OBSERVACIONES DE LA DIRECCIÓN DE OPERACIÓN Y PEAJES DEL CDEC-SING AL ITP DE PRECIOS DE NUDO SING – OCTUBRE 2010

1. PARAMETROS TÉCNICOS

A continuación se presentan las principales diferencias observadas en el tratamiento de los parámetros técnicos de centrales generadoras y del sistema de transmisión.

1.1 POTENCIA MÁXIMA DE DESPACHO

Se observan diferencias entre las potencias netas utilizadas por la CNE en el ITP y las potencias netas de despacho informadas por la DO/DP. A continuación se indican aquellas diferencias por sobre el 7% de acuerdo a lo que a continuación se indica.

Tabla 1: Comparación Potencia Neta de Despacho [MW]. Unidad Potencia Neta Máxima Despachable CDEC-SING (1) CNE Diferencia

CTM3 218.5 200.0 -18.5 CTM3d 218.5 243.2 24.7 CTTAR 130.5 148.5 18.0

CC SALTA 113.0 100.0 -13.0 (1): Corresponde a la potencia neta máxima que efectivamente se puede despachar la unidad atendiendo razones de seguridad.

En virtud de lo anterior, se solicita actualizar los valores de potencia neta despachable de las centrales generadoras del SING.

1.2 RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN Y MODELACIÓN

La modelación del sistema de transmisión en la base de datos OSE2000 utilizada en el ITP, no considera activas las limitaciones de capacidad de la mayor parte de las líneas de transmisión y transformadores del SING, con excepción de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro, Línea 110 kV Salar-Calama y limitaciones específicas en transformadores de S/E Pozo Almonte.

La situación anterior, no permite representar las condiciones de operación del sistema de transmisión y consecuentes condiciones de operación del parque generador, determinándose una operación esperada que no es representativa de la operación real del SING.

En particular, las unidades generadoras que inyectan en la S/E Chacaya están sujetas a restricción por criterios de seguridad. En este mismo orden de ideas, la implementación del EDAG en Central Tocopilla, obliga a mantener un flujo por la línea Central Tocopilla-Crucero 220 kV, menor a 245 MW por circuito, condición que puede representar una restricción a la inyección en la S/E Tocopilla y que depende de las unidades que se encuentren en operación.

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Asimismo, la DO programa y opera con restricciones de seguridad las transferencias de potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte del SING, para prevenir sobrecargas en las instalaciones Línea 220 kV Encuentro – Collahuasi, Línea 220 kV Crucero-Lagunas Nº1 y Línea Crucero-Lagunas Nº2, esto en condiciones normales de operación como también frente a contingencias simples en instalaciones del SING. La implementación efectiva de la restricción requiere un control manual permanente, a nivel de operación, por parte del CDC y los respectivos CC. Las acciones de control consideran el despacho de unidades fuera de orden económico y, en caso de resultar éste insuficiente, la aplicación de desconexión manual de carga (DMC). Cabe señalar que la situación se agrava ante alta demanda en la Zona Norte, ausencia de la unidad CTTAR en el despacho, alta temperatura ambiente en la Zona Norte o indisponibilidad de alguna de las tres líneas en cuestión.

En virtud de lo anterior, se solicita revisar y activar las principales limitaciones de transmisión del SING, para obtener una operación económica más representativa.

2. PREVISIÓN DE DEMANDA

La previsión de ventas de energía de la CNE para el año 2010 indica un crecimiento de 2,4% con respecto al año 2009. Durante el presente año las ventas hasta agosto han sido de 9061 GWh, en el mismo periodo del año 2009 las ventas de energía acumulada alcanzaba 9060 GWh, lo que significa una reducción de 0,1%. En este sentido, la previsión de un crecimiento de 2,4% para el año 2010 resulta sobreestimada.

En virtud de lo anterior, se solicita revisar y corregir la previsión de demanda para el año 2010.

3. SIMULACIÓN OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SING

Se realizó una simulación de la operación económica del SING, utilizando el modelo Plexos, con los parámetros del sistema de transmisión, centrales generadoras y proyecciones de demanda, contenidos en la base de datos del ITP.

