Centro de Despacho Económico de Carga
CDEC-SIC
INFORME MENSUAL DE OPERACIÓN
Mayo de 2014
Teatinos 280, piso 12, Santiago
Tel. 2424 6300 Fax. 2424 6301 www.cdec-sic.cl Santiago-Chile
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
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INDICE DEL INFORME MENSUAL
Página
I Resumen Ejecutivo 2
II Hechos Relevantes del Parque de Generación y Transmisión 4
II.1 Hechos Relevantes del Parque Generador 4
II.2 Obras de Generación y Capacidad Instalada del SIC 6
II.3 Hechos Relevantes del Parque Transmisor 7
II.4 Principales Perturbaciones en el SIC 7
III Informes, Divergencias y Resoluciones 13
III.1 Dirección de Peajes 13
III.2 Dirección de Operación 14
III.3 Divergencias y Resoluciones 14
III.4 Solicitudes SEC – CNE 14
IV Evolución del Costo de Oportunidad de los Embalses del SIC 16
IV.1 Mayo 2014 16
IV.2 Costos Marginales Proyectados Junio 2014 – Mayo 2015 17
V Reserva en Giro 18
VI Reserva Pronta Térmica 18
a) Unidades con Tiempo de Partida de hasta 10 minutos 18
b) Unidades con Tiempo de Partida entre 10 y 30 minutos 19
VII Energía no Generada por Centrales del SIC 19
VIII Reserva Fría 20
IX Evolución Mensual de la Demanda 21
X Costos Marginales Reales de Energía en Barras del SIC 23
XI Ventas SIC 24
XII Extracciones Laguna del Maule 25
XIII Estadísticas Hidrológicas 25
XIII.1 Caudales Afluentes 25
XIII.2 Afluentes Esperados 28
XIII.3 Estadística de Lluvias 33
XIV Restitución para Riego 38
XV Evolución de Cotas de Embalses 38
XVI Stock de Combustibles 38
ANEXO I Generación Bruta de Centrales del SIC
ANEXO II Cuadro General de Divergencias CDEC-SIC
ANEXO III Matrices de Costos Marginales en el SIC
ANEXO IV Evolución de Cotas de Embalses del SIC
ANEXO V Stock de Combustibles
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I Resumen Ejecutivo
Se presenta a continuación un informe con los aspectos más importantes de la operación del Sistema Interconectado Central, ocurridos durante Mayo de 2014. La demanda bruta máxima media horaria alcanzó el valor de 6,989.4 (MWh/h), y tuvo lugar el día martes 20, siendo un 0.3% mayor que la máxima demanda registrada en Mayo de 2013, la cual alcanzó los 6,967.9 (MWh/h). Por otro lado, la demanda mínima registrada durante el mes de alcanzó los 4,368.5 (MWh/h), siendo un 1.7% mayor que la mínima demanda registrada en Mayo de 2013, la que alcanzó 4,297.4 (MWh/h). Por otro lado, la demanda máxima en período de punta alcanzó los 6,788.4 (MWh/h), valor registrado en la hora 20 del jueves 22, el cual resulta ser un 4.9% mayor que el valor de esa variable medida en 2013. La máxima producción diaria de energía también se registró el martes 20, alcanzando los 149,420 (MWh), valor que resulta ser un 2.1% mayor que la máxima producción diaria registrada en Mayo de 2013, la cual alcanzó los 146,304 (MWh). La Producción total de energía del mes alcanzó los 4,363.8 (GWh). Este valor representa un incremento del 2.8% respecto de la producción de energía registrada en Mayo de 2013, la cual alcanzó los 4,245.0 (GWh). De esta forma, la producción acumulada durante el período enero-mayo alcanza los 21,390 (GWh), un 1.5% mayor a los 21,071 (GWh) acumulados a igual fecha de 2013. La participación en el abastecimiento de la demanda mensual según tipo de aporte, durante el mes de Mayo de 2014, se resume en siguiente cuadro comparativo: Producción del SIC Mayo 2014 Mayo 2013
Hídrico 37.91% 28.90% Térmico 60.36% 70.10% Eólico 1.22% 1.00% Solar 0.52% 0.00% A nivel de cantidad bruta total producida por tipo de aporte, el siguiente cuadro resume la producción de energía realizada en el mes de Mayo. Producción Bruta de Energía del SIC (GWh)
Mayo 2014 Mayo 2013 ∆∆∆∆%
Hídrico 1,654.2 1,225.3 +35.00% Térmico 2,634.0 2,975.5 -11.48% Eólico 53.2 44.1 +20.63% Solar 22.5 0.1 +22,400.0% Respecto de las características del año hidrológico, la probabilidad de excedencia para el año hidrológico Abril 2014 – Marzo 2015 se estima en 84% (año del tipo seco).
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Finalmente, las ventas esperadas de energía alcanzan los 4,116.4 (GWh), un 3.3% mayor que las ventas efectuadas en Mayo de 2013, las que totalizaron 3,985.7 (GWh). De estos 4,116.4 (GWh), se estima en cerca de un 70.0% las ventas a realizar a clientes de precio regulado (esto es equivalente a aproximadamente 2,881.5 GWh).
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II Hechos Relevantes del Parque de Generación y Tra nsmisión II.1 Hechos Relevantes del Parque Generador En relación a condiciones especiales de operación de unidades del SIC, durante Mayo se registró la operación en condición de agotamiento de las siguientes centrales, por los períodos que se señalan:
C. Rapel: En condición de agotamiento entre el jueves 1 y el sábado 3, y entre los días sábado 24 y martes 27.
C. Pehuenche: En condición de agotamiento el jueves 1, entre los días viernes 9 y jueves 15, y entre los días miércoles 21 y sábado 31.
C. El Toro: En condición de agotamiento entre los días sábado 24 y sábado 31.
Por otro lado, se registró la operación en condición de vertimiento de las siguientes centrales, por los períodos que se señalan::
C. Angostura: En condición de vertimiento el día lunes 5 y el miércoles 14. C. Rucúe: En condición de vertimiento el miércoles 14. C. Quilleco: En condición de vertimiento el miércoles 14.
Respecto de la disponibilidad de gas en centrales del sistema, a la fecha de emisión de este informe, se puede señalar lo siguiente: Centrales Nehuenco [ Información Pendiente ] y Candelaria Central Taltal: [ Información Pendiente ] Central San Isidro: [ Información Pendiente ] Central Quintero: [ Información Pendiente ] En Anexo I se incluye la generación bruta real de las centrales conectadas al SIC, de acuerdo a lo informado por las empresas al día viernes 06 de Junio de 2014. A partir de esta información, se muestra en el gráfico 1 la variación porcentual de participación en el abastecimiento de la demanda mensual del sistema según tipo
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de aporte, en el gráfico 2 la participación por empresa en el abastecimiento mensual de la demanda y, en el gráfico 3, la participación promedio anual, a la fecha, en el abastecimiento de la demanda, por empresa.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
25.20%21.40%
17.00% 16.20% 17.30%
18.10%
13.90%14.90% 18.30% 20.60%
55.30%
62.70%66.00% 63.30%
60.40%
1.30%
1.60% 1.30% 1.50% 1.20%
Energía Pas ada Energía Embalse Energía Térmica Energía Eól ica
Gráfico 1 Participación Mensual Según Tipo de Aporte
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ot ros
Pacific Hydr o
Pote ncia
Duk e
Puye hue
Ib ene r
San Isidr o
Colb ún
Pan gue
Essa
Gu aco lda
Ara uco
Peh uen che
Ge ner
End esa
Gráfico 2 Participación Mensual por Empresa
Gráfico 3 Participación Promedio Anual por Empresa
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II.2 Obras de Generación y Capacidad Instalada en e l SIC
Al 31 de Mayo de 2014, la capacidad instalada en el SIC presenta la composición que se indica en el cuadro N° 1.
Térmico Hídrico Eólico Solar Total
Arauco Bioenergía 219.3 0.0 0.0 0.0 219.3AesGener S.A 1220.8 271.0 0.0 0.0 1491.8Colbún S.A 1719.7 1371.7 0.0 0.0 3091.4Endesa 1466.9 2285.8 78.2 0.0 3830.9Guacolda S.A 608.0 0.0 0.0 0.0 608.0Pangue S.A 0.0 467.0 0.0 0.0 467.0Pehuenche S.A 0.0 699.0 0.0 0.0 699.0Eléctrica Santiago S.A. 479.0 0.0 0.0 0.0 479.0
San Isidro S.A 379.0 0.0 0.0 0.0 379.0Ibener S.A 0.0 140.0 0.0 0.0 140.0Puyehue 0.0 40.8 0.0 0.0 40.8
SGA 39.6 0.0 0.0 0.0 39.6Duke 219.2 0.0 0.0 0.0 219.2PacificHydro 0.0 12.0 0.0 0.0 12.0Potencia 115.2 0.0 0.0 0.0 115.2Otros 1485.7 1019.8 250.7 160.6 2916.8
Total 7952.4 6307.1 328.9 160.6 14749.0
CAPACIDAD INSTALADA DEL SIC (EN MW)
Cuadro N° 1 Capacidad Instalada en el SIC Nota: Cuadro no considera centrales en prueba, correspondientes a las centrales: hidro San Andrés (40 MW), hidro Laja I (34 MW), térmico biomasa Lautaro-Comasa 2 (22 MW), eólica San Pedro (36 MW), eólica El Arrayán (100 MW) y solar Diego de Almagro (36 MW).
Respecto de nuevas instalaciones de generación y transmisión, para el mes de Mayo se tiene lo siguiente: Generación:
- Jueves 1: Se entrega a la explotación el bloque 3 de la central CMPC Pacífico (Biomasa), con una generación máxima de 10.5 MW.
Transmisión:
- Sábado 3 se entrega a la explotación el nuevo interruptor de reemplazo 52AR de S/E Cipreses.
- Domingo 11: Se entrega a la explotación en S/E Pehuenche el nuevo interruptor 52J2 de línea de 220 kV Pehuenche – Ancoa 2, y protección 21/21N sistema 1.
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II.3 Hechos Relevantes del Parque Transmisor Durante el mes de Mayo se efectuaron las siguientes maniobras operacionales de apertura y cierre de líneas para efectos de control de tensión.
• LT 220 kV Ralco-Charrúa cto1: Apertura y cierre para control de tensión los días 3, 4, 5, 11, 18, 24, 30.
• LT 220 kV Cautín-Mulchén cto1: Apertura y cierre para control de tensión el 2, 4 y 25.
• LT 220 kV Cautín-Mulchén cto2: Apertura y cierre para control de tensión el día 1, 3, 5 y 18.
• LT 220 kV Charrúa-Mulchén cto 1: Apertura y cierre para control de tensión el 4 y 25.
• LT 220 kV Charrúa-Mulchén cto 2: Apertura y cierre para control de tensión el día 1 y 18.
• LT 220 kV Canutillar-Pto. Montt cto 1: Apertura y cierre para control de tensión el 2.
• LT 220 kV Canutillar-Pto. Montt cto 2: Apertura y cierre para control de tensión el 1, 3 y 4.
• LT 220 kV Pehuenche-Ancoa cto 2: Apertura y cierre para control de tensión el 11.
II.4 Principales Perturbaciones en el SIC Durante el mes de Mayo se produjeron las siguientes perturbaciones y fallas que afectaron al SIC y que implicaron pérdidas de consumo por un tiempo superior a los tres minutos:
• Jueves 1 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación: 00:48 hrs., Se produce la apertura de la línea 66 kV Monterrico – San Carlos, causada por la desconexión forzada del interruptor 52B1 de la S/E Monterrico. Se pierden 5.4 MW de consumos en la Séptima región.
