4 30,4 44,1 44,6 43,8 36,6 43,7 44,1 41,4 43,7 44,1 82,7 65,7 91,1 7,0 89,12017 MesNov 41,1 42,5 43,8 34,4 29,8 41,4 35,6 30,5 89,1 20,6 91,1 43,8 36,7 42,2 19,8 46,8 48,6 40,9 30,5 41,1 44,1 41,2 44,1 44,1 82,0 81,5 92,0 4,2 91,82017 MesDic 44,8 46,8 81,8 41,7 34,0 38,5 40,0 41,0 90,9 33,2 89,1 44,1 40,9 40,9 40,9 47,1 47,4 41,0 40,9 51,3 50,6 41,1 86,3 44,1 81,7 53,7 91,5 0,0 84,92018 MesEne 44,1 44,6 44,8 40,5 40,5 41,5 41,4 44,1 45,2 42,8 45,2 44,6 40,5 41,4 38,0 42,2 44,6 40,1 40,3 44,6 44,6 42,8 45,1 44,8 44,6 45,1 48,1 7,6 47,72018 MesFeb 54,6 84,2 77,7 57,1 45,3 63,4 77,7 75,0 83,4 47,9 84,7 77,7 48,0 73,4 47,8 48,5 77,7 45,4 75,2 77,4 77,7 75,6 77,7 83,9 84,7 85,9 87,4 38,7 86,92018 MesMar 84,8 84,8 84,7 77,7 75,4 77,7 82,3 77,7 86,9 66,5 87,3 84,8 62,7 66,4 45,2 77,8 84,8 47,6 77,7 84,8 77,8 77,7 85,9 84,7 86,7 87,6 87,6 44,6 87,62018 MesAbr 84,6 86,6 85,3 84,6 52,3 45,5 72,4 66,0 78,3 84,6 51,7 88,2 87,5 84,6 46,2 48,3 45,3 87,4 76,3 84,6 86,8 74,1 81,9 85,1 84,6 87,5 87,7 83,0 77,72018 MesMay 84,7 86,4 77,8 41,3 27,1 38,2 52,0 74,1 77,7 45,0 68,8 87,1 86,9 42,6 45,4 50,2 47,5 65,8 51,5 84,7 44,4 45,0 84,8 84,8 77,7 85,5 87,6 42,7 77,72018 MesJun 84,6 84,8 84,1 38,2 24,5 7,8 44,7 39,0 77,7 31,9 84,8 84,7 44,3 39,8 44,6 43,7 45,4 20,6 38,2 84,7 44,5 48,2 82,9 75,9 47,5 84,8 87,5 7,5 84,72018 MesJul 63,5 76,6 77,5 39,7 38,7 38,0 38,5 40,6 82,6 38,5 87,5 84,9 27,9 7,8 45,0 42,6 45,0 38,2 31,8 77,7 41,3 45,0 46,2 75,1 60,2 77,7 88,1 6,9 77,72018 MesAgo 55,3 49,8 46,1 41,6 44,8 41,3 41,4 41,6 79,0 36,2 87,6 81,7 44,6 42,7 36,2 45,4 45,6 37,6 44,8 84,7 44,8 45,1 52,4 45,5 85,7 57,4 87,6 20,9 84,72018 MesSep 76,7 45,0 44,9 39,3 39,0 39,0 39,4 38,1 47,7 29,0 84,7 42,6 38,0 41,4 38,9 44,8 42,7 41,3 37,9 45,3 44,4 41,2 44,9 41,3 79,4 45,5 84,7 7,2 77,6

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CUADRO N° 37: COSTOS MARGINALES BARRA QUILLOTA 220kV BLOQUE 2 [US$/kWh]

Año Mes 1 2 3 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 282014 MesOct 57,0 43,1 139,1 42,4 80,8 46,8 43,1 67,0 89,3 72,5 51,8 50,0 40,4 88,9 59,6 53,6 48,6 42,4 42,9 47,3 78,8 65,9 59,5 51,1 43,4 75,3 43,9 42,22014 MesNov 42,1 42,1 85,4 42,1 78,0 42,3 41,9 46,9 108,7 44,1 47,4 56,2 40,2 76,0 46,3 47,0 50,6 43,9 40,8 46,3 47,2 73,6 43,4 49,1 40,0 61,0 43,8 40,52014 MesDic 43,9 41,4 83,9 42,4 45,9 46,3 42,1 42,3 72,9 46,2 44,0 45,5 