No se observan diferencias relevantes en los resultados de simulación. Sin embargo, se observa que en las bases de datos, durante el año 2011 no se considera Mantenimiento Mayor para las unidades CTTAR y CTM2. Asimismo, en bases de datos de precios de combustibles, el precio de GNL Edelnor durante todo el año 2012 es de 7,6 US$/MBtu, pero durante los meses de mayo y julio el valor es de 6,5 US$/MBtu.

En virtud de lo anterior, se solicita revisar y corregir mantenimiento mayor de dichas unidades y valor de precios indicado.

4. FACTORES DE PENALIZACIÓN

En el Punto 9.- CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS del Informe Técnico Preliminar. En Cuadro Nº 4: Factores de Penalización y Precios Básicos, solicitamos agregar en dicho cuadro los factores de penalización de energía y potencia para los nudos troncales correspondientes al sistema troncal cuya vigencia se inicia a partir del año 2011.

Dichos factores deberán ser aplicados en los cálculos de pagos que conforme a la normativa vigente debe realizar la DP, correspondiente al período de vigencia de la

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fijación tarifaria de precio de nudo en observación. Específicamente, deben ser aplicados para obtener los precios de nudo troncales de energía y potencia que se utilizan mensualmente en los cálculos de pago por uso de retiros en subtransmisión y para la determinación de los precios de potencia que se utilizan mensualmente en la valorización de las transferencias de potencia.

Santiago, 29 de Septiembre de 2010

Observaciones de AES Gener S.A. al Informe Técnico Preliminar para la Determinación de los Precios de

Nudo en el Sistema Interconectado del Norte Grande de Octubre de 2010

Conforme a lo dispuesto en el Art. N°166 del DFL4 c umplo con comunicar a la Comisión las observaciones de AES Gener S.A. en relación al Informe Técnico Preliminar para la fijación de precios de nudo en el SING de Octubre de 2010. Asimismo, solicitamos que, en cumplimiento de lo señalado en el artículo N°165 del DFL N°4, la Comisión explicite y justifique los parámetros utilizados en el Informe Técnico respecto de los cuales presentamos nuestras Observaciones. Punto 1. Introducción:

Observación 1 : Esta Comisión ha considerado un período de 48 meses para el cálculo del costo marginal promedio ponderado actualizado en el nudo Crucero 220 kV, que constituye el Precio Básico de Energía. Entendemos que la consideración de 48 meses es una práctica aplicada a contar del ITD del SING de abril de 2007 y que ha sido utilizada en el SIC fundamentalmente a fin de reflejar adecuadamente los efectos de la regulación de los embalses interanuales. En el caso de sistemas térmicos como es el caso del SING, en que no hay efectos de la regulación de embalses en los costos marginales, no se requiere un periodo tan extendido a efectos de determinar el costo marginal promedio ponderado de la energía.

Esta situación ha sido reconocida por esa Comisión desde los inicios del sistema tarifario establecido en el año 1982. En efecto en los informes anteriores a la modificación en comento, en su introducción se señalaba que “los costos marginales de potencia y energía del sistema eléctrico, bases de los precios de nudo, sólo están condicionados por la situación de abastecimiento en los años inmediatos al período de fijación. Ello hace irrelevante la previsión de demandas y la definición del programa de obras a largo plazo para el cálculo de los precios de nudo. Como consecuencia de lo anterior, en este sistema los costos marginales de energía se han calculado para un período de 24 meses “

A mayor abundamiento, en la presente fijación no obstante reconocer que no existe ligazón en el SING entre los distintos periodos, plantea que la explicación a la ampliación de 24 a 48 meses sería “en virtud de que en la presente fijación se ha establecido el programa de obras de generación necesario para los próximos 10 años”. En contradicción con lo anterior y confirmando la validez de la utilización de los 24 meses, está el hecho de que no es la primera vez que en el SING se da la situación de tener un programa de obras de generación conocido que va mas allá de los 24 meses, como es la situación dada con la incorporación de centrales durante todo el periodo 1995 -2001 (Unidades carboneras N°1 y 2 de AES Gener S.A., Unidades carboneras N° 1 y de Central T ermoeléctrica Mejillones, Unidad N°1 de Central Termoelectrica Tarapacá, y lo s ciclos combinados instalados entre 1999 y 2001).