03:55 hrs., Debido a una descarga eléctrica en desconectador 89CT1 de la barra auxiliar de 15 kV de S/E Quinta de Tilcoco,
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salen de servicio los trasformadores 1 y 2 de 66/15 kV. Debido a esto, se desconectan 4.0 MW de consumos en la Sexta región.
09:46 hrs., Se produce la apertura de la LT 66 kV Alonso de Ribera – Chiguayante a causa de la operación de la protección 52B2 asociado a esa línea en S/E Alonso de Ribera. Se desconectan 10.7 MW de consumos en la Octava región.
• Viernes 2 Una falla bifásica provoca la apertura de la línea 110 kV
Chonchi – Quellón, desconectándose 9.2 MW de consumos en la Décima región.
• Jueves 8 Se produce la apertura por operación de protecciones en la
línea 110 kV Maitencillo – Cardones, causada por el contacto y electrocución de un ave con la línea, cortando algunos de sus conductores. Se desconectan 5.1 MW de consumos en la Tercera región.
• Sábado 10 Debido a la caída de un árbol sobre la línea 66 kV
Carampangue – Lebu, árbol cortado por vandalismo, se produce la apertura de dicha línea, desconectándose 7.8 MW de consumos en la Octava región.
• Domingo 11 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que
afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación:
10:44 hrs., Se produce la apertura de la línea 66 kV San Antonio – Tap Algarrobo, circuitos 1 y 2, debido al contacto de un ave con los conductores de dichos circuitos. Se desconectan 3.1 MW de consumos en la Quinta región.
17:37 hrs., Una falla interna provoca la desconexión del transformador N°1 de 220/23 kV - 67 MVA de S/E Lampa, desconectándose 55.0 MW de consumos en la región Metropolitana.
• Sábado 17 Sale de servicio en forma intempestiva el transformador TR-1 de 110/12 kV 25 MVA de S/E Florida, a causa de una falla interna en el transformador. Se desconectan 16.8 MW de consumos en la Región Metropolitana.
• Domingo 18 Se produce la apertura de la línea 110 kV Vicuña – El Indio, provocada por una fase cortada entre sus estructuras N° 325 y
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326, causada por incendio bajo la línea. Se desconectan 0.1 MW de consumos en la Cuarta región.
• Lunes 19 Una descarga en pararrayo de la fase A, asociado a la barra
66 kV de la S/E Guayacán, provoca la apertura de la LT 66 kV Pan de Azúcar – Guayacán, desconectándose 16.0 MW de consumos en la Cuarta región.
• Miércoles 21 Se produce la apertura de la línea 110 kV Tap Off Alto
Melipilla – Bollenar, debido a descargas eléctricas causadas por cortezas de eucaliptus arrastradas por fuerte temporal de viento y lluvia. Se desconectan 5.2 MW de consumos en la Región Metropolitana.
• Viernes 23 Se produce la apertura de la línea 66 kV San Fernando – Portezuelo, provocado por la operación del interruptor 52B4 de la S/E San Fernando. Se desconectan 11.4 MW de consumos en la Sexta región.
• Sábado 24 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación:
02:54 hrs., Se produce la apertura de la línea 66 kV Picarte – Corral, causada por una fase cortada. Se desconectan 2.8 MW de consumos en la Decimocuarta región.
10:32 hrs., La fundición de un chicote de la fase C del transformador de corriente del paño H5 de S/E Maitencillo, provoca la apertura de la sección 1 de la barra 110 kV, desconectándose 41.4 MW de consumos en la Tercera región.
• Domingo 25 Se produce la apertura de la línea 66 kV Coronel – Horcones
circuito 2, provocado por la apertura de interruptores 52B1 de S/E El Manco y 52BT2 de S/E Lebu. Debido a esto, se desconectan 26.1 MW de consumos en la Octava región.
• Martes 27 Sale de servicio el transformador N°2 de 66/23 kV -16 MVA
de la S/E Cabrero, provocado por la operación de protección diferencial, a causa de la electrocución de un gato. Se desconectan 8.0 MW de consumos en la Octava región.
• Miércoles 28 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que
afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación:
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21:05 hrs., Se produce la apertura de la línea 66 kV Cauquenes – La Vega, provocada por la desconexión forzada del interruptor 52B1 de la S/E Cauquenes. Se desconectan 2.8 MW de consumos en la Séptima región.
21:07 hrs., La presencia de fuerte temporal de viento y lluvia en la zona, de produce la apertura de la línea 66 kV San Javier – Constitución, desconectándose 1.8 MW de consumos en la Séptima región.
• Jueves 29 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que
afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación: 00:58 hrs., Temporal de viento y lluvia en la zona provoca la apertura de la línea 66 kV San Javier – Constitución, desconectándose 6.0 MW de consumos en la Séptima región.
03:30 hrs., La desconexión forzada del interruptor 52B1 de la S/E Carampangue provoca la apertura de la LT 66 kV Carampangue – Lebu, la desconexión de 12.6 MW de consumos en la Octava región.
04:47 hrs., Se produce la apertura de circuito 2 de la línea 66 kV Coronel - Horcones, provocado por la interrupción forzada del interruptor 52B2 de S/E El Manco. Debido a esto, se desconectan 12.6 MW de consumos en esa zona de la Octava región.
15:01 hrs., Se produce la apertura de la línea 66 kV Carampangue – Curanilahue, causada por la caída de corteza de árboles sobre la línea. Se desconectan 20.1 MW de consumos en la Octava región.
• Sábado 31 Se registran las siguientes interrupciones de suministro que
afectan a instalaciones del SIC, provocando las pérdidas de consumos que se indican a continuación: 06:00 hrs., Debido a la desconexión forzada del interruptor 52FT1 de la S/E Hualte, se produce la apertura de la línea 33 kV Hualte – Quirihue, con lo cual se desconectan 1.3 MW de consumos en la Octava región.
08:20 hrs., Sale de servicio el transformador N°3 de 66/23/13.8 kV -10 MVA, perteneciente a la S/E Portezuelo, como consecuencia de la desconexión forzada del interruptor 52BT3 de esta subestación. Debido a esto, se desconectan 2.0 MW de consumos en la Sexta región.
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Fecha Perturbaciones Hora Inicio -Fin Energía No Suministrada
01 May LT 66 kV Monterrico – San Carlos 00:48 – 01:43 4.95 MWh 01 May S/E Quinta de Tilcoco transf. 66/15 kV N° 1 y 2 03:55 – 09:31 18.11 MWh 01 May LT 66 kV Alonso de Ribera – Chiguayante 09:46 – 13:21 38.34 MWh 02 May LT 110 kV Chonchi – Quellón 15:43 – 16:11 4.29 MWh 08 May LT 110 kV Maitencillo – Cardones 10:15 – 13:17 15.47 MWh 10 May LT 66 kV Carampangue – Lebu 14:57 – 16:17 16.05 MWh 11 May LT 66 kV S. Antonio – Tap Algarrobo ctos 1 y 2 10:44 – 10:49 0.26 MWh 11 May S/E Lampa transf. 220/23 kV N° 1 17:37 – 18:50 66.92 MWh 17 May S/E Florida transf. 110/12 kV N° 1 19:15 – 20:01 29.20 MWh 18 May LT 110 kV Vicuña – El Indio 11:09 – 16:58 2.98 MWh 19 May LT 66 kV Pan de Azúcar – Guayacán
San Juán Guayacán
14:25 – 15:28 14:25 – 16:58
33.34 MWh
21 May LT 110 kV Tap Off Alto Melipilla – Bollenar 14:28 – 15:40 6.24 MWh 23 May LT 66 kV San Fernando – Portezuelo 02:23 – (1) 15.32 MWh 24 May LT 66 kV Picarte – Corral 02:54 – 10:54 22.40 MWh 24 May S/E Maitencillo 10:32 – (2) 13.78 MWh 25 May LT 66 kV Coronel – Horcones circuito 2 16:44 – 16:49 1.46 MWh 27 May S/E Cabrero transf. 66/23 kV N° 2 13:11 – 13:35 3.20 MWh 28 May LT 66 kV Cauquenes – La Vega 21:05 – 22:00 2.57 MWh 28 May LT 66 kV San Javier – Constitución 21:07 – 21:29 0.66 MWh 29 May LT 66 kV San Javier – Constitución 00:58 – 01:38 0.40 MWh 29 May LT LT 66 kV Carampangue – Lebu 03:30 – (3) 29.79 MWh 29 May LT 66 kV Coronel - Horcones
Carampangue Enacar
04:47 – 05:01 04:47 – 09:50
4.86 MWh
29 May LT 66 kV Carampangue – Curanilahue 15:01 – 15:55 1.34 MWh 31 May LT 33 kV Hualte – Quirihue 06:00 – 07:02 1.34 MWh 31 May S/E Portezuelo transf. 66/23 kV N° 3 08:20 – 11:50 7.00 MWh Total 340.27 MWh (1) 03:21 hrs. S/E Paniahue ; 03:53 hrs. S/E Nancahua ; 04:50 hrs. S/E Placilla (2) 10:45 hrs. SS/EE Freirina, Huasco y Planta Pellets ; 11:47 hrs., SS/EE Vallenar, Alto del Carmen y El Edén (3) 05:50 hrs. SS/EE Curanilahue, Tres Pinos y Lebu ; 06:01 hrs. S/E Cañete: 29/05 06:01
En cuanto a fallas con pérdidas de consumos por tiempos iguales o menores a tres minutos, se tiene:
- El jueves 29, entre las 12:00-12:01 hrs., En S/E Malloco la interrupción forzada por protecciones del transformador Nº1 de 110/12 kV, 22.4 MVA, causa la desconexión de 15.0 MW de consumos en la Región Metropolitana.
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- El viernes 30, entre las 07:27-07:29 hrs., Se registra la interrupción forzada por protecciones que afecta a la LT de 66 kV Itahue - Curicó cto2, debido a excremento de pájaro en estructura Nº 110. Como resultado de esto, se pierden 6.0 MW de consumos en esa zona de la Séptima región.
- El viernes 30, entre las 16:10-16:11 hrs., Se registra la interrupción forzada por protecciones que afecta en S/E San Fernando al transformador TR-2 de 154/66 kV; 56 MVA, desconectándose 32.0 MW de consumos en la Sexta región.
Por otra parte, la ejecución de trabajos programados durante el mes dio origen a las siguientes desconexiones de consumos:
- Jueves 8: De 03:17-06:00: Trabajo Programado: Mantenimiento preventivo en Tramo 110 kV Reñaca - Con Con, desconexión transf. HT1 110/12.5 kV - 12/22.4 MVA S/E Reñaca. Se desconectan 2.0 MW de consumos en la Quinta región.
- Sábado 10: De 08:50-14:49: Trabajo Programado: Limpieza manual de aislación, podas, verificación de indicadores de falla en LT 44 kV Las Vegas - FFCC Rungue. Se desconectan 2.0 MW de consumos en la Quinta región.
- Domingo 11: De 07:52-13:59: Trabajo Programado: Limpieza manual de aislación, reemplazo de aisladores, tensado de conductores y podas en LT 44 kV Catemu - Chagres. Se desconectan 5.0 MW de consumos en la Quinta región.
- Domingo 11: De 08:00-13:50: Trabajo Programado: Mantenimiento preventivo básico a equipos primarios de la subestación Purranque. Se desconectan 5.7 MW de consumos en la Décima región.
- Domingo 11: De 08:06-14:11: Trabajo Programado: Trabajos de mantenimiento de transformador 3 (Codiner). Se desconectan 3.2 MW de consumos en la Novena región.
