Informe Tecnico Definitivo Precios de Nudo SIC_Octubre 2007

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FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2007 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO DEFINITIVO

OCTUBRE DE 2007 SANTIAGO CHILE

COMISIN NACIONAL DE ENERGA

2

NDICEINTRODUCCIN....................................................................................................................................................... 4 ANTECEDENTES GENERALES............................................................................................................................... 4 Previsin de Demanda ........................................................................................................................................... 4 Precios de Dlar Observado .................................................................................................................................. 5 Precios de Combustibles........................................................................................................................................ 6 2.3.1 Referencia de Precios del Diesel ..................................................................................................................... 7 2.3.2 Previsin de Precios de Gas Natural Licuado (GNL)....................................................................................... 8 2.4 Restricciones de Gas Natural desde Argentina...................................................................................................... 8 2.5 Evolucin Precios Libres ........................................................................................................................................ 9 3 PROYECTOS DE GENERACIN Y TRANSMISIN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS .................................... 10 4 MODELO DE SIMULACIN DE LA OPERACIN PTIMA DEL SIC .................................................................... 10 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007...................................................................................... 12 5.1 Previsin de Demanda ......................................................................................................................................... 12 5.1.1 Previsin de Ventas Anuales y por Barra SIC ............................................................................................... 12 5.1.2 Modelacion Temporal de la Demanda ........................................................................................................... 13 5.2 Programa de Obras del SIC ................................................................................................................................. 14 5.2.1 Obras recomendadas de Transmisin Troncal .............................................................................................. 15 5.3 Nivel de Precios.................................................................................................................................................... 16 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Trmicas ................................................................................................. 16 5.5 Estadstica Hidrolgica ......................................................................................................................................... 21 5.6 Stocks de los Embalses ....................................................................................................................................... 22 5.7 Sistema de Transmisin ....................................................................................................................................... 22 5.8 Costo de Racionamiento ...................................................................................................................................... 23 5.9 Tasa de Actualizacin .......................................................................................................................................... 23 5.10 Horizonte de Estudio ............................................................................................................................................ 23 5.11 Modelacin del SIC en el OSE2000 ..................................................................................................................... 23 5.11.1 Centrales Hidroelctricas............................................................................................................................ 24 5.11.2 Centrales Termoelctricas .......................................................................................................................... 24 5.11.3 Sistema de Transmisin ............................................................................................................................. 24 5.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 ..................................................................................... 25 5.11.5 Otras consideraciones en la modelacin del SIC ....................................................................................... 25 6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO ...................................................................................................................... 27 6.1 Precio Bsico de la Energa ................................................................................................................................. 27 6.2 Precios Bsicos de la Potencia de Punta............................................................................................................. 28 6.3 Precios de Energa y Potencia Resto del SIC ...................................................................................................... 28 6.3.1 Precios de Energa en el Resto del SIC......................................................................................................... 28 6.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC ....................................................................................................... 28 7 FORMULAS DE INDEXACIN PARA PRECIOS DE NUDO.................................................................................. 30 7.1 Indexacin del Precio de la Potencia de Punta .................................................................................................... 30 7.2 Indexacin del Precio de la Energa..................................................................................................................... 31 8 CARGOS POR ENERGA REACTIVA .................................................................................................................... 32 8.1 Indexacin Cargos por Energa Reactiva............................................................................................................. 32 8.2 Condiciones de Aplicacin ................................................................................................................................... 32 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA ........................................................................................................................ 33 10 DETERMINACIN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIN DEL PRECIO MEDIO TERICO CON PRECIOS DE MERCADO. ..................................................................................................................... 34 10.1 DETERMINACIN PRECIO MEDIO BSICO ..................................................................................................... 34 10.2 DETERMINACIN DE BANDA DE PRECIOS DE MERCADO ........................................................................... 34 10.3 COMPARACIN DEL PRECIO MEDIO TERICO CON PRECIO MEDIO DE MERCADO................................ 35 10.4 DETERMINACIN DE VALOR MXIMO DE LAS OFERTAS DE LICITACIN PARA ABASTECER CONSUMOS REGULADOS.............................................................................................................................................. 37 10.5 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS........................... 37 11 ANEXO N 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. .......... 38 12 ANEXO N 2: PRECIOS BSICOS DE ENERGA Y POTENCIA ........................................................................... 48 12.1 Calculo del Precio de Energa en Nudo Bsico Quillota 220 kV .......................................................................... 48 12.2 CLCULO DE LOS PRECIOS BSICOS DE LA POTENCIA ............................................................................ 49 12.2.1 CLCULO DEL PRECIO BSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRONORTE ....................................................................................................................................................... 50 12.2.2 CLCULO DEL PRECIO BSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR............. 50 13 ANEXO N 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIN DE OCTUBRE DE 2007................................. 51 13.1 Simplificaciones Adoptadas ................................................................................................................................. 51 13.2 Calidad de Suministro y Reglamento Elctrico .................................................................................................... 51 13.2.1 Indisponibilidad de Generacin................................................................................................................... 51 13.2.2 Indisponibilidad de Transmisin.................................................................................................................. 52 FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE 1 2 2.1 2.2 2.3

COMISIN NACIONAL DE ENERGA13.3 Factores de Regulacin de Frecuencia y Regulacin de Tensin ....................................................................... 53 13.3.1 Regulacin de Frecuencia .......................................................................................................................... 53 13.3.2 Regulacin de Tensin ............................................................................................................................... 54 14 ANEXO N 4: ACTUALIZACIN VALOR COSTO DE FALLA................................................................................. 56 14.1 Introduccin .......................................................................................................................................................... 56 14.2 Variacin en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios .............................................................. 56 14.2.1 Frmula de Indexacin ............................................................................................................................... 56 14.2.2 Comunas Consideradas ............................................................................................................................. 56 14.3 Variacin en el Costo de Falla del Sector Productivo .......................................................................................... 57 14.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo.............................................................................................. 57 14.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo.............................................................................................. 57 14.4 Clculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic .................................................................................................... 59 14.4.1 Indexadores ................................................................................................................................................ 59 14.4.2 Indexacin................................................................................................................................................... 60 14.5 Tramos de Costo de Falla Medio ......................................................................................................................... 61 15 ANEXO N 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIN Y TRANSMISIN DE MNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC............................................................................................................................................ 62 15.1 Introduccin .......................................................................................................................................................... 62 15.2 Proyectos de Generacin ..................................................................................................................................... 62 15.2.1 Alternativas de expansin del parque generador ....................................................................................... 62 15.3 Obras de Transmisin .......................................................................................................................................... 66 15.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo ............................................................................................ 66 15.4.1 Modelamiento centrales genricas ciclo combinado gas natural ............................................................... 66 15.4.2 Otras alternativas de desarrollo .................................................................................................................. 67 15.5 Bases del Estudio................................................................................................................................................. 67 15.5.1 Criterios Generales ..................................................................................................................................... 67 15.5.2 Proyeccin del consumo............................................................................................................................. 68 15.5.3 Alternativas de generacin y de transporte ................................................................................................ 71 15.5.4 Precio de los combustibles ......................................................................................................................... 72 15.5.5 Lneas de interconexin SIC-SADI ............................................................................................................. 72 15.5.6 Otros antecedentes..................................................................................................................................... 72 15.6 Metodologa.......................................................................................................................................................... 72 15.7 Resultado del Programa de Obras de Generacin y Transmisin ....................................................................... 74 15.7.1 Obras de Transmisin Troncal.................................................................................................................... 74 16 ANEXO N 6: CLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIN DEL SIC, OCTUBRE de 2007..................... 76 16.1 Introduccin .......................................................................................................................................................... 76 16.2 Bases Generales del Clculo de Factores de Penalizacin................................................................................. 76 17 ANEXO N 7: ENERGA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. ....................................................................... 82 18 ANEXO N 8: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA....................................... 84 19 ANEXO N 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE................................... 85

3

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

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INFORME TCNICO DEFINITIVO CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2007.1 INTRODUCCIN

En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinacin de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijacin de precios correspondiente al mes de Octubre de 2007, en conformidad a lo estipulado en el DFL N4 de 2006 del Ministerio de Minera, en adelante DFL N4/2006, y el Decreto Supremo N 327, en adelante Reglamento Elctrico1. 2 ANTECEDENTES GENERALES

En relacin a la determinacin de insumos tales como Previsin de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisin tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su clculo e incorporacin a la presente Fijacin de Precios. 2.1 Previsin de Demanda