Durante todo este periodo la CNE no cambió jamás el criterio.

Por tanto, solicitamos a esa Comisión volver a utilizar un periodo de 24 meses para el cálculo del costo marginal de energía promedio ponderado para determinar el precio de

nudo, a fin de reflejar adecuadamente la evolución del costo marginal de energía y al mismo tiempo cautelar que las señales económicas del cálculo sean las adecuadas.

Punto 4. Programa de Obras en el SING: Cuadro N° 2

Observación 2: Solicitamos a la CNE corregir el plan de obras en lo que se refiere a la central eólica laberinto de 40 MW, recomendada para enero del año 2012, puesto que en base a los plazos normales de desarrollo de proyectos eólicos, estimamos que no es posible instalar dichas unidades en un plazo tan breve, tomando en cuenta el tiempo requerido para el diseño, financiamiento y construcción de dichos proyectos y las dificultades que esto conlleva, tales como la ejecución de contratos de compraventa de energía para disminuir los riesgos del proyecto frente a los inversionistas. Por este motivo, agradeceremos que la Comisión indique a qué proyecto se refiere o bien desplace este proyecto más allá del año 2013.

Punto 10.2 Indexación del precio de la energía

Observación 3: Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que de cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Notamos que en la fijación de Precio de Nudo del SING de Octubre de 2009, aún cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como formula de indexación la variación del precio medio de mercado.

Solicitamos que en caso de ocurrir nuevamente esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado.

3. Observaciones relativas al Anexo N°1: Precios de Combustibles

Observación 4: Precio del carbón: La Comisión ha construido los precios de carbón en base a NYMEX, que no representa las importaciones de Chile y a partir de 2013 en base estudio de Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio del carbón que se adquiere en Chile. Se solicita por tanto que la Comisión utilice los indicadores API4 y NEWC Globalcoal, disponibles hasta al menos el año 2013 puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile.

Observación 5: Precio del petróleo Diesel: La Comisión ha utilizado para este propósito la proyección realizada en base a Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio de este combustible en Chile. Se solicita por tanto a la Comisión que utilice los indicadores WTI NYMEX que son los que utiliza ENAP para la fijación del precio del diesel en Chile.

Observación 6: Gas Natural Licuado: Respecto del Gas Natural, La Comisión utiliza una metodología adecuada para el período 2010 - 2013, utilizando la información de contratos e indicadores de mercado NYMEX (BRENT y Henry Hub). Sin embargo en 2013 la Comisión cambia la metodología obviando información de contratos y proyectando según estudio de Purvin & Getz. Se solicita por tanto a la Comisión, mantener la metodología utilizada hasta 2013 o indicar la razón de dicho cambio de metodología.

Observación 7: La Comisión ha utilizado en sus últimos informes, factores de modulación para el cálculo de los precios de combustibles los cuales muestran una alta variación entre

informes introduciendo con ello modificaciones apreciables a los valores entregados por los estudios de Purvin & Getz y otros. Dadas las variaciones de dichos factores de modulación, se solicita a la Comisión que explique de manera detallada el método de cálculo de dichos factores.

4. Punto 15. Anexo 3. Calidad de Suministro.

Observación 8: AES Gener S.A. considera que todos los factores de sobre costo deben ser aplicados sobre el correspondiente precio de nudo, el que es obtenido luego de la comparación con la banda de Precios Medios Libres, y no incorporado dentro del precio teórico de la energía.