- Jueves 15: De 01:26-03:45: Trabajo Programado: Desconexión para realizar apertura de puentes en estructura N° 39A y cierre de puentes en estructura N° 41, en el tramo Reñaca - Con Con. Se desconectan 2.0 MW de consumos en la Quinta región.
- Domingo 18: De 01:28-06:00: Trabajo Programado: Pruebas eléctricas (investigar posible falla interna) en S/E Catemu. Se desconectan 0.5 MW de consumos en la Quinta región.
- Domingo 18: De 07:49-14:14: Trabajo Programado: Desconexión de transformador 110/23 kV por mantenimiento preventivo a equipos de la S/E Degan. Se desconectan 3.0 MW de consumos en la Décima región.
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- Martes 20: De 11:50-15:34: Trabajo Programado: Restricción a la reconexión paño H4, por lavado de aislación en instalaciones de tercero en S/E Cardones 110 kV. Se desconectan 50.0 MW de consumos en la Tercera región.
- Domingo 25: De 07:54-14:16: Trabajo Programado: Mantenimiento preventivo a equipos primarios y sistema de control de la subestación Pto. Varas 66 kV, en transformadores T1 y T6. Se desconectan 11.4 MW de consumos en la Décima región.
- Miércoles 28: De 23:53-01:00: Trabajo Programado: Se produce la apertura de la LT 33 kV Hualte –Quirihue por trabajos debido a puentes abiertos en DD/CC. Se desconectan 0.9 MW de consumos en la Séptima región.
A continuación, en el cuadro Nº 3, se muestra la estadística de energía no suministrada estimada, que es un resumen correspondiente al año 2014:
Mes Por Fallas Por Reducciones Por trabajos Total Mes Respecto Demanda Respecto Ventas Acumulada Respecto Demandade Consumo programados Bruta Mensual Mensual Año 2014 Bruta Acumulada
(en MWh) (en MWh) (en MWh) (en MWh) (en %) (en %) (en %)
Enero 1040.95 0.00 326.88 1367.83 0.031% 0.033% 1367.83 0.031%Febrero 632.34 0.00 229.28 861.62 0.021% 0.023% 2229.45 0.010%Marzo 947.18 0.00 333.84 1281.02 0.029% 0.031% 3510.47 0.010%Abril 575.17 0.00 445.89 1021.06 0.025% 0.026% 4531.53 0.006%Mayo 340.27 0.00 379.14 719.41 0.016% 0.017% 5250.94 0.003%JunioJulioAgosto
SeptiembreOctubreNoviembreDiciembre
ENERGÍA NO SUMINISTRADA
Cuadro Nº 3 Resumen de Energía no Suministrada (ventas mayo estimadas) III Informes, Divergencias y Resoluciones III.1 Dirección de Peajes Durante el mes de Mayo, dentro del conjunto de actividades realizadas por la DP del CDEC-SIC, se destaca lo siguiente:
• El viernes 16 se asistió a la reunión del Comité de seguimiento del Estudio
de Transmisión Troncal para analizar las observaciones al Primer Informe emitido por el Comité. Adicionalmente se han enviado las observaciones de la Dirección de Peajes al Consultor del Estudio de Transmisión Troncal.
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
14
• En el ámbito de la subtransmisión, se envía a las empresas un ejercicio para observaciones con el Cálculo del FDP (Factor de Distribución de Pérdidas) correspondiente a Septiembre de 2013, incluyendo un Informe con la metodologías propuesta.
• El viernes 30 se envía a la CNE el informe específico de la realización de
las actividades necesarias por parte del adjudicatario del Proyecto Ancoa-Alto Jahuel, para el cumplimiento en tiempo y forma del Hito Relevante Nº4 del Proyecto.
III.2 Dirección de Operación Durante el mes de Mayo, dentro del conjunto de actividades realizadas por la DO del CDEC-SIC, se destaca lo siguiente:
• El lunes 12 se completaron las 1000 hrs. de la prueba de disponibilidad del nuevo SCADA/EMS, encontrándose pendiente su aprobación formal por parte del CDEC-SIC. Adicionalmente, se continuó la verificación de las correcciones efectuadas por ABB a los eventos detectados durante las pruebas FAT (cuya resolución quedó pendiente), y a eventos detectados durante el SAT.
• El miércoles 28 de mayo se dejó a disposición de las Empresas Coordinadas el informe final del Estudio de Operación de la Zona Norte del SIC para el período 2014 – 2017, el diseño de detalle del “Sistema de Control de Transferencias” que contempla los parques ERNC que estarán disponibles durante el año 2014 en dicha zona y la minuta “Evaluación Económica EDACxCE y EDAGxCE: Estudio Capacidad de Transmisión Zona Norte del SIC período 2015–2017”.
III.3 Divergencias y Resoluciones
En Anexo II se adjunta un cuadro resumen con el detalle de Divergencias y Resoluciones a la fecha de emisión de este informe, no habiéndose producido nuevas discrepancias durante el mes de Mayo.
III.4 Solicitudes SEC-CNE
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
15
El siguiente cuadro resume los requerimientos efectuados por la CNE, SEC y Ministerio de Energía durante el mes de Mayo. Oficio /
Carta
Materia Fecha
Rpta
OF SEC
4147
La SEC Instruye el envío de información relativa a la falla ocurrida el 24 de
abril de 2014, en S/E Santa Elene, propiedad de CHILECTRA.
2 Mayo DO 373/2014
14 Mayo DO 0407/2014
OF SEC
4687
La SEC consulta sobre acreditación del cumplimiento del Art 150 bis de la
LGSE. 16 Mayo DP 0380/2014
OF SEC
5554
SEC solicita antecedentes relacionados con falla en S/E Itahue ocurrida el
18/03/2014, y con falla en LT 110 kV Cardones-Magnetita.
OF SEC
5555
SEC solicita antecedentes relacionados con falla en LT 110 kV P. de Azúcar-
El Peñón, ocurrida el 21/11/2013.
OF SEC
4605 SEC solicita información sobre valorización de los retiros del SIC
29 Mayo DP 0426/2014
OF SEC
5698 SEC solicita antecedentes en relación al proyecto SCADA/EMS del CDEC-SIC
05 Junio DO0500/2014
CNE 142 CNE solicita informe en relación al desarrollo de actividades relacionadas
con el proyecto “Línea Ancoa-A.Jahuel 2x500 kV primer circuito”. 30 Mayo DP 0433/2014
OF SEC
5544 SEC solicita antecedentes sobre PMGD Avenir
03 Junio DO0490/2014
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
16
IV Evolución del Costo de Oportunidad de los Embals es del SIC IV.1 Mayo de 2014 En las gráficas 4 a la 7 se resume la evolución del costo de oportunidad de los embalses del SIC (referido a la barra Quillota 220 kV), de acuerdo a las listas de mérito de los correspondientes bloques para cada día del mes de Mayo de 2014. Para cada embalse, se muestra el costo de oportunidad por bloque, definiéndose éstos con la siguiente duración: Bloque 1, entre 00:00 – 08:00 Hrs; Bloque 2, entre 08:00 – 18:00 Hrs; Bloque 3, entre 18:00 – 24:00. Además, se muestra el promedio ponderado de los tres bloques antes mencionados.
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Cm
g [U
S$/M
Wh]
Lago Chapo La Invernada Lago Laja Colbún Rapel Embalse Melado Ralco Gráfico 4 Costo de Oportunidad Embalses, Bloque 1
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Cm
g [U
S$
/MW
h]
Lago Chap o La Invernada Lago Laja Colbún Rapel Embalse Melado Ralco
Gráfico 5 Costo de Oportunidad Embalses, Bloque 2
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Cm
g [
US
$/M
Wh]
Lago Chapo La Invernada Lago L aja Colbún Rapel Embalse Melado Ralco
Gráfico 6 Costo de Oportunidad Embalses, Bloque 3
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Cm
g [U
S$/M
Wh]
Lago Chapo La Invernada Lago Laja Colbún Rapel Embalse Melado Ralco
Gráfico 7 Costo de Oportunidad Embalses, Promedio Bloques
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
17
IV.2 Costos Marginales Proyectados Junio 2014 - May o 2015 En las gráficas 8 a la 11 se muestra el costo marginal esperado en la barra Quillota 220 kV (qui), Alto Jahuel 220 kV (aj), Diego de Almagro 220 kV (da), Pto. Montt 220 kV (pm) y Charrúa 220 kV (ch), según programa de operación de 12 meses, siendo: - Etapa 1: Horas de demanda Alta. HS: Hidrología Seca - Etapa 2: Horas de demanda Media. HM: Hidrología Media - Etapa 3: Horas de demanda Baja. HH: Hidrología Húmeda
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jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15
US$/MWh
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HMpm
HHpm
HSch
HMch
HHch
Gráfico 8 Costo Marginal Esperado en Etapa 1
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jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr -15 may-15
US$/MWh
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Gráfico 9 Costo Marginal Esperado en Etapa 2
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jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15
US$/MWh
HSqui
HMqui
HHqui
HSaj
HMaj
HHaj
HSda
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HMpm
HHpm
HSch
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HHch
Gráfico 10 Costo Marginal Esperado en Etapa 3
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jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15
US$/MWh HSqui
HMqui
HHqui
HSaj
HMaj
HHaj
HSda
HMda
HHda
HSpm
HMpm
HHpm
HSch
HMch
HHch
Gráfico 11 Costo Marginal Esperado Promedio Etapas
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
18
V Reserva en Giro
El Gráfico N° 12 muestra la evolución horaria de la reserva en giro durante el mes de Mayo de 2014 (referencial), la cual se situó como promedio en torno a los 632,1 MW y tuvo un mínimo de 344,0 MW. Este valor representa la potencia disponible en las unidades de las centrales Pangue, El Toro, Antuco, Rapel, Canutillar, Cipreses, Pehuenche, Ralco y centrales térmicas, las que para estos efectos se consideran en operación con algún margen de reserva disponible en cada unidad.
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Reserv
a e
n G
iro
[MW
]
Gráfico N°12 Reserva en Giro
VI Reserva Pronta Térmica
a) Unidades con tiempo de partida de hasta 10 minutos
La reserva pronta (referencial) con tiempos de partida de hasta 10 minutos (referencial) está conformada por las turbinas a gas Huasco TG, Diego de Almagro, El Salvador TG, Lag. Verde TG y Horcones TG. La central Huasco TG no se despachó. La central Diego de Almagro no se despachó. La central El Salvador no se despachó. La central Horcones se despachó el jueves 8 por trabajos forzosos en LT 66 kV Coronel-El Manco. Finalmente, la central Lag. Verde TG no se despachó.
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Re
serv
a P
ron
ta [M
W]
Programada (en MW) Real (en MW)
Gráfico N°13 Reserva Pronta con Tpartida menor a 10 min.
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
19
b) Unidades con tiempo de par- tida entre 10 y 30 minutos La reserva pronta (referencial) con tiempos de partida de entre 10 y 30 minutos, y cuya evolución referencial (tanto programada como real) se muestra en el gráfico N° 14, está conformada por las centrales Taltal 1 y Taltal 2, Nehuenco 9B, Los Vientos, San Fco. de Mostazal, Antilhue, Candelaria, Coronel, Los Olivos, Colmito, Los Espinos, Santa Lidia, San Lorenzo y Cardones, sumando un máximo que alcanza a 1.572,0 MW. VII Energía no Generada por Centrales del SIC El gráfico N° 15 muestra la variación diaria de la energía no generada por centrales del SIC durante el mes de Mayo, debido a desconexiones forzadas. La mayor pérdida de generación totalizó aproximadamente 4,000 MWh aproximadamente durante el día viernes 2, debido a la desconexión intempestiva de C. Sta María, causado por alta presión en el hogar de la caldera.