De acuerdo a la informacin entregada a esta Comisin por la Direccin de Operacin y Peajes del Centro de Despacho Econmico de Carga del Sistema Interconectado Central, en adelante CDEC-SIC, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolucin que se muestra a continuacin:

1

Modificado segn Decreto Supremo N 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

COMISIN NACIONAL DE ENERGA GRFICO N 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGA DEL SIC, LTIMOS 24 MESES.4000Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses

5

7.0% 6.5% 6.0% 5.5%

3500

3000 5.0% 2500 GWh 4.5% 4.0% 2000 3.5% 3.0% 1500 2.5% 2.0% 1000 1.5% 500 1.0% 0.5% 0nov_05 may_06 ene_06 nov_06 oct_05 feb_06 dic_05 oct_06 may_07 ene_07 abr_06 sep_06 feb_07 jun_06 dic_06 jul_06 abr_07 ago_06 mar_06 mar_07 ago_07 sep_07 jun_07 jul_07

0.0%

Fuente: CDEC-SIC

2.2

Precios de Dlar Observado

La Comisin utiliz como tipo de cambio, el promedio mensual del dlar observado publicado por el Banco Central. La variacin del dlar observado promedio de agosto de 2007, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dlar observado promedio de marzo de 2007, utilizado en la ltima fijacin de precios de nudo, es de un -4%. En el siguiente grfico se muestra la evolucin del promedio mensual para el dlar observado en los ltimos 24 meses.GRFICO N 2: EVOLUCIN DLAR OBSERVADO LTIMOS 24 MESES, $/US$

Dlar600 580

Tipo de Cambio [$/US$]

560 536.70 540 520 500 480 460 440 420 400 Oct-2005 529.88 524.48 528.77

540.62 520.79 542.46 517.33

538.65 527.44

540.51

538.49 526.72 519.80 516.91 532.30 522.02 522.92

535.50 525.70 514.33

538.53

542.27 530.95 527.58

Oct-2006

Mar-2007

Feb-2007

May-2006

May-2007

Mar-2006

Feb-2006

Jul-2006

Nov-2006

Ene-2007

Nov-2005

Ene-2006

Jun-2006

Jun-2007

Dic-2005

Dic-2006

Jul-2007

Sep-2005

Sep-2006

Ago-2006

Dlar

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Ago-2007

Sep-2007

Abr-2006

Abr-2007

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2.3

Precios de Combustibles

Para la elaboracin del presente informe esta Comisin utiliz los precios de combustibles para las distintas centrales trmicas del SIC, contenidos en la programacin semanal del CDEC-SIC vigente al da 30 de septiembre de 2007. La informacin sealada fue enviada a esta Comisin por la Direccin de Operacin del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE N1456/2007 del 27 de septiembre de 2007. Los costos de combustibles y parmetros utilizados para las centrales trmicas del SIC se entregan en el punto 5.4 de este informe resumidos en el CUADRO N 7, en los formatos de modelacin utilizados por esta Comisin.

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

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2.3.1 Referencia de Precios del Diesel Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo bsico de la energa, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petrleo Brent a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 30 US$/bbl, por lo menos desde Enero de 2004. En los ltimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 50 US$/bbl. El siguiente grfico entrega la evolucin del precio Brent desde enero de 1996 a septiembre de 2007. La variacin experimentada entre marzo de 2007 y septiembre de 2007 es un aumento de 23,7%.GRFICO N 3: EVOLUCIN PETRLEO BRENT.Perfil Petroleo Brent Enero 1996-Septiembre 200785 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Precio Petrleo Brent [US$/bbl]

Fuente: Platts, OLADE

96 Ju l-9 En 6 e97 Ju l-9 En 7 e98 Ju l-9 En 8 e99 Ju l-9 En 9 e00 Ju l-0 En 0 e01 Ju l-0 En 1 e02 Ju l-0 En 2 e03 Ju l-0 En 3 e04 Ju l-0 En 4 e05 Ju l-0 En 5 e06 Ju l-0 En 6 e07 Ju l-0 7

En e-

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2.3.2 Previsin de Precios de Gas Natural Licuado (GNL). En la presente fijacin esta Comisin utiliz la siguiente proyeccin de precios de GNL:CUADRO N 1: PREVISIN DE PRECIOS DE GNL2.

Ao2008 2009 2010 2011 2012 2013 en adelante

Precio [US$/MBtu] 8,13 8,33 8,10 7,78 7,52 6,00

2.4

Restricciones de Gas Natural desde Argentina

Se modelaron restricciones de gas3 durante la mayor parte del ao, con los niveles de restriccin expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de anlisis. Dicha modelacin se presenta en el ANEXO N 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. La potencia mxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo al combustible que utilicen tal como se consigna en el CUADRO N 7.

2 Precio GNL corresponde a precio promedio futuros NYMEX para Henry Hub, hasta 2012 (cierre del

05.10.07). Desde 2013 en adelante proyeccin largo plazo ENAP basada en Word Mackenzie. No incluye costo fijo de regasificacin. 3 La estimacin de disponibilidad de gas para generacin se bas en ltima actualizacin del Informe del consultor Daniel Gerold.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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2.5

Evolucin Precios Libres

En la presente fijacin, los precios de nudo quedaron determinados por la banda de mercado, calculada en base a la informacin enviada a la Comisin por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres. El precio de mercado, o centro de la banda sealada, experiment una variacin nominal de un 44,9 % respecto de su valor de abril de 2007. A continuacin se entrega una descripcin del promedio mensual de precios libres, el precio de mercado para las ltimas tres fijaciones y el costo marginal del SIC, variable que ha incidido en el aumento de la banda de precios libres, debido al traspaso a los clientes libres de los mayores costos de produccin en el sistema, que gran parte de las generadoras han efectuado en los ltimos meses.

GRFICO N 4: EVOLUCIN DE PRECIOS LIBRES, PERODO OCTUBRE 2005-AGOSTO 200790 85 80 Precio Libre (US$/MWh) 75 70 65 60 55 50 45 40 Oct05 Mar06 May06 Nov05 Feb06 Oct06 Mar07 May07 Dic05 Ene06 Jul06 Nov06 Feb07 Jun06 Dic06 Ene07 Sep06 Abr06 Ago06 Abr07 Jun07 Jul07 Ago07 120 90 60 30 0P recio M edio Libre P recio M edio M ercado CM g SIC

270 240 210 180 150 CMg Promedio Mensual SIC (US$/MWh)

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

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3

PROYECTOS DE GENERACIN PROGRAMA DE OBRAS

Y

TRANSMISIN

PARA

EL

Las alternativas tecnolgicas que a juicio de esta Comisin pueden ser desarrolladas en el perodo 2007-2018, con las que se elabor el programa de obras que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijacin, se detallan en el ANEXO N 5. En relacin a los proyectos de transmisin troncal, se consider tambin aquellos sealados como obras urgentes de construccin inmediata en los decretos del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin N 231 y N 232 de 2004, as como tambin los proyectos contenidos en el Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal Perodo 2007 2008 de junio de 2007, elaborado por esta Comisin, y la resolucin del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan. 4 MODELO DE SIMULACIN DE LA OPERACIN PTIMA DEL SIC

Para simular la operacin ptima del SIC, se utiliz el modelo de multinodalmultiembalse de operacin de sistemas hidrotrmicos OSE2000, que utiliza el mtodo de optimizacin - simulacin conocido como programacin dinmica dual. La estrategia para resolver el problema de optimizacin es la siguiente: Inicialmente se realiza un anlisis secuencial, del futuro al presente (recursin), para definir la estrategia ptima de operacin de centrales trmicas e hidrulicas, basado en una estimacin de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia ptima para minimizar el costo de operacin del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. A continuacin se realiza una simulacin, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. La iteracin de estos procesos (recursin y simulacin) converge en la determinacin de una estrategia ptima para la operacin del sistema y el clculo de los costos marginales de corto plazo para cada condicin hidrolgica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relacin con la operacin de un sistema elctrico:FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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Determina la operacin ptima de los embalses del sistema. Simula la operacin del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un nmero de situaciones hidrolgicas definidas por el usuario, tomando en consideracin las restricciones de transmisin y las prdidas en las lneas. El modelo permite la utilizacin telescpica de bloques y etapas, esto es, que en virtud del detalle que se requiera, las primeras etapas pueden tener ms bloques y ser de menor duracin que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duracin. Calcula los costos marginales de energa esperados en todas las barras del sistema. La operacin se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyeccin de demandas y un programa de obras de generacin-transmisin. El modelo incluye la representacin de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Regin, como del Laja, en la VIII Regin. En relacin al sistema de transmisin, el modelo incluye la representacin lineal por tramo de las prdidas en las lneas, considerando hasta un mximo de 5 tramos. Las centrales trmicas 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 hidroelctricas en general, el modelo utiliza una estadstica hidrolgica ingresada por el usuario.