Observación 9: La Comisión indica en el punto 15.2 Calidad de Suministro en el literal b) Indisponibilidad de Transmisión, una tasa de indisponibilidad por transmisión de 0,00176 horas/km. Agradeceremos indicar el fundamento de dicha tasa. Puesto que, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE, según se indica en el informe preliminar corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación de forma de abastecer la demanda en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada, se subestima en forma sustancial el efecto de la indisponibilidad de generación cuando se producen fallas de transmisión, siendo en consecuencia un valor mínimo de indisponibilidad el determinado, dado que supone un ajuste instantáneo de la generación disponible a la demanda. Con el fin de realizar una mejor aproximación al efecto que tiene sobre el sistema la indisponibilidad de transmisión, se solicita a la Comisión que realice el siguiente procedimiento: • Efectuar un análisis del impacto estático y dinámico en la operación del sistema, con la

desconexión de todos los tramos del sistema de transmisión definidos por la CNE. • Determinar las energías no suministradas en dichos casos, considerando el momento

en que se produce la perturbación hasta el momento en que se normaliza el abastecimiento.

• Valorizar las energías no abastecidas según el correspondiente tramo de costo de falla intempestivo y el mayor costo de operación del sistema en que se incurrió, considerando los motores y otras unidades que debieron entrar transitoriamente.

• Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema. • Acumular las tasas de falla asociadas a cada tramo del sistema de transmisión y los

montos de energía no suministrada y mayor costo de operación, obteniendo la indisponibilidad de transmisión en horas/año y el factor de sobre costo en unitario (p.u.).

Observación 10: Regulación de Frecuencia. Se solicita a la CNE proporcionar el fundamento que respalda la metodología y el cálculo de la disminución del coeficiente de sobre costo por regulación de frecuencia.

Punto 17.2 Anexo N° 5 Plan de Obras. Metodología

Observación 11: La comisión ha considerado una vida útil de las centrales de carbón de 24 años. Se solicita a la Comisión que modifique dicho valor a lo menos a 30 años dado que todas las centrales a carbón instaladas entre 1960 y 1980 en Chile se encuentran aún en operación.

Punto 17.8.2. Centrales de generación eléctrica con Energías renovables no convencionales

Observación 12 : La Comisión ha utilizado como costo de inversión para las centrales eólicas un valor de 2.000 US$/kW, conformando en base a este valor proyectos de 40, 50 y 100 MW a ser ubicados entre las regiones de Arica a Atacama. Dicho costo incluye la subestación y la línea de conexión al sistema.

De acuerdo a los antecedentes recabados por AES Gener S.A., el costo de instalación de una planta de dichas características debiera ser de a lo menos bordear los 2.500 US$/kW para plantas de 50 MW y de 2.700 US$/kW para plantas de 30 MW debido principalmente a las economías de escala. Dichos valores se apoyan en los estudios desarrollados por Pavez M. “Wind Energy Generation Feasibility on the Northern Interconnected System” Tesis de Magister en Ingeniería. Santiago: Pontificia Universidad Católica de Chile, 2008

Se solicita por tanto a esta Comisión aumentar el costo de inversión de las centrales eólicas de 2.000 US$/kW a 2.500 US$/kW. Observación 13: La Comisión ha considerado factores de planta para los parques de generación eólicos de un 30%. Sin embargo las experiencias nacionales han demostrado que los factores de planta son muy inferiores al indicado por la Comisión. Se solicita por tanto rebajar el factor de planta de los parques de generación eólicos a un 20%.

Observación 14 : La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N° 20.257 referente a las ERNC. Se solicita a esta Comisión indicar qué porcentaje de ERNC está considerando en el período de estudio en su matriz de Generación y velar por que esta energía no sea superior a la realmente requerida por el sistema.

OBSERVACIONES DE COMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ S.A. AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DEL

SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE – OCTUBRE - 2010

En cumplimiento a lo establecido en el artículo Nº 166 del DFL Nº4/2006, de Economía Fomento y Reconstrucción, (Texto refundido de la “Ley Eléctrica” o la “Ley”) y en el artículo 282 del D.S. N° 327 de Minería (el “Reglamento”), a continuación se indican las observaciones de Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. (“CELTA”) al Informe Técnico Preliminar (ITP) de octubre 2010, para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado del Norte Grande, SING, remitido por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica

1.- DESPACHO UNIDADES GENERADORAS

El despacho de la unidad CTTAR se efectúa con una potencia neta máxima de 130.5 MW, sin embargo la comisión ha considerado la unidad con una potencia máxima de 148.5 MW. Solicitamos modelar el despacho máximo de las unidades considerando los límites vigentes en el CDEC-SING.