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Rese
rva P
ron
ta [M
W]
Programada (en MW) Real (en MW)
Gráfico N°14 Reserva Pronta con Tpart menor a 30 min
Gráfico N°15 Energía no suministrada por falla de centrales
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
20
VIII Reserva Fría La reserva fría del sistema (referencial) corresponde a la potencia disponible en unidades térmicas con tiempos de partida superiores a una hora. El gráfico N° 16 muestra la variación de la reserva fría durante el mes de Mayo según lo establecido en el Programa Diario de Operación del CDEC-SIC. Durante el mes, el aporte a esta reserva estuvo dado por C. Renca (100 MW) y Lag. Verde TV (47 MW).
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Reserv
a F
ría [M
W]
Gráfico N°16 Reserva Fría
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
21
IX Evolución Mensual de la Demanda
Durante el mes de Mayo, la producción de energía bruta del sistema experimentó un incremento del 2.8% en relación a igual mes del año 2013, alcanzando los 4,363.8 (GWh). Las demandas horarias mínima y máxima ocurridas durante Mayo alcanzaron los 4,368.5 (MWh/h) y 6,989.4 (MWh/h), respectivamente. El gráfico adjunto muestra la evolución diaria de la demanda mínima y máxima durante este mes, las cuales han experimentado, respecto de las mismas variables correspondientes a Mayo de 2013, un incremento del 1.7% para la demanda mínima, y un incremento del 0.3% para el caso de la demanda máxima. En cuanto a demanda en período de control, la máxima demanda en horas de punta ocurrió en la hora 20 del jueves 22, alcanzando los 6,788.4 (MWh/h), lo que representa un incremento del 4.9% respecto de los 6,469.9 (MWh/h) registrados en mayo de 2013.
2,000
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3,000
3,500
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4,500
5,000
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7,500
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Dem
an
da
(MW
)
Dda Máxima Dda Mínima
Gráfico N°17 Variación diaria demanda Mín/Máx del SIC
3,749
4,240 4,346 4,319 4,368
7,237 7,240 7,1876,923 6,989
6,5106,788
0
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2,000
3,000
4,000
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6,000
7,000
8,000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Energía (MWh)
Demanda Bru ta Mínima Demanda Bru ta Máxima Máxima Hora Punta
Gráfico N°18 Variación mensual demanda Mín/Máx del SIC
En relación a la producción total diaria del SIC, la mayor generación de energía se registró el martes 20, alcanzando los 149,420 (MWh), valor que resulta ser un 2.1% mayor que la máxima producción diaria registrada en Mayo de 2013, la cual alcanzó los 146.304 (MWh).
100,000
105,000
110,000
115,000
120,000
125,000
130,000
135,000
140,000
145,000
150,000
155,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
En
erg
ía (M
Wh
)
Gráfico N°19 Variación consumo total diario del SIC
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
22
Las siguientes gráficas muestran la evolución mensual de las variables recién señaladas, así como un comparativo de ellas respecto del año 2013.
4.7%
0.9% 2.1% -0.7%
1.7%
-2%
-1%
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1%
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1500
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3500
4000
4500
5000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Dda M ín 2014 Dda M ín 2013 % cto
Gráfico N°20 Variación Mensual Demanda Mínima
1.1% 0.4%1.3%
2.0%
0.3%0%
1%
2%
3%
4%
5%
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6600
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7000
7100
7200
7300
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Dda M áx 20 14 Dda M áx 20 13 % cto
Gráfico N°21 Variación Mensual Demanda Máxima
1.3%
0.2%
2.3%
0.9%
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0%
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5%
3000
3200
3400
3600
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4000
4200
4400
4600
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Produ c Men sual 2014 Produ c Men sual 2013 % cto
Gráfico N°22 Variación Producción Mensual
1.8%
4.9%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6100
6200
6300
6400
6500
6600
6700
6800
6900
Abr May Jun Jul Ago Sep
Dda Pun ta 2014 Dda Pun ta 2013 % cto
Gráfico N°23 Variación Demanda Máxima en Punta
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
23
X Costos Marginales Reales de Energía en Barr as del SIC El gráfico N° 24 muestra la evolución del costo marginal, expresado en US$/MWh, en diferentes barras representativas del SIC. Las matrices a partir de las cuales se elabora esta gráfica, se adjuntan en Anexo III de éste informe.
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CMg (US$/MWh)
Dalm
Card
Pazuc
Quill
Ajah
Itah
Charr
Concep
Te muc
Valdiv
Pmontt
Gráfico N°24 Costo Marginal Real de Energía en Barras del SIC
Durante el mes de Mayo existieron desacoples en el Sistema Interconectado Central por los períodos que a continuación se indican, y que fueron originados por la activación de restricciones y/o limitaciones, así como de fallas de elementos de generación-transmisión: Desacople 1: Control de transferencia por activación de restricción de transmisión en LT 500 kV Ancoa – Alto Jahuel y LT 500 kV Ancoa – Polpaico el domingo 4. Desacople 2: Control de transferencia por línea 220 kV Charrúa – Ancoa el viernes 30. Desacople 3: Control de transferencia por línea 66 kV Coronel – Enacar el jueves 8. Desacople 4: Control de transferencia por línea 220 kV Don Goyo – Pan de Azúcar el sábado 10 y domingo 11.
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
24
Desacople 5: Control de transferencia por línea 220 kV Los Vilos – Las Palmas el domingo 4, miércoles 7 y jueves 29. Desacople 6: Control de transferencia por línea 66 kV Nirivilo – Constitución el jueves 8. Desacople 7: Control de transferencia por línea 220 kV Nogales – Los Vilos el día miércoles 28. Desacople 8: Control de transferencia por línea 220 kV Pan de Azúcar – Punta Colorada los días jueves 29 y viernes 30. Desacople 9: Control de transferencia por línea 220 kV Quillota – San Luis los días miércoles 28 y jueves 29. Desacople 10: Control de transferencia por línea 66 kV San Javier – Nirivilo el sábado 24. Desacople 11: Surgido el día miércoles 28 como consecuencia de la modificación del despacho de las centrales Nehuenco II y San Isidro, producto de los trabajos programados en el circuito 1 de la LT 220 kV San Luis-Quillota, lo que obligó a controlar la transferencia por el circuito 2 de esa línea. XI Ventas SIC Las ventas esperadas de energía alcanzan los 4,116.4 (GWh), un 3.3% mayor que las ventas efectuadas en Mayo de 2013, las que totalizaron 3,985.7 (GWh). De estos 4,116.4 (GWh), se estima en cerca de un 70.0% las ventas a realizar a clientes de precio regulado (esto es equivalente a aproximadamente 2,881.5 GWh).
2984 2681 2974 2702 2881
1185
1092
1177 1177 1235
4169
3773
4151
38794116
1.5%
0.2%
1.8%
0.4%
3.3%
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
7.0%
8.0%
9.0%
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Cto Ventas (%)Ventas (GWh)
Clientes Distribuidores Clientes Libres Total Vtas SIC %
Gráfico 25 : Ventas de Energía en el SIC año 2014 (mayo estimado)
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
25
XII Extracciones Laguna del Maule
Se muestra a continuación tanto las extracciones realizadas a la Laguna del Maule, así como la variación mensual del volumen de la Laguna.
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Extr
accio
ne
s L
ag
una M
au
le [m
3/s
]
Gráfico 26 Extracciones Laguna del Maule
900 MMm3 libres parariego y generación
Volumen 1570 - 670 MMm3
500 MMm3 para riego y generación restringidos
Volumen 670 - 170 MMm3
170 MMm3 de reserv a extraordinaria
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14V
olu
men
(M
Mm
3)
Variación Mensual Volumen La guna (MM m3)
Gráfico 27 Variación Volumen Laguna del Maule
La gráfica 26 muestra las extracciones realizadas desde la Laguna del Maule durante el mes de Mayo de 2012 (línea en negrita), Mayo de 2013 (línea en azul) y Mayo 2014 (gráfico de barras). XIII Estadísticas Hidrológicas XIII.1 Caudales Afluentes Se muestra a continuación la evolución de los caudales afluentes a las principales cuencas y embalses del sistema durante el mes de mayo de 2014 (informado por las empresas al día 06/06/2014). La nomenclatura utilizada es la siguiente: Gráfico de Barra: Caudales registrados durante Mayo de 2014.
Línea en Azul: Caudales registrados en Mayo del año 2013.
Línea en Negrita: Caudales registrados en Mayo del año 2012. A partir de estas gráficas, más aquellas que se adjuntan a continuación, puede visualizarse los caudales que actualmente tributan a las diferentes cuencas del SIC en este año hidrológico 2014-2015.
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
26
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
[m3
/s]
Gráfico 28 Caudal Afluente Embalse Colbún
0
160
320
480
640
800
960
1,120
1,280
1,440
1,600
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 29 Caudal Afluente Embalse Rapel
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 30 Caudal Afluente a Laguna Invernada
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 31 Caudal Afluente a Lago Laja
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 32 Caudal Afluente a Lago Chapo
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3
/s]
Gráfico 33 Caudal Afluente a Embalse Pangue
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
27
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3
/s]
Gráfico 34 Caudal Afluente Embalse Melado
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3
/s]
Gráfico 35 Caudal Afluente Cuenca del Cachapoal
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3
/s]
Gráfico 36 Caudal Afluente a Central Abanico
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 37 Caudal Afluente a Central Antuco (Pasada)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
[m3/s
]
Gráfico 38 Caudal Afluente a Central Ralco
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
28
XIII.2 Caudales Afluentes Esperados Se muestra a continuación la evolución de los caudales afluentes para el año hidrológico 2014-2015. Sobre la base de esta información, es posible estimar a la fecha una probabilidad de excedencia para el período Abril 2014 – Marzo 2015, del 84% (año del tipo seco). Gráfico 39: Cachapoal en BT C.Sauzal
0
50
100
150
200
250
300
350
400
abr-1
abr-3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
29
Gráfico 40: Afluente a Embalse C.Rapel (S/Teno)
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
abr-1
abr-3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Gráfico 41: C.I. BT C.Isla - Desagüe L.Maule
0
30
60
90
120
150
180
210
abr-1
abr-3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
30
Gráfico 42: Afluentes Laguna Invernada
0
20
40
60
80
100
120
140
160
abr-
1
abr-
3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Gráfico 43: Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
abr-
1
abr-
3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
31
Gráfico 44: Afluentes E.Melado (RN)
0
110
220
330
440
550
660
abr-1
abr-3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Gráfico 45: Claro en S.Carlos + E.Las Garzas
0
20
40
60
80
100
120
abr-1
abr-3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
32
Gráfico 46: Bíobío antes Junta Huiri Huiri
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
abr-
1
abr-
3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Gráfico 47: Ralco
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
abr-
1
abr-
3
may
-1
may
-3
jun-
1
jun-
3
jul-1
jul-3
ago-
1
ago-
3
sep-
1
sep-
3
oct-1
oct-3
nov-
1
nov-
3
dic-
1
dic-
3
ene-
1
ene-
3
feb-
1
feb-
3
mar
-1
mar
-3
Cau
dal [
m3/
s]
Hidrología año 68/69 Hidrología año 14/15 Hidrología año 72/73 P#: Número pronóstico deshielo
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
33
XIII.3 Estadística de Lluvias Se muestra a continuación una gráfica con el agua caída durante el mes de Mayo de 2014 en cada una de las centrales para las cuales se dispone de este registro.