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

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5 5.1

BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007 Previsin de Demanda

5.1.1 Previsin de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N 2 se indica la Previsin de Ventas Anual de Energa para el SIC utilizada para la elaboracin del Informe Tcnico Definitivo de Octubre de 2007.CUADRO N 2: PREVISIN DE DEMANDA EN EL SIC

Aos 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Previsin de Demanda SIC [GWh] Libres Regulados 16,758 21,473 17,939 22,590 19,299 23,900 20,884 25,342 22,480 26,890 24,215 28,516 26,032 30,233 27,901 32,078 29,839 34,040 31,896 36,138 34,075 38,381 36,384 40,783

Total 38,231 40,528 43,199 46,225 49,371 52,730 56,265 59,979 63,879 68,033 72,456 77,167

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsin de demanda, se encuentran contenidos en el informe ESTUDIO DE PROYECCIN DE DEMANDAS DE ENERGA Y POTENCIA 2007-20174 del Sistema Interconectado Central, fijacin de precios de Nudo Abril 2007, de la Comisin Nacional de Energa, conforme al artculo 272 del Reglamento Elctrico5.

CUADRO N 3: TASAS DE CRECIMIENTO SEGN PREVISIN DE DEMANDA EN EL SIC

Tasas de Crecimiento segn Previsin de Demanda SIC [%] Aos Libres Regulados Total 2006 2007 7,05% 5,20% 6,01% 2008 7,58% 5,80% 6,59% 2009 8,21% 6,03% 7,01%4 Modificado de acuerdo a nuevos antecedentes y evolucin observada de ventas de energa en el SIC. 5 Modificado segn Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el da 5 de Septiembre de 2003.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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Tasas de Crecimiento segn Previsin de Demanda SIC [%] Aos Libres Regulados Total 2010 7,65% 6,11% 6,80% 2011 7,71% 6,05% 6,81% 2012 7,51% 6,02% 6,70% 2013 7,18% 6,10% 6,60% 2014 6,95% 6,12% 6,50% 2015 6,89% 6,16% 6,50% 2016 6,83% 6,21% 6,50% 2017 6,78% 6,26% 6,50%

5.1.2 Modelacion Temporal de la Demanda La desagregacin geogrfica de la demanda se efectu a partir de la informacin contenida en las respuestas a las cartas CNE N 0046 y N 0047, ambas de fecha 08 de enero de 2007, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duracin utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijacin de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duracin contenidas en el informe Clculo de los Peajes Bsicos y Adicionales, Proyeccin de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Perodo 2004-2008), DIRECCIN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003. Las bases de tiempo de las curvas de duracin se entregan en CUADRO N 4:CUADRO N 4: CURVAS DE DURACIN MENSUAL DE DEMANDA6Duracin bloque (horas) Mes Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Bloque 1 288 298 312 340 296 258 42 44 46 240 86 69 Bloque 2 432 446 408 404 448 462 702 676 698 504 610 675 Total 720 744 720 744 744 720 744 720 744 744 696 744

6 A partir del ao 2008 en adelante, la curva de duracin del mes de Abril, fue asimilada a la curva de duracin del mes de Mayo, esto como una estimacin del efecto de la incorporacin de este mese al periodo de control de las horas de punta en el Sistema Interconectado Central.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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5.2

Programa de Obras del SIC

El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artculo N 162 del DFL N 4/2006(M) y el artculo N 272 del Decreto 327/97 (M), consider las centrales existentes, en construccin as como tambin otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Las bases del estudio y las caractersticas de las alternativas utilizadas se entregan en el ANEXO N 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIN Y TRANSMISIN DE MNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC. En la elaboracin del Programa de Obras, se consider en construccin las instalaciones contenidas en el CUADRO N 5, cuyas fechas de puesta en operacin para las centrales elctricas se establecen segn informacin entregada por sus propietarios, y no necesariamente corresponden a una recomendacin por parte de la CNE:CUADRO N 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIN)Fecha de entrada Mes Octubre Octubre Noviembre Enero Febrero Marzo Abril Abril Mayo Mayo Mayo Octubre Diciembre Diciembre Abril Septiembre Enero Junio Julio Ao 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2010 2010 2010 Obras en Construccin de Generacin Central Hidroelctrica Hornitos Central Hidroelctrica Palmucho Central Eolica Canela Central Diesel Olivos Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel, capacidad final) Turbina Diesel Colmito Turbina Diesel Campanario II Central Hidroelctrica Puclaro Central Diesel Cenizas Central Hidroelctrica Ojos de Agua Turbina Diesel Los Pinos Turbina Diesel Cardones 01 Central Hidroelctrica La Higuera Central Hidroelctrica Lircay Ciclo Combinado GNL San Isidro II ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) Central Carbn Guacolda III Central Carbn Nueva Ventanas Central Carbn Coronel I Central Carbn Bocamina II Obras en Construccin de Transmisin Ampliacin Itahue-San Fernando 154 kV Ampliacin Subestacin Charra Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV Lnea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV Final: Nueva Lnea Charra-Cautn 220 kV Nueva Lnea El Rodeo - Chena 220 kV Potencia MW 55 32 18,15 96 350 55 55 5.6 17,1 9 97 141 155 19,04 377 135 242 343 342 Potencia MVA 198 390 1400 2x500 260

Fecha de entrada Mes Octubre Abril Junio Junio Julio Diciembre Ao 2007 2008 2008 2008 2008 2008

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En el CUADRO N 6 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artculo N 162 del DFL N 4/2006 (M).CUADRO N 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIN)Fecha de entrada Mes Ao Octubre 2008 Noviembre 2008 Enero 2009 Abril 2009 Mayo 2009 Mayo 2009 Julio 2009 Agosto 2009 Octubre 2009 Octubre 2009 Diciembre 2009 Abril 2010 Agosto 2010 Octubre 2010 Enero 2011 Abril 2011 Octubre 2011 Octubre 2011 Enero 2012 Enero 2012 Octubre 2012 Abril 2013 Octubre 2013 Octubre 2013 Abril 2014 Octubre 2015 Octubre 2015 Enero 2016 Enero Abril Abril Febrero Julio 2017 2017 2017 2018 2018 Obras Recomendadas de Generacin Central Elica Concepcin Mdulo I Central Elica Regin de Coquimbo Mdulo I Turbina Diesel Regin del Biobio Ciclo Abierto GNL Quinteros I (Ope. Diesel) Central Desechos Forestales Regin del Biobio Central Elica Regin de Coquimbo Mdulo II Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 MW) Central Desechos Forestales Regin del Maule Central Elica Concepcin Mdulo II Turbina Diesel Regin del Libertador General Bernardo O'Higgins Central Elica Regin de Coquimbo Mdulo III Cierre Ciclo Combinado GNL Quinteros I ( Ope. GNL, Fuego Adicional Incluido) Central Hidroelctrica La Confluencia Central Carbn Maitencillo I Central Carbn Coronel II Central Carbn I, Regin de Valparaso Central Geotrmica Calabozo Etapa 1 Central Geotrmica Chilln Etapa 1 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluido) Central Carbn Pan de Azcar I Central Hidroelctrica Neltume Central Carbn Pan de Azcar II Central Geotrmica Calabozo Etapa 2 Central Geotrmica Chilln Etapa 2 Central Carbn Pan de Azcar III Central Geotrmica Calabozo Etapa 3 Central Geotrmica Chilln Etapa 3 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluido) Ciclo Combinado GNL I Regin del Libertador General Bernardo O'Higgins (Fuego Adicional Incluido) Central Geotrmica Calabozo Etapa 4 Central Geotrmica Chilln Etapa 4 Ciclo Combinado GNL II Regin del Libertador General Bernardo O'Higgins (Fuego Adicional Incluido) Central Carbn Puerto Montt I Potencia MW 20 20 120 240 17 20 360 25 20 120 20 385 145 150 250 250 40 25 385 250 403 250 40 25 250 40 25 385 385 40 25 385 400

5.2.1 Obras recomendadas de Transmisin Troncal En el estudio de plan de obras de generacin transmisin se consider tambin aquellos sealados como obras urgentes de construccin inmediata en los decretos del Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin N 231 y N 232 de 2004, as como tambin los proyectos contenidos en el Plan de Expansin del Sistema de Transmisin Troncal Perodo 2007 2008 de junio de 2007, elaborado por esta Comisin, y la resolucin del Panel de Expertos sobre las discrepancias a este plan.