44,7 43,7 59,2 78,8 46,5 44,7 48,4 43,1 46,4 54,2 43,1 45,8 40,0 49,8 46,0 40,52015 MesEne 42,7 39,8 45,9 42,4 43,9 42,6 41,1 41,0 46,4 42,4 45,8 42,6 42,7 42,5 42,6 42,6 43,8 42,6 42,6 42,6 43,0 43,0 42,7 43,9 42,1 42,7 43,0 42,72015 MesFeb 52,5 42,4 82,6 46,3 56,2 49,9 50,1 46,3 93,4 50,2 47,0 46,5 46,8 48,7 52,3 45,5 72,7 43,7 48,4 46,4 42,8 45,3 47,3 72,0 44,7 82,6 58,1 49,82015 MesMar 87,4 87,4 150,3 87,6 152,0 61,7 87,6 151,8 161,6 150,7 152,2 152,2 54,7 87,6 82,6 151,8 150,7 67,0 60,8 82,3 47,5 107,6 55,7 122,8 82,1 150,6 83,5 82,62015 MesAbr 150,5 76,5 89,2 86,7 92,5 43,8 50,6 83,9 151,7 151,7 107,0 136,8 150,3 82,3 110,9 47,0 150,2 149,6 61,1 94,2 39,4 46,6 149,4 49,5 146,1 44,6 46,6 116,62015 MesMay 151,6 95,0 151,6 151,9 82,5 43,0 81,2 84,2 161,6 91,5 124,9 73,5 32,3 47,2 51,8 44,3 151,6 76,8 70,6 60,3 26,3 33,3 50,4 82,4 69,9 43,7 34,9 151,62015 MesJun 82,5 76,4 110,7 151,6 146,8 40,9 42,8 86,3 152,0 41,0 112,7 47,6 7,4 44,4 42,9 42,6 50,7 43,3 42,9 51,8 7,4 30,2 39,6 47,0 59,4 44,4 33,3 57,62015 MesJul 86,9 43,7 145,6 43,7 150,8 34,0 42,6 151,6 151,9 43,3 126,8 43,0 39,6 42,6 42,6 40,9 93,5 32,3 31,3 42,3 26,8 43,0 26,7 46,8 41,0 42,6 31,3 26,82015 MesAgo 44,6 51,9 82,6 43,0 87,4 26,7 44,6 87,4 123,1 42,7 82,6 42,7 17,3 42,7 44,4 42,4 87,4 40,5 42,7 27,6 26,7 42,4 39,0 47,7 43,8 43,8 39,2 39,62015 MesSep 42,4 14,2 43,9 39,6 42,8 39,9 21,2 42,8 85,8 42,1 42,8 32,6 0,0 42,8 43,0 42,4 45,8 14,0 27,2 14,0 30,8 46,0 0,0 41,0 19,5 41,0 26,1 26,12015 MesOct 39,6 19,1 44,4 29,7 42,8 14,4 32,6 40,8 87,4 43,4 43,0 30,8 16,6 42,7 32,6 39,6 42,7 14,4 16,4 32,9 37,0 42,4 8,6 39,6 11,6 46,2 26,1 30,62015 MesNov 38,3 29,7 43,8 6,5 43,0 16,5 26,7 42,4 87,8 41,0 41,1 28,8 19,7 39,7 32,9 34,0 39,6 24,2 14,3 33,6 30,8 41,0 16,6 27,6 19,9 39,7 20,3 26,72015 MesDic 41,0 29,1 59,8 7,4 43,2 19,6 30,5 42,8 88,8 29,8 42,4 39,7 40,7 42,4 34,1 20,0 40,8 15,2 34,8 21,0 42,7 43,6 22,6 42,4 39,2 46,0 33,6 40,92016 MesEne 43,3 40,9 79,6 35,2 54,7 40,8 38,3 46,0 86,7 43,3 42,9 42,9 40,9 45,9 45,8 40,4 44,4 40,8 40,0 40,1 44,4 47,2 40,0 46,3 40,0 49,6 41,5 43,22016 MesFeb 48,0 67,7 147,3 68,4 79,5 47,4 47,7 77,9 125,7 54,8 99,0 70,0 45,8 79,6 83,9 47,9 79,5 47,6 47,3 43,8 68,7 78,5 45,3 84,3 46,5 149,2 53,2 68,72016 MesMar 127,3 79,6 149,6 76,5 84,7 76,3 74,5 127,3 149,6 90,0 127,3 79,6 47,6 85,7 127,3 146,7 125,8 58,7 84,3 51,1 69,0 