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 48 Central Los Molles
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15 Gráfico 49 Central Sauzal
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 50 Central Rapel
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
330
360
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15 Gráfico 51 Central Cipreses
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
34
0
70
140
210
280
350
420
490
560
630
700
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 52 Central Colbún
0
60
120
180
240
300
360
420
480
540
600
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
reci
pita
da [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15 Gráfico 53 Central Pehuenche
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 54 Central Abanico
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada
[
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15 Gráfico 55 Central Pangue
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
440
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 56 Central Pullinque
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 57 Central Pilmaiquén
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
35
0
80
160
240
320
400
480
560
640
720
800
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
MENSUAL AÑO PROB.50% MENSUAL AÑO 14 / 15
Gráfico 58 Central Canutillar
A continuación, se muestran gráficas comparativas de agua acumulada a la fecha, la que se contrasta con el agua caída a igual período de un año normal.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 59 Central Los Molles
0
70
140
210
280
350
420
490
560
630
700
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
reci
pita
da [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15 Gráfico 60 Central Sauzal
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
36
0
60
120
180
240
300
360
420
480
540
600
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 61 Central Rapel
0
160
320
480
640
800
960
1120
1280
1440
1600
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada
[
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 62 Central Cipreses
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 63 Central Colbún
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15 Gráfico 64 Central Pehuenche
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
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itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 65 Central Abanico
0
400
800
1200
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2000
2400
2800
3200
3600
4000
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
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pita
da [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 66 Central Pangue
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
37
0
300
600
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Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
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itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 67 Central Pullinque
0
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400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
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2200
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
reci
pita
da [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 68 Central Pilmaiquén
0
400
800
1200
1600
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2800
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3600
4000
4400
4800
Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar
Ag
ua P
recip
itada [
mm
]
ACUMULADO AÑO PROB.50% ACUMULADO AÑO 14 / 15
Gráfico 69 Central Canutillar
XIV Restitución para Riego Se muestra a continuación la evolución de los caudales afluentes no generables totales y mínimos generables por riego en la cuenca del Maule, para el mes de Mayo de 2014.
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Cau
dal d
e R
iego
[m
3/s]
no gene rable
mínimo generable
Gráfico 70 Restitución para Riego
XV Evolución de Cotas de Embalses
El cuadro N° 4 que se presenta a continuación, resume la variación de cotas durante el mes de Mayo de 2014.
Embalse Cota final al Cota inicial al Cota final al
31-dic-13 01-may-14 31-may-14
Rapel 104.60 101.56 101.34
Maule 2159.78 2156.20 2156.63
Invernada 1309.57 1289.30 1282.95
Colbún 428.28 410.70 399.13
Laja 1317.24 1307.58 1306.69
Chapo 230.69 224.75 224.65Ralco 718.00 695.90 695.25
Cuadro N° 4 Variación de Cota Mensual en Embalses del SIC
En Anexo IV se incluyen los gráficos correspondientes a la evolución de las cotas de los principales embalses del Sistema Interconectado Central. XVI Stock de Combustibles
El Anexo V resume la información relacionada con el stock de combustible existente en centrales del SIC a comienzos de Junio de 2014.
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ANEXO I
PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA DEL SIC
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Centrales ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicTérmicas 2443541.0 2515723.9 2934416.8 2625358.3 2633963.9 13153003.9Taltal 2 0.0 1729.0 17196.0 14667.0 4118.0 37710.0Taltal 1 7860.0 18950.0 3541.0 5023.0 7865.0 43239.0D. Almagro 0.0 2.0 0.0 0.0 0.0 2.0Guacolda 1 110424.0 99898.0 111655.0 102161.0 113060.0 537198.0Guacolda 2 108107.0 96252.0 110070.0 103101.0 111339.0 528869.0Guacolda 3 114408.0 103374.0 112374.0 109583.0 114490.0 554229.0Guacolda 4 111658.0 103251.0 111935.3 109275.0 113870.2 549989.5Huasco TG 0.0 30.0 9.0 7.0 0.0 46.0LVerde TG (Ex Indio TG) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Nehuenco 208600.0 213308.0 229618.0 214579.0 124976.0 991081.0Nehuenco 9B 0.0 0.0 2320.0 1052.0 0.0 3372.0Nehuenco II 231592.0 226127.0 246359.0 253171.0 188222.0 1145471.0San Isidro 135942.0 190145.0 230526.0 204498.0 244367.0 1005478.0San Isidro II 168409.0 226473.2 270469.0 256743.0 266340.0 1188434.2Ventanas 1 60246.0 60324.0 66667.0 73999.0 75280.0 336516.0Ventanas 2 107898.0 69215.0 15.0 97678.0 135506.0 410312.0Nueva Ventanas 191414.0 175742.0 204545.0 199620.0 203293.0 974614.0L.Verde 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Nueva Renca 173372.0 145951.0 194672.0 71050.0 89858.0 674903.0Renca 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Campiche 86997.0 171421.0 194410.0 179394.0 200043.0 832265.0Constitución A. 4298.1 3612.9 3530.2 3063.6 2370.6 16875.4Petropower 45617.0 31648.0 43736.0 46033.0 48443.0 215477.0Laja 4255.0 3882.0 4903.0 4222.0 3986.0 21248.0Bocamina 74567.0 59866.0 82211.0 78053.0 62362.0 357059.0Bocamina 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Arauco 13614.7 10823.2 12807.3 8592.6 5127.9 50965.7Los Vientos 0.0 0.0 1951.8 391.3 0.0 2343.1San Fco. Mostazal 0.0 0.0 0.0 19.4 0.0 19.4Cholguán 7591.2 7216.6 7608.7 4465.4 7697.5 34579.4Licantén 4438.7 4096.7 4724.0 3909.6 4183.7 21352.7Valdivia 15759.0 21322.1 35908.7 29573.0 31980.5 134543.3Antilhue_TG 3526.0 1433.0 32103.0 6968.0 700.0 44730.0Horcones 0.0 0.0 0.0 0.0 8.5 8.5TG_Coronel 0.0 0.0 8461.7 452.2 1497.3 10411.2Nueva Aldea I 8854.3 9558.7 7493.1 7430.5 7502.1 40838.7Nueva Aldea II 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Nueva Aldea III 26303.7 24011.0 22891.3 22941.1 23642.0 119789.1Viñales 16729.9 14071.2 16244.8 15787.1 15593.7 78426.7Candelaria 1 0.0 26.0 1415.0 372.0 0.0 1813.0Candelaria 2 0.0 27.0 0.0 517.0 0.0 544.0Curanilahue 46.7 3.9 3.3 0.0 0.0 53.9Lebu 43.1 3.5 1.4 0.4 1.7 50.1Cañete 60.1 6.2 1.5 1.5 0.2 69.5Los Sauces 23.8 28.8 297.9 38.3 1.4 390.2Los Sauces II 11.0 13.2 100.7 12.4 0.5 137.8Traigen 24.8 15.7 105.6 0.0 3.2 149.3Victoria 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Curacautin 41.5 34.9 405.4 13.0 0.0 494.8Ancud 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Collipulli 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Quellon 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Yungay G1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Yungay G2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Yungay G3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Yungay D1 0.0 0.0 0.0 31.2 0.0 31.2Yungay D1 2.9 0.0 0.0 54.1 0.0 57.1Yungay D1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Yungay 4CC 1.2 0.0 0.0 51.8 0.0 53.0Casablanca 0.0 0.0 3.2 0.0 0.8 4.0Las Vegas 0.4 1.3 0.0 0.0 0.9 2.6Curauma 0.0 0.0 1.9 0.5 1.1 3.5Concon 0.0 0.0 2.9 0.0 1.0 3.9Escuadrón (FPC) 8187.0 6610.9 7694.9 8386.2 7953.0 38832.0Constitución (EG) 0.0 25.7 21.0 32.4 40.9 120.0Maule 0.0 0.0 9.7 11.1 10.4 31.2Monte Patria 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Punitaqui 35.8 0.5 0.0 0.0 0.0 36.3Esperanza 2.5 0.0 0.0 0.0 0.0 2.5Degan 0.0 0.0 324.0 0.0 0.0 324.0Olivos 0.0 0.0 524.2 0.0 61.7 585.9Totoral 0.3 0.9 0.0 1.5 1.5 4.2Quintay 0.5 2.3 0.0 0.0 1.8 4.6Placilla 0.2 0.0 5.4 0.0 0.5 6.2Chiloé 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Quellón II 57.1 0.5 948.5 22.1 10.8 1039.0Colmito 0.0 0.0 186.5 0.0 0.0 186.5Los Pinos 6180.0 12420.0 38063.0 87.0 10787.0 67537.0Chuyaca 3.3 0.6 942.3 33.1 20.7 1000.0Chuyaca 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Skretting 0.0 0.0 0.0 0.9 0.1 1.0Cenizas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Santa Lidia 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 5.2Trapen 935.8 9.4 14783.9 580.4 5.3 16314.8Los Espinos 752.7 307.5 10081.2 1697.8 713.0 13552.2San Gregorio 0.0 0.0 3.5 0.0 0.9 4.4Linares 0.0 0.8 4.3 0.0 0.9 6.1Biomar 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Eagon 97.2 123.7 144.1 63.4 12.7 441.1Salmofood I 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Salmofood II 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Teno 7.8 0.0 1178.6 1214.6 0.0 