2.- PRECIO GNL El precio del GNL declarado por las empresas al CDEC-SING es hasta un 231% mayor al utilizado por la Comisión en el ITP-oct10.

Unidad ITP-Oct10 Precio Vigente CDEC-SING

Diferencia

US$/MMbtu US$/MMbtu %

CC1 4.0 13.22 231%CC2 4.0 13.22 231%U16 6.7 15.78 136%CTM3 6.7 16.56 147%

Precio GNL

Solicitamos a la Comisión utilizar los precios del GNL actualmente vigentes en el CDEC-SING.

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3.- LIMITACIÓN DE INYECCIÓN EN LA S/E CHACAYA Y S/E TOCOPILLA Con relación con la inyección en la S/E Tocopilla, considerando la implementación del Esquema de Desconexión Automática de Generación en Central Tocopilla, se debe mantener un flujo por la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero, circuitos 6A y 7A, menor a 245 MW por circuito; condición que puede representar una restricción a la inyección en la S/E Tocopilla y que depende de las unidades que se encuentren en operación. Respecto de la inyección en la S/E Chacaya, considerando el Esquema de Desconexión Automática de Generación en Central Termoeléctrica Mejillones, las unidades generadoras que inyectan en la S/E Chacaya están sujetas a restricción por criterios de seguridad.

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE PRECIOS DE NUDO DE OCTUBRE DE 2010 DEL SING

Detalle de observaciones:

N° UBICACIÓN DE LA

OBSERVACIÓN

INFORME PRELIMINAR

OBSERVACIÓN SUGERENCIA

1 Punto 17.4, página 39.

Obras de Transmisión El texto indica que se han considerado las instalaciones de transmisión necesarias para el adecuado desarrollo del plan de expansión de generación, sin embargo no existe detalle de las obras citadas.

Incluir en el informe una tabla con el listado de obras de transmisión mencionadas en forma genérica en el punto 17.4, en construcción y recomendadas para el horizonte de estudio.

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‐‐‐‐‐Mensaje original‐‐‐‐‐ De: Misraji, Jaime [mailto:Jaime.Misraji@e‐cl.cl] Enviado el: jue 30/09/2010 18:15 Para: pnudo CC: Quezada, Enzo; Cuneo, Elio; Nuñez, Jaime; Carrasco, Jorge; Stevkovska, Saska; Promis, Francisco Asunto: Observaciones de E.CL al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo ‐ OCTUBRE 2010   Señor Juan Manuel Contreras Secretario Ejecutivo Comisión Nacional de Energía    Ref.:     Observaciones de E.CL al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo de Octubre de 2010   En atención a lo dispuesto en su comunicación N°706 del 15 de Septiembre de 2010, adjuntamos a continuación nuestros comentarios y observaciones al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo de Octubre 2010 del SING:     1)      Cuadros Nº3 y Nº6 indican que el SING cuenta con 100 MW desde la Central SALTA. Al respecto observamos el cambio de estado de esta central, tal como consta en las comunicaciones extendidas por su titular del 4 de septiembre de 2008 y 9 de enero de 2009 adjuntas al presente correo. En consecuencia, se solicita actualizar esta información de acuerdo a lo señalado por su titular a objeto de representar la realidad del SING en la fijación.  *        Carta AES GENER 20080904.pdf  *        Carta AES GENER 20090109.pdf  2)      En relación a la Información de Ventas a Clientes Libres de Febrero de 2010. En respuesta a lo solicitado en su comunicación, adjuntamos el correo remitido por Electroandina S.A. y E.CL S.A. en su oportunidad.  *        Informacion de Facturacion a Clientes Libres ‐ E.CL ‐ FEBRERO 2010.msg  *        Informacion de Facturacion a Clientes Libres ‐ ELECTROANDINA ‐ FEBRERO 2010.msg  3)      En relación a la Información de Ventas a Clientes Libres de Agosto de 2010. La Información de facturación de Electroandina S.A. y E.CL ha sido enviada hoy al correo ventaslibres@cne.cl     Sin otro particular, saluda atentamente a Ud.,