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5.3

Nivel de Precios

Todos los costos utilizados en los clculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en septiembre de 2007, de acuerdo al artculo 162, nmero siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dlar observado del mes de septiembre de 2007, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO : 516,91 $/US$ 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Trmicas

De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC segn carta mencionada en 2.3, se elabor el CUADRO N 7:

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CUADRO N 7: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TRMICASCentral Fopaco Arauco 1 Arauco 2 Arauco 3 Celco 1 Celco 2 Celco 3 cholguan0 cholguan1 licanten0 licanten1 Nueva Aldea 1 valdivia1 valdivia2 valdivia3 valdivia4 Constitucion Laja Central Des.For. VIII Region 01 Central Des.For. VIII Region 02 Central Des.For. VII Region 01 Central Des.For. VII Region 02 Eolica Canela I Eolica Concepcion 01 Eolica IV Region 1 Eolica Concepcion 02 Eolica IV Region 2 Eolica IV Region 3 Guacolda I Guacolda II Ventanas I Ventanas II Laguna Verde Bocamina Guacolda III Ventanas III Carbn Coronel I Bocamina II Potencia Neta [MW] 12.0 7.0 3.0 5.0 3.0 2.0 3.0 9.0 4.0 1.5 4.0 14.0 6.0 8.0 9.0 38.0 7.0 7.0 9.0 8.0 15.0 10.0 18.2 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 142.9 142.9 112.8 207.9 52.7 121.0 135.0 242.0 343.0 342.0 Entrada en Operacin * * * * * * * * * * * * * * * * * * MesMay-2009 MesMay-2009 MesAgo-2009 MesAgo-2009 MesNov-2007 MesOct-2008 MesNov-2008 MesOct-2009 MesMay-2009 MesDic-2009 * * * * * * MesSep-2009 MesEne-2010 MesJun-2010 MesJul-2010 Salida de Operacin * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * Tasa de salida forzada (%) 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 3.3% 5.0% 5.0% 63.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 2.1% 2.1% 6.9% 2.1% 50.0% 12.5% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% Tipo de Combustible Biomasa Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Petrleo N6 Biomasa-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Biomasa-Licor Negro-Petrleo N6 Desechos Forestales Desechos Forestales Desechos Forestales Desechos Forestales Desechos Forestales Desechos Forestales Eolica Eolica Eolica Eolica Eolica Eolica Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Unidades de consumo especfico [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] Consumo Especfico 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.360 0.360 0.415 0.397 0.850 0.380 0.376 0.376 0.376 0.366 Unidades de costo de combustible [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] Costo de Combustible * 0.00 82.60 89.00 170.00 10.00 60.00 210.00 9.90 57.20 28.00 185.00 14.00 0.00 6.00 47.00 88.00 0.00 0.00 14.00 50.00 14.00 50.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 81.33 81.33 86.33 86.33 92.69 86.64 81.33 86.33 109.33 100.11 C. Var. no comb. [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.00 2.00 7.70 7.70 7.70 7.70 7.70 7.70 1.00 1.00 2.18 1.38 7.86 1.00 2.10 3.00 3.00 3.82 C. Var. [US$/MWh] 0.00 82.60 89.00 170.00 10.00 60.00 210.00 9.90 57.20 28.00 185.00 14.00 0.00 6.00 47.00 88.00 0.00 0.00 14.00 50.00 16.00 52.00 7.70 7.70 7.70 7.70 7.70 7.70 30.28 30.28 38.01 35.65 86.65 33.92 32.68 35.46 44.11 40.45

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Central Carbn Maitencillo I Carbn Coronel II Carbn I V-Region Carbn Pan de Azucar I Carbn Pan de Azucar II Carbn Pan de Azucar III Carbn Pan de Azucar IV Carbn Puerto Montt I Taltal1 Taltal2 Nehuenco II San Isidro San Isidro FA Nueva Renca Nueva Renca FA Nueva Aldea 2 Gas Campanario CA Coronel TG Gas Horcones TG Gas Geotermica Calabozo 01 Geotermica Chillan 01 Geotermica Calabozo 02 Geotermica Chillan 02 Geotermica Calabozo 03 Geotermica Chillan 03 Geotermica Calabozo 04 Geotermica Chillan 04 Nehuenco I GNL Nehuenco I FA GNL Nehuenco II GNL San Isidro GNL San Isidro FA GNL Candelaria CA GNL I Candelaria CA GNL II San Isidro 2 GNL San Isidro 2 FA GNL

Potencia Neta [MW] 150.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 400.0 121.5 123.4 384.2 350.0 20.0 320.1 49.8 12.0 125.0 46.7 24.3 40.0 25.0 40.0 25.0 40.0 25.0 40.0 25.0 340.1 21.4 384.2 350.0 20.0 125.3 128.6 358.7 19.0

Entrada en Operacin MesOct-2010 MesEne-2011 MesAbr-2011 MesEne-2012 MesAbr-2013 MesAbr-2014 MesAbr-2015 MesJul-2018 * * * * * * * * * * * MesOct-2011 MesOct-2011 MesOct-2013 MesOct-2013 MesOct-2015 MesOct-2015 MesAbr-2017 MesAbr-2017 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009 MesAbr-2009

Salida de Operacin * * * * * * * * MesFeb-2009 MesFeb-2009 MesSep-2008 MesAbr-2008 MesAbr-2008 * * MesAbr-2008 MesAbr-2008 MesAbr-2008 MesAbr-2008 * * * * * * * * * * * * * * * * *

Tasa de salida forzada (%) 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 5.0% 5.0% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 5.0% 2.1% 5.0% 5.0% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1%

Tipo de Combustible Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Carbn Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Geotermia Geotermia Geotermia Geotermia Geotermia Geotermia Geotermia Geotermia GNL GNL GNL GNL GNL GNL GNL GNL GNL

Unidades de consumo especfico [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/dam3] [US$/MWh] [US$/MBtu] [US$/dam3] [US$/MBtu] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu]

Consumo Especfico 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.303 0.303 0.181 0.203 0.337 0.194 0.251 1.000 10.888 0.256 15.550 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 7.438 9.134 6.687 7.064 12.419 10.887 10.887 6.180 8.328

Unidades de costo de combustible [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [dam3/MWh] [-] [MBtu/MWh] [dam3/MWh] [MBtu/MWh] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh]

Costo de Combustible * 93.15 93.15 93.15 93.15 93.15 93.15 93.15 93.15 143.47 143.47 165.22 157.03 157.03 168.60 168.60 74.00 5.00 134.56 5.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.33 8.33 8.33 8.33 8.33 8.33 8.33 8.33 8.33

C. Var. no comb. [US$/MWh] 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 2.27 2.27 2.43 3.07 2.82 3.10 0.00 0.00 2.50 3.10 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.87 0.00 2.43 3.07 2.82 2.80 2.80 2.90 2.90

C. Var. [US$/MWh] 38.02 38.02 38.02 38.02 38.02 38.02 38.02 38.02 45.74 45.74 32.37 34.95 55.66 35.84 42.30 74.00 56.94 37.56 79.75 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 64.84 76.10 58.15 61.92 106.29 93.51 93.51 54.39 72.29

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Central Ciclo Combinado GNL Quintero I Ciclo Combinado GNL Quintero I FA Ciclo Combinado GNL Quintero II Ciclo Combinado GNL Quintero II FA Taltal Ciclo Combinado GNL Ciclo Combinado GNL Quintero III Ciclo Combinado GNL Quintero III FA Ciclo Combinado GNL I VI-Regin Ciclo Combinado GNL I VI-Regin FA Ciclo Combinado GNL II VI-Regin Ciclo Combinado GNL II VI-Regin FA Petropower Nueva Aldea 3 A Nueva Aldea 3 B Huasco TG Diego Almago TG Los Vientos Las Vegas Con Con Laguna Verde TG Renca EV25 Esperanza 1 Esperanza 2 Esperanza 3 Constitucin Elektragen Antilhue TG-1 Antilhue TG-2 Dega Ancud Quelln Maule Olivos Campanario II Diesel Colmito Los Pinos Cenizas Cardones 01 Diesel