2401.0Newen Diesel 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Newen Butano 3160.3 2281.2 7358.0 3478.0 3219.5 19497.0Newen Propano 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Newen Gas Natural 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Newen Mezcla Butano/Propano 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Watts 0.0 0.0 5.0 0.1 0.0 5.1Watts II 0.8 0.0 3.4 0.1 0.1 4.4Multiexport I 1.9 0.6 0.3 0.0 0.0 2.8Multiexport II 2.7 0.0 1.6 0.1 0.0 4.4Los Álamos 5.8 0.0 0.0 0.0 0.0 5.8Cardones ( Ex T. Amarilla) 0.0 23.0 0.0 0.0 0.0 23.0Quintero DIESEL A 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Quintero DIESEL B 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Quintero GNL A 9527.0 22152.0 8123.0 3333.0 41.0 43176.0Quintero GNL B 23097.0 8497.0 19859.0 13286.0 6337.0 71076.0Louisiana Pacific 13.8 0.0 5.9 0.8 0.0 20.5El Peñón 8401.4 5597.8 12616.2 4536.1 894.5 32046.0San Lorenzo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Tapihue 0.1 0.0 862.9 0.0 219.2 1082.2Termopacífico 1199.0 0.0 0.0 50.5 0.0 1249.5Loma Los Colorados 190.8 23.6 341.7 155.8 432.1 1144.0Loma Los Colorados II 11503.7 10141.9 11149.2 10064.3 11149.2 54008.3Emelda U1 0.0 0.0 2.7 0.6 0.3 3.6Emelda U2 0.0 0.0 0.0 0.2 2.0 2.3Colihues IFO 2229.4 2256.5 8854.7 2528.6 1705.7 17574.9Colihues DIESEL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Curicó 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Punta Colorada 4106.7 2142.9 7820.8 435.7 1232.2 15738.3Salvador 0.0 0.0 0.0 21.0 0.0 21.0Masisa (Cabrero) 2444.0 4605.7 5642.6 5417.6 5209.7 23319.6Calle-Calle 136.6 0.0 1720.4 108.1 0.0 1965.1Cem Bio Bio IFO 2771.7 993.4 4912.4 2191.4 1810.6 12679.5Cem Bio Bio DIESEL 0.0 0.0 279.6 0.0 0.0 279.6Southern 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Lautaro 0.0 0.0 0.0 0.3 0.1 0.4HBS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Tomaval 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Skretting Osorno 0.1 0.0 19.8 0.9 0.1 20.9Energía Pacífico 7424.7 6637.3 10942.1 10730.3 10312.1 46046.5Lonquimay 0.0 5.4 4.5 0.0 0.0 9.9Tirúa 2.0 4.3 0.0 0.0 6.1 12.4Lautaro-Comasa 17550.8 14137.2 17258.3 17886.8 16817.1 83650.2Lautaro-Comasa 2 4609.6 13306.8 17916.4Danisco 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.2JCE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.2Santa María 199767.0 246700.0 259529.0 226264.0 230651.0 1162911.0Contulmo 4.6 12.0 69.7 0.2 1.1 87.6Estancilla 0.0 0.0 0.0 0.0 17.2 17.2Trebal Mapocho 4267.3 3808.5 3965.8 3827.0 3710.7 19579.3Laja CMPC 12300.4 10327.4 12950.2 7379.3 10229.3 53186.6Tamm 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Santa Fe 53236.5 41798.3 52684.0 39056.7 51511.3 238286.8Santa Marta 8445.6 7948.8 8643.2 8332.5 8861.3 42231.4Ancali 417.6 434.4 624.0 754.7 540.0 2770.7Santa Irene 247.2 252.6 280.1 277.0 287.7 1344.6Las Pampas 0.0 52.1 127.7 50.7 73.1 303.6Pacífico CMPC 12087.3 11493.1 8239.6 13055.9 20593.1 65469.0Energía León (Coelemu) 1247.3 2032.8 2633.4 5913.5Energía BioBio 62.1 4760.8 4804.9 9627.8
GENERACIÓN BRUTA DE CENTRALES DEL SIC (MWh)TOTAL
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
Centrales ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicPasada 1113455.2 860556.6 756809.3 670658.5 753438.6 4154918.1Los Molles 1912.0 1827.0 2098.0 2124.0 2209.0 10170.0Sauce Andes 694.9 531.1 388.8 266.1 247.5 2128.3Aconcagua Ublanco 13995.8 0.0 0.0 0.0 0.0 13995.8Aconcagua Ujuncal 18820.9 13116.0 9338.8 6602.9 5613.8 53492.4Los Quilos 25394.7 20231.5 16919.9 11938.1 10023.6 84507.8Florida 12985.0 7451.0 5911.0 4112.0 2787.0 33246.0Maitenes 9657.8 8418.0 9116.0 9334.0 9567.0 46092.8Alfalfal 123869.0 93920.7 70811.1 46405.2 39766.7 374772.7Queltehues 27362.0 27894.0 30546.0 24567.0 23347.0 133716.0Puntilla 11173.7 11229.3 10948.2 7263.8 3606.7 44221.7Volcan 8750.0 8605.0 9299.0 7271.0 6657.0 40582.0Los Morros 1768.5 1123.7 836.4 511.1 751.1 4990.8Sauzal 50Hz 50395.0 37734.0 29686.0 17886.0 21250.0 156951.0Sauzal 60Hz 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Sauzalito 8318.0 6728.0 5661.0 3404.0 4154.0 28265.0Curillinque 53420.0 38502.0 43456.0 36412.0 26137.0 197927.0San Ignacio 4359.0 0.0 3136.0 18956.0 19603.0 46054.0Loma Alta 24007.0 16134.0 17913.0 15031.0 10804.0 83889.0Rucue 50096.0 39701.0 35587.0 37714.0 71950.0 235048.0Pullinque 10183.9 9916.6 8582.3 11195.1 14355.3 54233.2Pilmaiquén 11843.1 10574.8 10257.3 17301.6 23016.0 72992.8Capullo 4200.9 4405.1 3980.0 5793.0 7109.3 25488.3Peuchén 10994.0 6671.0 4566.7 2801.5 861.1 25894.2Mampil 6952.1 4330.1 2737.3 2024.3 11107.4 27151.2Chacabuquito 15958.5 12535.1 10310.9 6987.4 6027.5 51819.4Antuco 119288.0 100739.0 94395.0 91069.0 98289.0 503780.0Abanico 21354.0 17983.0 18476.0 16614.0 18310.0 92737.0Isla 41523.0 31502.0 35341.0 29871.0 22489.0 160726.0Machicura 23175.0 11847.0 15294.0 40093.0 42690.0 133099.0Eyzaguirre 820.3 648.7 581.7 478.0 190.5 2719.2Quilleco 20733.0 16410.0 14682.0 15555.0 29703.0 97083.0El Rincón 148.6 129.4 146.4 144.2 78.5 647.1Chiburgo 9594.0 6803.0 4791.0 4332.0 1220.0 26740.0Palmucho 22008.0 19085.0 20272.0 18326.0 18600.0 98291.0Hornitos 37327.6 23422.8 14847.6 10833.9 6725.7 93157.6Puclaro 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Ojos de Agua 5286.5 4720.6 4937.0 3987.4 3254.6 22186.1Coya 8755.4 8122.1 8869.9 7850.9 7725.6 41323.9Lircay 13859.3 9318.3 8302.5 9057.9 7083.3 47621.3El Manzano 1926.5 1563.8 1659.7 1549.0 2128.4 8827.4Pehui 466.7 449.0 574.0 584.9 755.0 2829.5Truful Truful 464.1 378.6 519.9 500.5 429.5 2292.6La Paloma 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Trueno 461.5 329.5 343.4 647.7 3375.1 5157.2San Clemente 2555.4 1757.8 1358.0 0.0 0.0 5671.2Carbomet 3001.9 0.0 0.0 0.0 0.0 3001.9Los bajos 2139.7 2639.2 3743.9 3149.2 2888.3 14560.3Auxiliar del Maipo (CAEMSA) 1780.7 2123.7 2398.2 2057.9 1895.3 10255.8La Higuera 59837.7 51113.8 31732.3 15177.1 21060.1 178921.0Juncalito 742.0 480.6 336.8 70.5 2.9 1632.8El Tártaro 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Guayacan 7000.9 7118.9 7611.0 5585.3 4951.3 32267.4Confluencia 59809.5 44191.5 24579.8 8475.3 13315.4 150371.5Mariposas 2045.5 1293.4 1272.2 1348.5 2174.7 8134.3Los Corrales 289.3 434.2 448.7 598.2 654.2 2424.6Los Corrales II 157.7 387.8 335.4 628.4 532.1 2041.4Carena 6879.7 5936.3 6201.0 5980.8 6456.4 31454.2Diuto 2200.6 2027.9 1641.0 1923.0 2115.6 9908.1Dongo 857.0 771.8 1041.2 1271.2 2581.9 6523.1Mallarauco 2252.7 1811.8 2023.4 2061.1 2316.8 10465.7Licán 4274.4 4818.9 3772.9 6876.2 9600.3 29342.7Chacayes 71063.5 48431.9 36187.1 17813.3 20133.0 193628.8Muchi 6.4 167.9 57.9 243.2 434.7 910.0La Arena 998.9 824.6 892.7 1358.2 1921.7 5996.1Reca 272.7 355.7 228.5 591.2 1104.0 2552.0Purísima 89.7 40.6 50.5 112.7 249.8 543.3Allipen 1338.4 1087.8 1324.2 1592.9 1585.3 6928.6Canelo 1257.3 1071.8 1124.3 1083.0 1429.2 5965.6Donguil 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Nalcas 1606.4 1679.9 1708.3 1908.5 2788.0 9691.1Callao 385.4 628.5 630.7 870.7 1342.9 3858.1Rucatayo 8311.6 9277.4 7730.5 18564.3 25533.3 69417.1Renaico 3183.9 2875.1 3149.3 3456.3 4410.1 17074.7Providencia 1721.5 687.5 674.5 1702.7 1447.1 6233.3Don Walterio 1194.8 1380.3 1145.5 2196.7 2163.8 8081.0Roblería 1310.6 1086.0 498.1 683.5 510.3 4088.5MC1 1507.0 2282.9 2251.1 3020.1 5718.8 14779.8MC2 386.6 517.5 605.7 733.7 1506.7 3750.2Ensenada 662.9 406.5 580.9 353.3 314.2 2317.8Río Huasco 583.9 410.1 496.3 348.1 272.9 2111.3San Andrés 25517.8 20484.8 16302.7 4373.3 1489.9 68168.5El Llano 549.9 653.4 483.3 272.2 200.7 2159.5Las Vertientes 0.0 252.5 664.6 1112.4 1318.6 3348.1Laja 1 0.0 0.0 0.0 477.3 8627.5 9104.8Los Hierros 1278.7 3950.0 5338.7 5118.7 14125.2 29811.3Maisan 99.5 65.6 68.3 74.2 136.2 443.8Los Padres 131.7 131.7Embalse 800931.0 556761.0 661407.0 760450.0 900743.0 3680292.0El Toro 207828.0 178336.0 159354.0 158836.0 125663.0 830017.0Rapel 5497.0 2540.0 20650.0 17033.0 39436.0 85156.0Canutillar 84913.0 79960.0 71960.0 103468.0 106963.0 447264.0Cipreses 15711.0 5463.0 43570.0 49351.0 25453.0 139548.0Colbun 110550.0 57836.0 72532.0 176511.0 171587.0 589016.0Pehuenche 134527.0 85907.0 92222.0 77508.0 106403.0 496567.0Pangue 82337.0 48435.0 68564.0 59583.0 106303.0 365222.0Ralco 119704.0 65106.0 89226.0 77499.0 128783.0 480318.0Angostura 39864.0 33178.0 43329.0 40661.0 90152.0 247184.0
GENERACIÓN BRUTA DE CENTRALES DEL SIC (MWh)TOTAL
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
Centrales ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicEólico 57449.9 63696.1 59666.1 64043.3 53197.5 298052.9Canela I 2105.5 2666.8 2211.7 2561.7 1337.1 10882.8Canela II 8605.8 12507.7 11457.6 12406.1 7418.4 52395.6Lebu (Cristoro) 359.0 2.3 0.0 0.0 0.0 361.3Eolica Totoral 6538.1 8583.0 6967.7 8003.5 4631.7 34724.0Monte Redondo 8666.9 9908.8 9196.4 10071.9 5217.1 43061.1Ucuquer 1575.9 993.9 1260.6 2354.0 1593.7 7778.1Talinay 19758.0 20433.0 17779.0 18899.0 13666.0 90535.0Punta Colorada Eólica 1592.0 1497.8 1701.7 1224.4 966.9 6982.8Negrete 8248.7 7102.8 9091.4 8004.8 5505.4 37953.1El Arrayán 156.5 5227.6 5384.1San Pedro 361.4 7633.6 7995.0Solar 4472.8 17833.8 31591.7 26883.7 22489.5 103271.5Tambo Real 228.9 217.5 214.5 161.3 152.2 974.4SDGx01 12.2 0.0 0.0 0.0 0.0 12.2Salvador RTS 290.4 278.8 495.4 490.7 417.4 1972.7Llano de Llampos 3941.3 15649.9 20698.1 17959.6 14089.5 72338.4Solar San Andrés 1687.6 10183.7 8005.7 7383.6 27260.6Santa Cecilia 266.0 415.3 681.3Techos Altamira 0.4 1.5 1.9Solar Diego de Almagro 30.0 30.0
GENERACIÓN BRUTA DE CENTRALES DEL SIC (MWh)TOTAL
Aporte ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicHídrico Pasadas 1113455.1 860556.6 756809.3 670658.5 753438.6 4154918.1Hídrico Embalses 800931.0 556761.0 661407.0 760450.0 900743.0 3680292.0Térmicas 2443541.0 2515723.9 2934416.8 2625358.3 2633963.9 13153003.9Eólico 57449.9 63696.1 59666.1 64043.3 53197.5 298052.9Solar 4472.8 17833.8 31591.7 26883.7 22489.5 103271.5