127,3 43,6 144,6 54,9 149,6 79,3 80,32016 MesAbr 83,9 83,1 83,2 84,5 81,8 47,4 67,7 79,6 91,7 84,5 83,1 84,4 85,6 46,1 83,1 53,3 83,8 83,2 82,4 83,1 39,6 46,8 83,1 68,6 86,3 52,4 50,8 79,62016 MesMay 86,5 82,0 84,4 90,7 83,2 43,1 70,9 76,1 99,9 63,1 83,2 71,7 40,8 47,2 79,6 48,1 83,1 61,7 47,8 79,6 7,4 40,5 54,9 53,4 83,1 43,1 41,5 63,32016 MesJun 79,6 72,1 83,2 83,1 83,2 40,9 42,9 55,7 92,2 42,9 83,1 79,6 15,2 46,8 43,3 41,6 54,2 45,0 47,4 79,6 21,5 40,1 34,9 44,4 83,1 43,2 27,6 43,32016 MesJul 81,6 62,8 83,1 78,9 82,5 37,5 41,5 79,5 91,6 48,4 79,6 53,9 32,3 45,8 43,5 40,1 72,3 41,6 30,7 43,1 19,1 41,5 34,3 43,4 45,9 44,3 43,1 27,52016 MesAgo 82,7 79,6 79,6 80,0 83,2 37,9 43,5 84,4 90,7 72,3 83,1 42,8 32,0 47,4 83,1 47,4 84,4 41,4 41,5 40,1 41,5 43,5 40,5 43,5 44,3 81,4 44,3 37,52016 MesSep 47,6 31,4 73,1 31,2 44,4 39,7 40,5 47,4 83,1 43,1 64,3 40,5 19,7 43,5 48,8 43,5 47,7 39,1 40,2 39,4 41,6 43,1 16,8 43,1 40,2 50,5 40,5 33,52016 MesOct 43,5 40,1 43,5 41,5 79,6 37,5 41,7 47,0 83,2 43,5 56,4 42,9 36,6 49,8 42,9 42,9 43,5 33,4 40,1 42,9 41,7 44,4 39,6 45,0 33,7 46,7 40,6 40,22016 MesNov 40,3 29,9 54,3 26,8 44,4 25,3 32,8 41,6 91,6 38,8 42,9 33,3 29,4 45,0 42,9 40,6 40,6 25,4 22,1 39,5 40,5 41,6 26,1 40,2 35,2 43,3 40,3 33,72016 MesDic 45,4 32,5 83,2 30,1 61,8 30,1 28,6 42,9 88,9 40,1 43,5 41,6 33,3 46,7 42,9 39,6 42,9 38,3 40,1 40,1 42,9 53,8 39,5 41,5 40,1 52,6 40,3 46,32017 MesEne 47,2 47,1 89,1 40,9 51,9 40,9 40,9 47,6 89,0 45,3 44,3 44,1 40,9 47,2 50,0 44,0 49,5 44,4 44,1 43,3 46,0 50,9 36,8 49,6 43,8 52,4 44,1 44,42017 MesFeb 89,3 86,9 92,0 86,3 92,0 53,2 48,5 89,1 99,1 81,7 89,1 87,8 44,4 81,6 51,7 89,1 89,1 49,9 66,4 44,4 51,1 89,1 48,6 49,9 49,6 89,1 45,1 50,22017 MesMar 90,0 89,0 99,7 81,8 95,9 62,2 88,5 111,3 147,5 90,2 91,4 94,5 57,8 89,1 88,0 95,4 117,9 81,7 81,7 44,0 52,2 91,3 76,0 91,3 81,7 91,8 88,1 88,02017 MesAbr 93,4 91,9 92,2 100,8 92,2 50,4 75,5 89,0 94,5 109,5 91,9 92,5 93,9 52,3 91,9 89,0 94,1 94,0 82,3 90,2 42,1 52,3 89,0 76,1 90,7 81,7 87,4 89,52017 MesMay 93,5 93,0 97,4 102,7 89,1 43,9 81,7 81,7 130,5 82,8 97,4 81,7 41,0 45,8 81,7 45,7 131,5 81,7 51,8 81,7 30,4 40,4 49,5 77,4 81,7 81,6 42,2 101,52017 MesJun 81,7 81,7 89,1 89,5 89,4 44,0 44,3 81,7 112,0 43,9 89,1 81,7 31,5 46,9 47,2 44,2 81,7 45,5 52,2 89,1 19,5 42,1 30,1 48,0 81,7 81,7 36,0 48,52017 MesJul 81,7 81,8 91,3 71,9 89,0 43,9 42,4 