Potencia Neta [MW] 350.0 35.0 350.0 35.0 360.0 350.0 35.0 350.0 35.0 350.0 35.0 54.2 6.0 14.0 58.0 46.0 124.4 2.3 2.7 17.9 92.0 25.0 18.8 1.8 1.6 9.0 50.3 50.9 36.0 3.3 5.4 6.0 96.0 55.0 55.0 97.0 17.1 141.0

Entrada en Operacin MesAbr-2010 MesAbr-2010 MesEne-2012 MesEne-2012 MesJul-2012 MesEne-2016 MesEne-2016 MesEne-2017 MesEne-2017 MesFeb-2018 MesFeb-2018 * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * MesEne-2008 MesAbr-2008 MesMar-2008 MesMay-2008 MesMay-2008 MesOct-2008

Salida de Operacin * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * *

Tasa de salida forzada (%) 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 5.0% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 3.3% 3.3% 3.3% 36.0% 5.0% 2.1% 5.0% 5.0% 5.0% 11.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 2.1% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0%

Tipo de Combustible GNL GNL GNL GNL GNL SING GNL GNL GNL GNL GNL GNL Derivado de Petroleo Licor Negro-Petrleo N6 Licor Negro-Petrleo N6 Petrleo IFO-180 Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel

Unidades de consumo especfico [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MBtu] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/m3] [US$/m3] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/m3] [US$/m3] [US$/m3] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/MWh] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton]

Consumo Especfico 6.180 8.328 6.180 8.328 6.909 6.180 8.328 6.180 8.328 6.180 8.328 1.000 1.000 1.000 0.362 0.337 0.255 0.271 0.268 0.264 0.365 0.309 0.406 0.260 0.269 0.298 0.230 0.230 0.219 0.242 0.242 0.298 1.000 0.261 0.240 0.204 0.233 0.240

Unidades de costo de combustible [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [MBtu/MWh] [-] [-] [-] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [-] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh]

Costo de Combustible * 8.10 8.10 7.52 7.52 7.52 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 0.00 0.00 14.00 486.72 732.57 767.53 613.95 611.38 755.48 722.80 763.04 641.00 673.00 673.00 790.89 721.50 721.50 819.00 845.57 853.64 790.89 194.11 738.88 738.88 737.75 603.52 603.52

C. Var. no comb. [US$/MWh] 2.50 2.50 2.50 2.50 2.27 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 3.90 0.00 0.00 11.63 6.63 2.95 11.99 13.99 1.00 3.64 1.00 7.05 9.00 9.00 13.92 2.89 2.89 15.00 10.00 8.10 13.92 0.00 14.08 7.89 4.50 9.00 7.89

C. Var. [US$/MWh] 52.54 69.93 48.96 65.10 54.21 39.58 52.47 39.58 52.47 39.58 52.47 3.90 0.00 14.00 187.82 253.51 198.67 178.31 177.69 200.45 267.46 236.78 267.46 183.98 190.33 249.29 168.84 168.84 194.11 214.29 214.34 249.29 194.11 206.71 185.06 155.09 149.62 152.61

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Central Turbina I Turbina II Campanario CA Diesel Candelaria CA Diesel I Candelaria CA Diesel II Coronel TG Diesel Horcones TG Diesel Nehuenco 9B Diesel I Nehuenco 9B Diesel II Nehuenco I Diesel Nehuenco II Diesel Nueva Aldea 2 Diesel Nueva Renca Diesel San Isidro 2 CA Diesel San Isidro Diesel Taltal2 Diesel San Isidro 2 CC Diesel Taltal1 Diesel Ciclo Abierto GNL Quintero I ope Diesel Taltal Ciclo Combinado Diesel

Potencia Neta [MW] 120.0 120.0 125.0 125.3 128.6 46.7 24.3 92.0 16.0 310.0 391.5 12.0 312.0 240.0 305.0 123.4 350.0 121.5 240.0 307.8

Entrada en Operacin MesEne-2009 MesOct-2009 * * * * * * * * * * * * * * MesFeb-2008 MesMar-2008 MesAbr-2009 MesJul-2009

Salida de Operacin * * * * * * * * * * * * * MesOct-2007 * MesFeb-2009 MesMar-2009 MesFeb-2009 MesNov-2009 MesJun-2012

Tasa de salida forzada (%) 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 2.1% 5.0% 5.0% 10.0% 10.0% 5.0% 2.1% 5.0% 2.4% 2.1% 2.1% 5.0% 2.1% 5.0% 2.1% 2.1%

Tipo de Combustible Petrleo Diesel Petrleo Diesel Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual Petrleo Diesel Dual

Unidades de consumo especfico [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/m3] [US$/m3] [US$/Ton] [US$/m3] [US$/m3] [US$/m3] [US$/m3] [US$/m3] [US$/m3] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/Ton]

Consumo Especfico 0.261 0.261 0.261 0.322 0.322 0.226 0.383 0.327 0.339 0.190 0.189 0.310 0.171 0.229 0.185 0.279 0.185 0.279 0.275 0.185

Unidades de costo de combustible [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [Ton/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [m3/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh] [Ton/MWh]

Costo de Combustible * 719.34 719.34 738.88 630.16 630.16 772.25 633.34 615.02 615.02 615.02 615.02 724.17 753.00 737.75 736.46 732.88 737.75 732.88 737.75 732.88

C. Var. no comb. [US$/MWh] 14.08 14.08 14.08 2.80 2.80 19.50 3.00 4.30 21.50 5.21 5.21 2.00 6.30 8.43 6.46 4.84 6.46 4.84 3.00 6.46

C. Var. [US$/MWh] 201.61 201.61 206.71 205.52 205.52 194.26 245.57 205.60 230.11 121.82 121.63 226.49 135.06 177.52 142.56 209.31 142.80 209.31 205.88 141.90

Obras Recomendadas *: El precio de combustible utilizado en la modelacin, considera la modulacin descrita en el Anexo N1 del presente ITD, implementada en el archivo CenTerEta.csv de la base de datos de archivos OSE2000. **: Con modulacin temporal de potencia mxima disponible

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En relacin al cuadro anterior, se seala lo siguiente: La columna C. VAR [US$/MWh] corresponde al costo marginal de cada Central Trmica, utilizado en la modelacin del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las centrales, en cada etapa y condicin hidrlogica. Para cada una de las centrales, su valor se obtiene a partir de la siguiente expresin:

CV = Consumo Especfico Costo Combustible + Costo Variable no combustible5.5 Estadstica Hidrolgica

Para las centrales hidroelctricas de embalse se utiliz una muestra estadstica de 46 aos de los afluentes en rgimen natural en las diferentes cuencas del pas, desde Abril de 1960 hasta marzo de 2006. El ao inicial de la muestra se fij en base a un estudio contratado por la Comisin al DICTUC y su Departamento de Hidrulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernndez. Este estudio concluy que a partir del ao 1960 la estadstica disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadstica contiene gran cantidad de informacin de relleno generada a falta de la informacin real. Asimismo, este estudio concluy la necesidad de ir agregando aos reales a partir del ao 1960, en vez de utilizar una ventana mvil de 40 aos. De esta forma, en la siguiente fijacin la Comisin incorporar el ltimo ao hidrolgico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones ms extremas y en base a la energa afluente al sistema para cada ao hidrolgico7, se agregaron tres hidrologas a la estadstica real bajo los siguientes criterios: a) una hidrologa seca, que pondera los afluentes de la situacin ms seca como sistema (ao 1968-1969), por el guarismo 0,8. b) una hidrologa seca, que pondera los afluentes de la siguiente situacin ms seca como sistema (ao 1998-1999), por el guarismo 0,9. c) una hidrologa hmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersin de la misma sea mnima. De esta forma, el total de aos hidrolgicos utilizados por la Comisin para la presente fijacin es de 49. Para las centrales de pasada se aplic un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los mximos y mnimos de cada central.