GENERACIÓN BRUTA DE CENTRALES DEL SIC (MWh)TOTAL
Total SIC 4419849.9 4014571.4 4443890.8 4147393.8 4363832.5 21389538.4
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
ANEXO II
CUADRO DE DIVERGENCIAS
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
Materia en Divergencia : Divergencia Surgida en: Envi o: Audiencia: Convocatoria y Realización Ingreso Pane l
Sesión N° Fecha Carta N° Fecha Carta N° Fecha Audiencia de Expertos Fecha
Resuelvo Nº 1 de la R.M. Nº 35 de 2004 EX-7.1-2004 27-jul-04 Nº 092 5-ago-04 P. Ex. Nº 4/2004 16-ago-04 20-ago-04 Discrepancia Nº 1 Dictamen Nº 1/2004 02.09.04 Sin Observaciones
Informe P.Firme Elaborado por la DO en lo referente a:
- Def inición de las horas de punta EX-10.1-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 5 Dictamen Nº 5/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Representación del embalse Colbún EX-10.2-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 6 Dictamen Nº 6/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Tratamiento de af luentes naturales de embalses EX-10.3-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 7 Dictamen Nº 7/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Cota mínima de embalse Colbún y otros embalses EX-10.4-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 8 Dictamen Nº 8/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Aplicación del acuerdo EX-6.3-2000 EX-10.5-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 9 Dictamen Nº 9/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Tratamiento de las f iltraciones a embalses EX-10.6-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 10 Dictamen Nº 10/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Energías iniciales de centrales Pangue y Pehuenche EX-10.7-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 11 Dictamen Nº 11/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Potencias máximas de centrales hidráulicas EX-10.8-2004-01 14-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 12 Dictamen Nº 12/2004 09.12.04 Sin Observaciones
- Af luentes de las centrales hidráulicas de pasada EX-10.10-2004-01 20-oct-04 Nº 0123 2-nov-04 P. Ex. Nº 26/2004 9-nov-04 17-nov-04 Discrepancia Nº 13 Dictamen Nº 13/2004 09.12.04 Sin Observaciones
Cota mínima de embalses Laja y Rapel en el cálculo de Potencia Firme de los años 2000 al 2003, 2004 y 2005
EX 1.3-2005 25-ene-05 Nº 009 2-feb-05 P. Ex. Nº 024/2005 8-feb-05 22-feb-05 Discrepancia Nº 4-2005 Dictamen Nº 4-2005 09.03.05 Sin Observaciones
Calificación de PMGD a centrales de SGA EX 5.1-2007 22-may-07 N° 043 29-may-07 P. Ex. Nº 97/2007 1-jun-07 11-jun-07 Discrepancia Nº 2/2007 Dictamen Nº 2-2007 09.07.07 Sin Observaciones
Manual Procedimientos PMGD EX 6.2-2007 19-jul-07 N° 074 31-jul-07 P. Ex. Nº 141/2007 8-ago-07 17-ago-07 Discrepancia Nº 4/2007 Dictamen Nº 4-2007 12.09.07 Sin Observaciones
Objeción de Colbún a los cmg de junio 2007 EX 7.2-2007 16-ago-07 Nº 084 28-ago-07 P. Ex. Nº 156/2007 30-ago-07 05-sep-07 Discrepancia Nº 5/2007 Dictamen Nº 5-2007 11.10.07 Sin Observaciones
Costos Marginales reales 04/ene-04/jun del 2007 EX 11.1-2007 15-nov-07 Nº 118 28-nov-07 P. Ex. Nº 215/2007 6-dic-07 10-dic-07 Discrepancia Nº 34/2007 Dictamen Nº 34-2007 11.01.08 Sin Observaciones
Metodología Presentada por Campanario S.A. Para laValorización de los Efectos Económicos Producidos porla Formación y Mantención de Reserva Hídrica
EX 7.1-2008 22-jul-08 Nº 092 6-ago-08 P. Ex. Nº 84/2008 14-ago-08 20-ago-08 Discrepancia Nº 2/2008 Dictamen Nº 2-2008 10.09.08 Sin Observaciones
Cobros Realizados en los Balances de Transferenciasdeterminados por la DO y DP por OperacionesEspeciales de Unidades Generadoras, EspecíficamenteAquellas Operaciones Determinadas por Seguridad
EX 7.3-2008 4-ago-08 Nº 099 12-ago-08 P. Ex. Nº 89/2008 19-ago-08 27-ago-08 Discrepancia Nº 3/2008 Dictamen Nº 3-2008 29.09.08 Sin Observaciones
Aplicación del criterio “n-1” en el tramo Maitencillo-Cardones 220 kV
EX 9.1-2008-01 17-sep-08 N° 120 1-oct-08 P. Ex. Nº 113/2008 6-oct-08 15-oct-08 Discrepancia Nº 16/2008 Dictamen Nº 16-2008 12.11.08 Sin Observaciones
Corrección a los Informes de Cálculo de Peajes por el Sistema de Transmisión Troncal período 2004-2006 y año 2007
EX 10.2-2008 23-oct-08 N° 130 30-oct-08 P. Ex. Nº 139/2008 5-nov-08 13-nov-08 Discrepancia Nº 18/2008 Dictamen Nº 18-2008 29.12.08 Sin Observaciones
Modif icación Artículo 14 del Manual de Procedimientos "Estadísticas de Desconexiones y Cálculo de Indisponibilidades en el SIC"
Ex 11.1-2008 20-nov-08 N° 141 2-dic-08 P. Ex. Nº 157/2008 10-dic-08 17-dic-08 Discrepancia Nº 19/2008 Dictamen Nº 19-2008 07.01.09 Sin Observaciones
Precedimiento DO: Implementación de Planes de Seguridad de Abastecimiento y Procedimiento DP: Reliquidaciones y Valorización de la Implementación de un Plan de Seguridad de Abastecimiento
--- --- Pstación ColbúnRecibido Panel
Expertos el 17.03.09
P. Ex. Nº 48/2009 24-mar-09 02-abr-09 Discrepancia Nº 4/2009 Dictamen Nº 4/2009 29.04.09 Sin Observaciones
Elección de Directorio del CDEC-SIC: Segmento de Transmisión Troncal
Asamblea DS 291/2007
9-oct-09 Pstación CTNC-TranselecRecibido Panel
Expertos el 17.03.09
P. Ex. Nº 187/2009 19-oct-09 26-oct-09 Discrepancia Nº 13/2009 Dictamen Nº 13/2009 02-11-2009 Sin Observaciones
Reglamento Interno CDEC-SIC --- --- Pstación NorvindRecibido Panel
Expertos el 25.05.10
P. Ex. Nº 37/2010 26-may-10 03-jun-10 Discrepancia Nº 1/2010 Dictamen Nº 1/2010 30-06-2010 Sin Observaciones
Discrepancia presentada por Guacolda S.A. por la consideración hecha por la DP respecto de Campanario S.A. en los balances de transferencia de energía y potencia del mes de agosto de 2011
Pstación GuacoldaRecibido Panel
Expertos el 20.09.11
P. Ex. Nº 226/2011 26-sep-11 03.10.11 Discrepancia Nº 12/2011 Dictamen Nº 12/2011 04.11.11 Sin Observaciones
Procedimiento DP “Cálculo y Determinación de Transferencias Económicas de Energía”
Pstación Transelec, Endesa, Colbún, Norvind
Recibido Panel Expertos el
11.11.11 (Endesa) y 29.11.11 resto
P. Ex. Nº 270/2011 1-dic-11 14-dic-11 Discrepancia Nº 24/2011 Dictamen Nº 24/2011 25.01.12 Sin Observaciones
Aplicación de R. Exta. de la SEC por Informe de Valorización de Transferencia de la DP, emitido el 17.02.12 (facturación Enero 2012)
Pstación EnorChileRecibido Panel
Expertos el 08.03.12
P. Ex. Nº 40/2012 14-mar-12 21-mar-12 Discrepancia Nº 1/2012 Dictamen Nº 1/2012 16.04.12 Sin Observaciones
Cálculo de Peajes por STT año 2011 Pstación TranselecRecibido Panel
Expertos el 16.05.12
P. Ex. Nº 53/2012 23-may-12 28-may-12 Discrepancia Nº 2/2012 Dictamen Nº 2/2012 26.06.12 Sin Observaciones
Cálculo, Liquidación y Reliquidación de Peajes Adicionales
Pstación TranselecRecibido Panel
Expertos el 07.06.12
P. Ex. Nº 61/2012 13-jun-12 19-jun-12 Discrepancia Nº 4/2012 Dictamen Nº 4/2012 23.07.12 Sin Observaciones
Balance Definitivo de Transferencias Mayo 2012 Pstación ColbúnRecibido Panel
Expertos el 11.07.12
P. Ex. Nº 75/2012 18-jul-12 25-jul-12 Discrepancia Nº 6/2012 Dictamen Nº 6/2012 23.08.12 Sin Observaciones
Informe de Revisión de Peajes 2011 con Dictamen N° 2-2012 del Panel de Expertos.
Pstación Endesa y sus empresas f iliales
Recibido Panel Expertos el 03.10.12
P. Ex. Nº 96/2012 10-oct-12 16-oct-12 Discrepancia Nº 7/2012 Dictamen Nº 7/2012 07.11.12 Sin Observaciones
Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012-2013
Pstación Transelec, Tralselec Norte,
M.Redondo, E-CL, Guacolda, AesGener,
Colbún y A.Jahuel transmisora
Recibido Panel Expertos el 31.01.13
--- --- 12-feb-13 Discrepancia Nº 1/2013 Dictamen Nº 1/2013 14.03.13 Sin Observaciones
Procedimiento DP “Cálculo y determinación de transferencias económicas de energía”, del CDEC-SIC, de 13 de febrero de 2013
Pstación Endesa y sus empresas filiales,
AesGEner y Eléctrica Guacolda
Recibido Panel Expertos el 13.02.13
--- --- 10-abr-13 Discrepancia Nº 3/2013 Dictamen Nº 3/2013 02.05.13 Sin Observaciones
Procedimiento DP “Cálculo y determinación de transferencias económicas de energía”, del CDEC-SIC, de 15 de abril de 2013
ENDESA y sus filiales, Guacolda S.A.; Transelec
S.A. y Transelec Norte S.A.; Eléctrica Puntilla S.A
;.HidroMaule S.A.; AES Gener S.A.; Duke Energy y
ENLASA
Recibido Panel Expertos el 04.06.13
--- --- 11-jun-13 Discrepancia Nº 10/2013 Dictamen Nº 10/2013 01.07.13 Sin Observaciones
Procedimiento DO: Declaración de costos de Equipos para la Prestación de SSCC
AesGenerRecibido Panel
Expertos el 23.07.13
--- --- 05-ago-13 Discrepancia Nº 12/2013 Dictamen Nº 12/2013 04.09.13 Sin Observaciones
Procedimiento DP: Remuneración de SSCC AesGener y EndesaRecibido Panel
Expertos el 23.07.13
--- --- 05-ago-13 Discrepancia Nº 13/2013 Dictamen Nº 13/2013 04.09.13 Sin Observaciones
Procedimiento DP “Cálculo y determinación de transferencias económicas de energía”, del CDEC-SIC, de 30 de octubre de 2013
Colbún, AesGener, Eléctrica Puntilla S.A.,
HidroMaule S.A., Endesa, Pehuenche y Guacolda
Recibido Panel Expertos los días 12
y 13 de diciembre--- --- 20-dic-13 Discrepancia Nº 19/2013 Dictamen Nº 19/2013 24.01.14 Sin Observaciones
Pattern Chile Development Holding SpA en contra de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en relación con el régimen de acceso abierto en sistemas de transmisión adicional
Pattern Chile Development Holding SpA
Recibido Panel Expertos el 30 de
diciembre--- --- 10-ene-14 Discrepancia Nº 20/2013 Dictamen Nº 20/2013 10.02.14 Sin Observaciones
(1) Colbún presentó un recurso de reconsideración en lo referente al número tres de la parte resolutiva, el cual fue resuelto por la R.M. EXTA N° 30, del 30 de abril de 2002.