83,9 97,2 44,3 81,7 45,3 40,9 43,9 47,8 39,6 83,9 41,0 33,0 43,9 29,2 43,9 19,7 45,9 43,9 44,2 42,3 36,02017 MesAgo 81,7 81,7 89,1 78,4 87,9 40,4 45,3 89,1 92,0 59,5 91,2 44,3 36,9 45,3 48,8 47,2 89,1 44,3 81,7 41,4 44,0 68,5 44,0 77,6 81,6 89,1 44,3 41,42017 MesSep 50,5 34,6 81,6 41,0 53,4 42,3 42,4 67,5 87,3 44,0 68,2 44,0 22,7 44,3 44,4 44,3 49,1 40,6 41,4 40,0 42,4 44,3 17,1 49,8 38,5 70,1 42,3 39,62017 MesOct 44,3 36,0 48,3 43,9 81,7 42,4 43,2 46,8 90,9 44,3 44,3 44,0 41,0 44,3 44,3 44,0 51,3 35,2 44,0 44,0 44,0 44,3 34,4 44,0 34,4 48,3 43,9 36,72017 MesNov 44,0 41,0 47,8 32,3 44,3 41,0 41,5 44,3 90,8 42,4 42,4 43,9 39,5 41,5 44,0 41,5 44,3 26,9 32,5 41,5 43,9 44,3 34,4 41,5 34,0 48,0 41,0 41,12017 MesDic 44,3 39,4 86,9 24,2 81,7 41,0 33,2 48,3 91,2 41,4 44,3 50,9 40,6 51,7 44,0 42,3 48,4 25,2 41,0 31,2 44,3 83,8 29,4 47,4 26,2 81,7 41,0 44,02018 MesEne 45,3 45,0 84,7 39,3 45,6 41,4 39,4 49,5 84,7 45,1 45,5 45,2 44,6 51,5 45,1 45,0 46,2 44,6 44,6 43,5 45,3 47,3 37,7 45,3 41,2 77,7 45,0 44,62018 MesFeb 84,7 77,7 86,9 45,4 77,7 77,6 56,9 78,7 87,6 84,7 84,7 84,7 46,3 84,7 45,4 84,7 85,1 52,7 77,7 45,4 48,7 59,4 77,5 77,6 42,0 82,3 45,4 77,72018 MesMar 86,7 83,0 87,6 77,8 86,9 84,7 77,7 84,8 92,7 85,7 87,6 87,2 52,6 86,7 84,7 85,1 85,0 69,6 77,7 48,2 48,4 77,6 82,2 60,3 45,4 87,6 84,7 86,02018 MesAbr 86,4 87,5 86,5 87,5 84,6 47,9 45,4 61,9 89,6 89,8 87,5 87,5 87,5 48,2 85,5 46,2 84,6 87,4 48,6 84,6 41,2 49,0 85,4 64,7 84,7 77,7 85,6 77,72018 MesMay 85,9 85,3 84,7 85,8 82,9 42,5 45,2 78,1 86,9 76,2 84,7 77,8 38,8 45,0 55,5 44,9 88,7 46,3 45,5 76,2 29,8 39,2 48,3 49,4 45,5 44,4 39,2 77,02018 MesJun 71,6 46,3 84,7 85,3 84,7 38,7 42,6 84,7 87,6 44,7 77,7 77,7 29,4 45,5 45,1 44,2 71,0 46,8 45,4 84,7 25,9 21,0 37,6 44,8 45,5 44,6 37,6 45,02018 MesJul 64,9 43,6 86,6 52,6 84,5 38,2 41,3 85,1 87,5 44,8 76,4 41,8 41,6 45,0 53,6 39,9 75,9 41,3 38,2 44,8 30,9 41,6 31,3 44,8 41,6 45,0 38,7 35,12018 MesAgo 45,8 45,4 77,7 48,1 86,2 39,7 45,5 83,9 87,5 45,2 77,6 42,6 39,4 53,2 56,2 45,5 77,7 45,1 43,9 40,3 42,6 44,8 41,7 45,1 45,1 76,3 44,6 40,22018 MesSep 45,3 38,9 75,1 39,0 73,5 41,3 40,6 48,0 84,7 41,7 65,2 45,1 30,6 44,8 45,1 45,1 45,1 38,9 39,6 42,7 41,3 45,1 26,1 45,1 41,4 76,3 41,6 44,9

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Informe Precio de Nudo SIC

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