7 Ver ANEXO N 7: ENERGA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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En resumen, en la presente fijacin se utiliz una muestra de 46 aos de los caudales afluentes en rgimen natural a las centrales, ms tres hidrologas adicionales, dos de ellas secas y una hmeda. 5.6 Stocks de los Embalses

Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes:CUADRO N 8: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES8 Cotas iniciales al 1 de Octubre de 2007 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1.333,63 Laguna del Maule 2.174,96 Embalse Rapel 100,58 Laguna Invernada 1.283,50 Lago Chapo 223,88 Embalse Colbn 420,46 Embalse Melado 643,73 Embalse Ralco 693,50 Embalse Pangue 508,97 Poza Polcura 734,71 Embalse Machicura 256,17

5.7

Sistema de Transmisin

Se represent en forma simplificada el sistema de transmisin del SIC, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kV hasta el nivel de 500 kV. Los parmetros y capacidades mximas de los diferentes tramos utilizados sern remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estn disponibles para los participantes de este proceso de fijacin tarifaria, la misma base de datos estar a disposicin de cualquier interesado en la pgina web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijacin. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisin se han determinado en base al Informe de Peajes de la Direccin de Peajes del CDECSIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones.

8 Fuente:https://www.cdec-sic.cl/estadisticas/cotas_iniciales.xls.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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5.8

Costo de Racionamiento

Los diferentes valores utilizados segn los niveles de dficit de suministro y el valor nico representativo del costo de racionamiento estipulado en el artculo N 276 del Reglamento Elctrico 327/99, son los siguientes:CUADRO N 9: COSTO DE FALLA SEGN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 379,85 5-10% 416,13 10-20% 527,90 Sobre 20% 552,44

Estos valores se determinan conforme a lo sealado en el ANEXO N 4. Valor nico representativo, denominado Costo de Racionamiento: 397,40 [US$/MWh] Este valor nico representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoracin a costo marginal de falla, de la energa de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de clculo de precio de nudo. Este valor nico representa el costo por kilowatthora en que incurriran, en promedio, los usuarios al no disponer de energa.

5.9

Tasa de Actualizacin

Se utiliz la tasa de 10% que estipula el DFL N4/2006. 5.10 Horizonte de Estudio El horizonte de estudio utilizado fue de 10 aos hidrolgicos (Octubre 2007 a Septiembre 2017). 5.11 Modelacin del SIC en el OSE2000 La modelacin del Sistema Interconectado Central en la presente fijacin consider los siguientes elementos.

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5.11.1 Centrales Hidroelctricas La modelacin de centrales Hidroelctricas contempla tres tipos de centrales: a) Embalses y Centrales de Embalse: Considerando la capacidad de regulacin de otros embalses importantes adicionales a Lago Laja. - El Toro / Lago Laja - Rapel /Lago Rapel - Canutillar / Lago Chapo - Cipreses / Laguna La Invernada - Colbun / Embalse Colbn - Ralco / Embalse Ralco. - Laguna del Maule. La modelacin de los embalses considera una modelacin de sus polinomios cota volumen y volumen-cota, adems de las filtraciones y los convenios de riego de las cuencas del Laja y del Maule. b) Centrales Serie Hidralica: - Abanico, Antuco, Rucue, Quilleco. - Isla, Curillinque, Loma Alta, Pehuenche, Machicura, San Ignacio, - Palmucho, Pangue c) Centrales de Pasada: - Sauzal, Volcan, Florida, Sauce Andes - Los Morros, Los Molles - Pullinque, Pilmaiquen, Capullo, Puntilla, Neltume - Los Quilos, Maitenes, Alfalfal, Aconcagua - Peuchen, Mampil, Chacabuquito - Hornitos, La Higuera, Confluencia. - Lircay. - Eyzaguirre. 5.11.2 Centrales Termoelctricas Las centrales trmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO N 7. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, adems de un disponibilidad media de energa. 5.11.3 Sistema de Transmisin La modelacin de los sistemas de transmisin considera: - Reduccin de tramos en paralelo. - Representacin lineal de las prdidas por tramo (5 tramos para sistema troncal, 3 tramos para el resto del sistema).FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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

5.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuacin se entrega un detalle del nivel de modelacin del SIC en el OSE2000:CUADRO N 10: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOSN de Barras: N de Barras de Consumo: N de Barras de Consumo Vegetativo: N de Barras de Consumo Industrial: N de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: N de Tramos de Sistema de Transmisin: N Centrales Trmicas (*): N Centrales de Pasada: N de Embalses: N Centrales de Embalse: N de Embalses Menores: N Centrales de Embalse Menor: N Centrales en Serie Hidrulica: N Centrales Eolicas (*) Considera operaciones duales y tramos. 191 117 17 18 82 265 127 25 7 6 4 4 9 5

En la modelacin sealada, se ha considerado la Laguna del Maule como embalse, sin ninguna central de generacin especifica asociada a sus extracciones.

5.11.5 Otras consideraciones en la modelacin del SIC La operacin ptima obtenida con el modelo OSE2000 considera la central Ruce en serie hidrulica con las otras centrales del complejo Laja y una operacin con una cota mnima de 1.308,48 m.s.n.m. para el Lago Laja.

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Para los ciclos combinados existentes que utilizan gas natural y que estn adscritos a contratos interrumpibles (San Isidro, Nueva Renca y Nehuenco), en todo o parte de su consumo, la CNE ha decidido considerar la no disponibilidad de este combustible bajo las actuales condiciones de abastecimiento de gas desde Argentina. Sin embargo, a partir de Abril de 2009, fecha esta ltima en la cual se espera contar con disponibilidad de GNL, se modelan siendo alimentados con GNL. Se ha considerado la proporcin de la planta correspondiente a generacin elctrica que resulta de descontar los consumos residenciales e industriales de gas. Durante el primer ao se considera una mxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/da, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/da la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera. Para las centrales existentes y en construccin, informadas por Arauco Generacin S.A., la CNE ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

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6 6.1

RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO Precio Bsico de la Energa

El Precio Bsico de la Energa se calcul en el Nudo Troncal Quillota 220 kV a partir de la asociacin de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consider los costos marginales esperados y energas mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a est. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operacin del SIC, contados a partir del 1 de Octubre de 2007, el precio bsico se determina como:

i =1

48

CMg Nref ,i E Nref ,i

Precio Bsico Energa Nudo Referencia=

(1 + r )i =1

48

(1 + r ) i E Nref ,ii

Donde: Nref CMgNref,i ENref,i i r

: Nudo Troncal definido como Subestacin Bsica de Energa para el Precio de Nudo Bsico de la Energa, Quillota 220 kV. : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestacin Bsica de Energa. : Energa Mensual en el mes i asociada a la Subestacin Bsica de Energa. : mes i-simo. : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual.

En el ANEXO N 6 se entrega la informacin necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. El Precio Bsico de la Energa es de 65,088 $/kWh para el Nudo Bsico de referencia. En este clculo se ha considerado una operacin que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulacin de frecuencia y tensin, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO N 3.

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6.2

Precios Bsicos de la Potencia de Punta

Los Precios Bsicos de la Potencia de Punta se derivaron del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. Conforme a lo establecido en el artculo 162, N 3 DFL N4/2006, se identifican dos precios bsicos de potencia: a) El precio bsico de la potencia de punta en el nudo Bsico de Potencia Polpaico 220 kV resulta igual a 4.141,22 $/kW/mes. b) El precio bsico de la potencia de punta en el nudo Bsico de Potencia Valdivia 220 kV resulta igual a 4.010,81 $/kW/mes. Los clculos y consideraciones se detallan en ANEXO N 2. 6.3 Precios de Energa y Potencia Resto del SIC

6.3.1 Precios de Energa en el Resto del SIC Los precios de energa en los restantes nudos troncales del sistema de transmisin se determinan aplicando la expresin sealada en el punto 6.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO N 3. Los Factores de Penalizacin de Energa resultan de referir los precios determinados en resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kV. La determinacin de los precios mencionados entre otros factores considera las prdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisin as como tambin los costos de operacin del sistema. En el caso del nudo Puguen, el clculo lo efecta la CNE con los antecedentes correspondientes a la fecha de cada Informe Tcnico. 6.3.2 Precios de Potencia en el Resto del SIC Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalizacin a los Precios Bsicos de la Potencia sealados en el punto 6.2.

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Estos Factores se obtienen de referir a los nudos de referencia de cada subsistema, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresin del punto 6.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalizacin incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO N 3. En el CUADRO N 11 se muestran los factores de penalizacin y los precios de energa y potencia resultantes.CUADRO N 11: FACTORES DE PENALIZACIN Y PRECIOS DE NUDO (*)NUDO TENSION kV 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 154 154 154 154 220 220 220 154 220 220 220 220 110 FACTORES DE PENALIZACION POTENCIA ENERGIA 1,1814 1,1723 1,1582 1,0875 1,0970 1,0366 0,9795 1,0000 1,0583 1,0338 1,0714 1,0541 1,0003 0,9916 0,9976 0,9681 0,9981 1,0082 1,0034 1,0000 1,0056 1,0088 1,2810 1,2324 1,2250 1,2017 1,1217 1,1277 1,0637 1,0000 1,0282 1,0706 1,0435 1,0839 1,0744 1,0164 1,0303 1,0075 0,9898 1,0273 1,0306 1,0495 1,0493 1,0600 1,0704 1,3592 PRECIOS DE NUDO POTENCIA ENERGIA [$/kW/mes] [$/kWh] 4.892,44 80,214 4.854,75 4.796,36 4.503,58 4.542,92 4.292,79 4.056,32 4.141,22 4.382,65 4.281,19 4.436,90 4.365,26 4.142,46 4.106,43 4.131,28 4.009,12 4.133,35 4.175,18 4.024,45 4.010,81 4.033,27 4.046,11 5.137,85 79,733 78,216 73,009 73,400 69,234 65,088 66,923 69,683 67,919 70,549 69,931 66,155 67,060 65,576 64,424 66,865 67,080 68,310 68,297 68,993 69,670 88,468

D. DE ALMAGRO CARRERA PINTO CARDONES MAITENCILLO PAN DE AZUCAR LOS VILOS QUILLOTA POLPAICO CERRO NAVIA ALTO JAHUEL RANCAGUA SAN FERNANDO ITAHUE PARRAL ANCOA CHARRUA CONCEPCION SAN VICENTE TEMUCO VALDIVIA BARRO BLANCO PUERTO MONTT PUGUEUN

(**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (***) (**) (**) (***) (***) (**) (**) (***) (**) (***)

(*) Conforme al Artculo 17 transitorio, inciso tercero del DFL N 4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artculo 14 transitorio del DFL N 4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema elctrico.

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7 7.1

FORMULAS DE INDEXACIN PARA PRECIOS DE NUDO Indexacin del Precio de la Potencia de Punta9

Los parmetros de la frmula de indexacin de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinacin del precio bsico 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. DOL 1 + d Ppot [US$ kW mes ] = Pbpot DOLo 1 + do PPIturb PPI IPM IPC + coef 3 coef 1 + coef 2 + coef 4 PPIturbo PPIo IPMo IPCo

Potencia Potencia Central [MW] Central [MW] Polpacio 70 Valdivia 50

PPIturb COEF 1 0,4468 0,48073

PPI COEF 2 0,14065 0,09782

IPM COEF 3 0,13365 0,10992

IPCCOEF 4 0,2789 0,31153

En que: DOL :

Valor promedio del tipo de cambio observado del dlar EEUU del mes anterior al que aplique la indexacin publicado por el Banco Central. Derechos arancelarios aplicables a la importacin de bienes de capital, en /1. ndices de precios al consumidor y de precios al por mayor publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se aplique la indexacin. Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, pcu333611333611) correspondiente al

d:

IPC e IPM :

PPIturb :

9 La frmula de indexacin, as como la estructura y valores base del clculo del precio bsico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIN DE LOS COSTOS DE INVERSIN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo N 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo N 158 de 2003, especficamente en su artculo 277.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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sexto mes anterior al cual se aplique la indexacin. PPI : Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexacin. Dlar observado EEUU promedio del mes de septimbre de 2007 publicado por el Banco Central (516,91[$/US$]). Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecnicos en la zona franca de extensin de Iquique (6%).

DOL0 : D10 :

IPCo e IPMo : Valores de IPC y de IPM correspondientes a Agosto de 2007 (130,45 y 256,32 respectivamente). PPIturbo : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de Abril de 2007 (171,80). Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de Abril de 2007 (171,40).

PPI o :

7.2

Indexacin del Precio de la Energa

Los parmetros de la frmula de indexacin de la energa se obtienen y justifican mediante: El precio de nudo de la energa ser indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado, de acuerdo a la siguiente expresin: Precio base

Precio Energa Donde:

=

PMM PMM

i O

PMM i : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisin, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicacin de este precio.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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PMM 0: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisin, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo a agosto de 2007 [$/kWh]. El primer da hbil de cada mes, la Comisin publicar en su sitio de dominio electrnico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicacin de la frmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres sern indexados mediante el ndice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicacin de la frmula de indexacin de la energa.

8 8.1

CARGOS POR ENERGA REACTIVA Indexacin Cargos por Energa Reactiva

Los cargos por energa reactiva de la fijacin de Octubre de 2007 varan en un 0,27 % respecto de la fijacin de Abril de 2007, cifra que corresponde a un 0,27 % por la variacin del tipo de cambio (Dlar Acuerdo) entre marzo 2007 y Septiembre de 2007 y a un 0,00 % por variacin del valor real del dlar en adquisicin de maquinaria elctrica (IPM USA), en seis meses (Enero 2007 Julio 2007).

8.2

Condiciones de Aplicacin

Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N 12, y se aplicarn en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio pblico que est recibiendo energa elctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio pblico, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energa activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energa reactiva inductiva y la energa activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensin del punto de compra, aplicar los cargos por energa reactiva inductiva presentados en el CUADRO N 12, para cada una de las horas del perodo comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. 4. Se excepta la aplicacin de los siguientes cargos slo para aquellas horas correspondientes a los das domingos o festivos. El mecanismo de aplicacin de los cargos sealados en el CUADRO N 12,FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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ser 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 energa activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deber realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energa activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el CUADRO N 12. Los trminos y condiciones de dichos balances debern ser determinados a travs de un informe de la Direccin de Peajes.CUADRO N 12: CARGOS POR ENERGA REACTIVA INDUCTIVA SEGN NIVEL DE TENSIN DE PUNTO DE COMPRA Cargo para tensin Cargo para tensin Cargo para tensin Cuociente superior a 100 kV entre 100 kV y 30 kV inferior a 30 kV (%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 Sobre 10 y hasta 20 Sobre 20 y hasta 30 Sobre 30 y hasta 40 Sobre 40 y hasta 50 Sobre 50 y hasta 80 Sobre 80 0,0 0,0 4,013 7,225 7,225 9,628 12,031 0,0 0,0 0,0 7,225 7,225 9,628 12,031 0,0 0,0 0,0 0,0 7,225 9,628 12,031

9

HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA

Se entender por horas de punta el perodo del da comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de Abril, Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre, exceptundose los domingos, festivos y sbados inmediatamente siguientes o anteriores a un da laboral festivo de dichos meses.

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10 DETERMINACIN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIN DEL PRECIO MEDIO TERICO CON PRECIOS DE MERCADO.10.1 DETERMINACIN PRECIO MEDIO BSICO Conforme a lo establecido en el inciso primero del artculo 168 del DFL N4/2006, el Precio Medio Bsico del SIC resulta ser:CUADRO N 13: DETERMINACIN PRECIO MEDIO BSICO.10 Precio Medio Bsico SIC Precio Bsico Energa [$/kWh] 65,088 Precio Bsico Potencia [$/kW/mes] 4.056,32 Precio Medio Bsico [$/kWh] 72,556

10.2 DETERMINACIN DE BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Segn lo establecido en los nmeros 2, 3 y 4, del artculo 168 del DFL N4/2006, para la determinacin de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia porcentual (PMB/PMM%) entre el Precio Medio Bsico, calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artculo 167 del DFL N4/2006. Esta comparacin se muestra en CUADRO N 14.CUADRO N 14: COMPARACIN PRECIO MEDIO BSICO - PRECIO MEDIO DE MERCADO. Precio Medio Bsico/Mercado SIC Precio Medio Bsico [$/kWh] 72,556 Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517 PMB / PMM (%) 66,7%

El procedimiento de determinacin de la BPM se describe a continuacin: 5% ; si PMB / PMM % < 30% 2 BPM = PMB / PMM % 2% ; si 30 PMB / PMM % < 80% 5 30% ; si 80% PMB / PMM %

10 Precio Bsicos en nudo Quillota 220 kV., Factor de carga Sistema utilizado: 0.744.FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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De la aplicacin del procedimiento descrito anteriormente, el lmite superior de la BPM para la presente fijacin resulta igual a 24,70%. 10.3 COMPARACIN DEL PRECIO MEDIO TERICO CON PRECIO MEDIO DE MERCADO. En conformidad al procedimiento estipulado en el artculo 167 del DFL N4/2006, la diferencia porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Terico resulta ser igual a:

CUADRO N 15: COMPARACIN PRECIO MEDIO TERICO PRECIO MEDIO DE MERCADO. Precio Medio Terico/Mercado SIC Precio Medio Terico [$/kWh] 77,178 Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517 Diferencia (%) 77,35%

Dicha diferencia porcentual es superior al lmite superior de la BPM calculado en el punto anterior. Por lo tanto, segn lo sealado en el artculo 168 del DFL N4/2006, se procedi a ajustar todos los precios de nudo, slo en su componente de energa, por un coeficiente nico, de modo de alcanzar el lmite superior de BPM.CUADRO N 16: COMPARACIN PRECIO MEDIO TERICO AJUSTADO PRECIO MEDIO MERCADO. Precio Medio Terico Ajustado/Mercado SIC Precio Medio Terico Ajustado [$/kWh] 54,265 Precio Medio de Mercado [$/kWh] 43,517 Diferencia (%) 24,70%

Se procede a ajustar el precio bsico de energa de tal forma de cumplir con lo estipulado en el inciso 4 del artculo 166 del DFL N4/2006.

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COMISIN NACIONAL DE ENERGA CUADRO N 17: PRECIOS DE NUDO, AJUSTADO A BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y FACTORES DE PENALIZACIN (*).NUDO TENSION kV 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 154 154 154 154 220 220 220 154 220 220 220 220 110 FACTORES DE PENALIZACION POTENCIA ENERGIA 1,1814 1,1723 1,1582 1,0875 1,0970 1,0366 0,9795 1,0000 1,0583 1,0338 1,0714 1,0541 1,0003 0,9916 0,9976 0,9681 0,9981 1,0082 1,0034 1,0000 1,0056 1,0088 1,2810 1,2324 1,2250 1,2017 1,1217 1,1277 1,0637 1,0000 1,0282 1,0706 1,0435 1,0839 1,0744 1,0164 1,0303 1,0075 0,9898 1,0273 1,0306 1,0495 1,0493 1,0600 1,0704 1,3592 PRECIOS DE NUDO POTENCIA ENERGIA [$/kW/mes] [$/kWh] 4.892,44 54,213 4.854,75 4.796,36 4.503,58 4.542,92 4.292,79 4.056,32 4.141,22 4.382,65 4.281,19 4.436,90 4.365,26 4.142,46 4.106,43 4.131,28 4.009,12 4.133,35 4.175,18 4.024,45 4.010,81 4.033,27 4.046,11 5.137,85 53,888 52,863 49,344 49,608 46,792 43,990 45,231 47,096 45,904 47,681 47,263 44,711 45,323 44,320 43,541 45,191 45,336 46,168 46,159 46,629 47,087 59,791

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D. DE ALMAGRO CARRERA PINTO CARDONES MAITENCILLO PAN DE AZUCAR LOS VILOS QUILLOTA POLPAICO CERRO NAVIA ALTO JAHUEL RANCAGUA SAN FERNANDO ITAHUE PARRAL ANCOA CHARRUA CONCEPCION SAN VICENTE TEMUCO VALDIVIA BARRO BLANCO PUERTO MONTT PUGUEUN

(**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (**) (***) (**) (**) (***) (***) (**) (**) (***) (**) (***)

(*) Otras subestaciones del sistema elctrico conforme Artculo 17 transitorio, inciso tercero del DFL N4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artculo 14 transitorio del DFL N4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema elctrico.

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

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10.4 DETERMINACIN DE VALOR MXIMO DE LAS OFERTAS DE LICITACIN PARA ABASTECER CONSUMOS REGULADOS. De acuerdo lo establece el artculo 135 el DFL N4/2006, en cada licitacin, el valor mximo de las ofertas ser el equivalente al limite superior de la BPM aumentado en un 20%. El valor as determinado, esto es el precio medio mximo de las ofertas de licitacin para consumos regulados, resulta ser igual a 125,978 [US$/MWh], que considera un precio de potencia de 8,0115 [US$/kW/mes] y un precio mximo de energa para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SIC, igual a 111,22711 [US$/MWh].

10.5 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS. Conforme a lo dispuesto en el artculo 27 transitorio del DFL N4/2006, la DP del CDEC-SIC hizo llegar a la Comisin el Informe Definitivo Determinacin de Abono o Cargo a Suministros Sometidos a Regulacin de Precios, Marzo 2007 a Agosto 2007, mediante carta DP N 356/2007 de fecha 28 de septiembre de 2007, conforme a la metodologa establecida en la Resolucin Exenta CNE N 637 del 7 de octubre de 2005. Dicho informe establece que, de la aplicacin de la metodologa sealada, se determin un cargo cuyo valor asciende a 12,826 $/kWh. No obstante lo anterior, de acuerdo a lo dispuesto en el artculo transitorio sealado, el traspaso que resulte de las diferencias, positivas o negativas, que se produzcan entre el costo marginal y el precio de nudo vigente, no podr ser ni superior ni inferior en el 20% del precio de nudo. En virtud de lo anterior, y de acuerdo a los precios de nudo resultantes de la presente fijacin, mostrados en el cuadro N 17 del cuerpo del presente informe, se determin un cargo de 8,708 $/kWh, el cual deber ser traspasado al total de los consumos regulados del SIC, conforme lo establezca el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

11 Factor de Carga Sistema: 0.744FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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ANEXOS 11 ANEXO N 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL.Los precios contenidos en el CUADRO N 7, se modelaron para el horizonte de estudio a travs de los factores obtenidos de las proyecciones del CUADRO N 18 y CUADRO N 19. Para el carbn, la modulacin de precios se realiz a travs del coeficiente de modulacin del carbn australiano. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulacin de precios se realiz a travs del coeficiente de modulacin del crudo WTI.CUADRO N 18: PROYECCIN PRECIO DE CARBN12. Carbn Trmico Precio Factor de Ao [US$/Ton] Modulacin 2007 94,62 1,000 2008 102,69 1,085 2009 107,26 1,134 2010 109,33 1,155 2011 en adelante 93,15 0,984

CUADRO N 19: PROYECCIN PRECIO DE CRUDO WTI13. Crudo WTI Precio Factor de Ao [US$/bbl] Modulacin 2007 67,16 1,000 2008 70,61 1,051 2009 71,78 1,069 2010 72,60 1,081 2011 73,42 1,093 2012 74,44 1,108 2013 75,99 1,132 2014 77,64 1,156 2015 79,38 1,182 2016 81,27 1,210 2017 83,34 1,241 2018 85,62 1,275

Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, se utiliz precios de combustible de las centrales ms cercanas, incluyendo la modulacin12 Fuente: Nymex, EIA-DOE, EIU (Foresight 2020), CNE. 13 Fuente: Purvin&Gertz (Junio 2007).FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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correspondiente. En los cuadros siguientes se presenta la modelacin de disponibilidad de Gas, GNL y funcionamiento Diesel de las centrales que usan gas argentino como insumo.CUADRO N 20: DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: TATAL 1, TALTAL 2, SAN ISIDRO Y NEHUENCO I.Etapa Octubre-2007 Noviembre-2007 Diciembre-2007 Enero-2008 Febrero-2008 Marzo-2008 Abril-2008 Mayo-2008 Junio-2008 Julio-2008 Agosto-2008 Septiembre-2008 Octubre-2008 Noviembre-2008 Diciembre-2008 Enero-2009 Febrero-2009 Marzo-2009 Abril-2009 Mayo-2009 Junio-2009 Julio-2009 Agosto-2009 Septiembre-2009 Octubre-2009 Noviembre-2009 Diciembre-2009 Enero-2010 Febrero-2010 Marzo-2010 Abril-2010 Mayo-2010 Junio-2010 Julio-2010 Agosto-2010 Septiembre-2010 Octubre-2010 Noviembre-2010 Diciembre-2010 Gas Tal Tal 1 GNL Diesel Mant Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 2 San Isidro Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas Nehuenco I GNL Diesel Mant

3 3 3 3 2 3 3 1 0 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 1 1 3 4 2 4 3 4 4 4 4 3 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2 3 4 4 4 4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 4 4 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 4 4 4 4 4 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2 3 4 4 4 4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 4 4 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 0 0 0 0

0 1 1 1 1 3 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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Gas

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