(2) Transelec presentó recurso de reposición en lo relativo al resuelvo tercero letra c, el cual fue resuelto por medio de la R.M.EXTA N° 32, del 09 de mayo de 2002.
(3) La RM EXTA N° 9, rechazó esta presentación. Por medio de carta Presidencia CDEC-SIC N° 015/2003 se solicitó reposición de este tema, el cual fue acogido por la RM EXTA N° 22.
(4) Endesa presentó un recurso de reposición, el cual fue resuelto por la RM EXTA Nº 17, de fecha 14 de abril de 2004. AesGener presentó recurso de reposición contra la RM EXTA Nº 17 antes señalada, siendo acogida por
medio de la RM EXTA Nº 20, de fecha 27 de abril de 2004.
El 15.06.04 el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción emitió su R.M. EXTA Nº 34, pronunciándose en relación al recurso de reposición interpuesto por las empresas GENER S.A. y Sociedad Eléctrica Santiago S.A. y las
presentaciones efectuadas por las empresas Endesa S.A. y Colbún S.A., relativas a Potencia Máxima de centrales hidráulicas; tratamiento de autoproductores; tratamiento de centrales hidroeléctricas.
El 15.06.04 el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción emitió su R.M. EXTA Nº 35, pronunciándose en relación al recurso de reposición interpuesto por las empresas GENER S.A. y GUACOLDA S.A. y las presentaciones
efectuadas por las empresas Endesa S.A., Colbún S.A. y Arauco Generación S.A., relativas al cómputo de horas en que las centrales efectúan su aporte de potencia y definición de horas de "mayor probabilidad de pérdida de carga".
El 29.07.04 el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción emitió su R.M. EXTA Nº 47, la que rectif icó el plazo establecido en el resuelvo número 5 de la R.M. EXTA. Nº 34.
El 19.08.04 el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción emitió su R.M. EXTA Nº 54, la cual resuelve el recurso de reposición deducido en contra de la R.M. EXTA. Nº 35.
Resolución Panel
Informe
Observaciones
Ministro Presidente CNE
Panel de Expertos
CUADRO GENERAL DE DIVERGENCIAS (Panel de Expertos)
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
ANEXO III
MATRICES DE COSTOS MARGINALES (EN BARRAS REPRESENTATIVAS)
Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 2 8 29 30 31Hora: 1 105.3 128.1 177.9 87.0 131.0 126.1 103.3 109.2 109.6 129.8 185.0 111.1 110.4 164.8 182.2 176.0 133.5 128.4 128.7 133.8 148.3 151.6 135.5 182.9 135.0 139.1 134.8 235.1 231.1 240.0 241.3Hora: 2 105.3 117.7 177.9 80.8 101.9 126.1 103.3 109.2 109.6 129.8 152.3 110.9 110.4 164.8 136.2 133.6 129.8 124.1 128.7 133.8 148.3 151.6 135.5 168.7 135.0 116.6 91.5 235.1 231.8 213.7 241.3Hora: 3 93.1 91.2 141.5 72.2 84.8 126.1 103.3 109.2 109.6 129.8 106.6 99.7 110.4 164.8 93.6 94.5 125.6 124.1 128.7 133.8 148.3 151.6 135.5 137.7 132.0 89.4 85.5 235.1 231.8 134.9 241.3Hora: 4 78.9 83.5 84.0 53.4 83.0 126.1 103.3 104.1 109.6 129.8 106.6 92.4 110.4 123.3 93.6 94.5 125.6 124.1 128.7 133.8 101.2 151.6 135.5 137.7 109.2 86.4 85.5 235.1 229.3 112.2 226.4Hora: 5 63.9 82.8 84.0 44.6 83.0 126.1 103.3 104.1 109.6 129.8 106.6 92.4 110.4 93.6 99.7 94.5 125.6 109.1 128.7 133.8 142.3 151.6 135.5 137.7 88.7 86.4 85.1 235.1 228.7 136.6 187.7Hora: 6 61.4 119.8 84.0 43.7 85.1 126.1 103.3 106.8 109.6 129.8 138.0 101.4 110.4 148.0 182.2 144.7 125.6 93.1 128.7 133.8 148.3 151.6 135.5 137.7 84.1 87.0 105.3 235.1 229.8 181.3 216.6Hora: 7 44.1 170.8 84.0 42.9 126.8 135.6 108.0 109.2 109.6 129.8 185.0 111.1 114.7 164.8 182.2 176.0 125.6 91.4 134.0 135.8 148.3 151.6 138.1 137.7 84.1 121.4 137.5 235.1 232.1 238.3 223.8Hora: 8 43.9 176.9 84.0 43.0 147.4 143.7 108.1 109.2 109.6 129.8 137.9 129.3 129.0 164.8 182.2 178.9 125.6 84.4 135.0 138.2 122.9 151.6 193.5 137.7 84.1 144.0 137.5 235.1 236.0 240.0 241.3Hora: 9 52.5 193.7 106.9 42.0 139.8 136.0 103.1 105.0 118.9 119.2 43.5 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 88.3 133.7 130.5 134.2 178.8 216.9 133.2 89.7 132.9 161.1 99.8 203.4 195.2 194.1Hora: 10 72.5 198.1 155.4 43.4 139.8 136.0 103.1 113.5 127.5 127.5 43.5 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 108.5 133.7 130.5 137.6 247.9 232.0 144.5 117.1 132.6 167.4 41.0 213.0 195.2 194.1Hora: 11 81.8 198.1 180.3 72.8 148.5 136.0 103.1 113.5 127.5 129.3 85.7 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 220.2 237.0 178.7 122.6 132.6 167.4 41.0 197.2 195.2 194.1Hora: 12 148.8 198.1 180.3 74.1 154.9 136.0 103.1 113.5 127.5 132.0 98.6 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 199.2 237.0 188.6 122.6 132.6 167.4 38.2 194.4 195.2 194.1Hora: 13 216.9 198.1 180.3 74.1 154.9 136.0 103.1 113.5 127.5 132.0 98.6 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 199.2 235.3 188.6 122.6 163.7 167.4 37.1 193.8 195.2 194.1Hora: 14 216.9 198.1 180.3 74.1 154.9 136.0 103.1 113.5 127.5 150.9 98.6 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 117.7 133.7 130.5 137.6 199.2 198.8 188.6 122.6 171.6 167.4 37.1 194.3 194.7 194.1Hora: 15 216.9 198.1 180.3 74.1 152.9 136.0 98.1 113.5 127.5 211.1 98.6 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 119.7 133.7 130.5 137.6 199.2 198.8 188.6 122.6 171.6 165.1 37.1 193.2 193.6 194.1Hora: 16 191.2 198.1 180.3 74.1 139.8 136.0 43.2 113.5 127.5 211.1 98.6 120.2 114.7 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 190.7 205.4 185.2 122.6 171.6 144.6 37.1 192.8 194.1 194.1Hora: 17 89.4 198.1 180.3 62.3 139.8 136.0 78.1 113.5 127.5 191.5 98.6 120.2 117.2 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 185.9 216.9 157.0 122.6 171.6 144.6 76.4 193.8 195.2 194.1Hora: 18 80.2 198.1 167.6 74.1 139.8 136.0 103.1 113.5 127.5 185.9 107.7 120.2 111.4 156.2 172.0 170.9 125.8 115.6 133.7 130.5 137.6 163.7 192.1 157.0 123.4 165.3 144.6 194.4 194.4 195.2 194.1Hora: 19 146.3 195.2 184.5 131.9 150.4 148.7 111.0 122.8 142.8 242.0 173.7 128.7 123.2 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 240.8 218.8 188.5 162.7 182.5 155.6 236.8 237.2 246.6 249.5Hora: 20 162.6 195.2 185.6 138.1 150.4 148.7 111.0 119.6 142.8 268.2 143.9 128.7 126.8 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 260.8 235.8 188.7 188.7 182.9 155.6 236.8 237.2 246.6 249.5Hora: 21 162.6 195.2 181.5 138.1 150.4 148.7 111.0 121.9 142.8 267.4 140.6 128.7 115.2 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 262.2 235.8 188.7 188.7 182.9 155.6 236.8 237.2 246.6 249.5Hora: 22 162.6 195.2 181.5 132.6 152.3 148.7 111.0 122.8 142.7 198.0 142.1 128.7 113.4 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 263.8 235.1 188.7 188.7 182.9 155.6 236.8 237.2 246.6 249.5Hora: 23 162.6 179.4 180.0 124.9 162.3 140.8 111.0 122.8 131.9 185.0 130.9 124.2 113.4 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 198.1 211.0 172.5 150.0 160.2 155.6 227.8 237.2 246.6 249.5Hora: 24 124.4 182.9 137.4 113.1 119.7 131.9 111.0 122.8 126.8 185.0 114.2 114.4 113.4 168.5 185.1 184.1 139.2 137.2 141.7 140.4 158.8 152.8 176.0 154.0 142.0 148.6 155.6 221.9 237.2 246.6 249.5
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Cardones 220 kV
P.Azúcar 220 kV
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A. Jahuel 220 kV
Itahue 220 kV
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Charrúa 220 kV
Concepción 220 kV
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Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 2 8 29 30 31Hora: 1 95.7 126.0 171.0 81.1 122.9 123.5 99.0 104.8 104.5 121.7 98.3 102.7 105.3 156.0 173.7 166.4 121.7 116.6 115.9 124.9 133.9 141.3 126.2 166.3 121.6 125.0 125.1 226.2 223.8 231.5 229.2Hora: 2 95.7 115.8 171.0 75.3 95.6 123.5 99.0 104.8 104.5 121.7 98.2 102.5 105.3 156.0 129.8 126.3 118.3 112.7 115.9 124.9 133.9 141.3 126.2 153.4 121.6 104.8 84.9 226.2 224.5 65.8 229.2Hora: 3 84.7 89.7 136.0 67.3 79.6 123.5 99.0 104.8 104.5 121.7 98.1 92.1 105.3 156.0 89.2 89.3 114.5 112.7 115.9 124.9 133.9 141.3 126.2 125.2 118.9 80.4 79.3 226.2 224.5 39.1 229.2Hora: 4 71.7 82.1 80.7 49.7 77.9 123.5 99.0 99.8 104.5 121.7 98.1 85.4 105.3 116.7 89.2 89.3 114.5 112.7 115.9 124.9 91.4 141.3 126.2 125.2 98.4 77.7 79.3 226.2 222.1 71.8 215.1Hora: 5 58.1 81.4 80.7 41.5 77.9 123.5 99.0 99.8 104.5 121.7 98.1 85.4 105.3 88.6 95.1 89.3 114.5 99.1 115.9 124.9 128.4 141.3 126.2 125.2 79.9 77.7 79.0 226.2 221.5 131.7 178.3Hora: 6 55.9 117.8 80.7 40.8 79.8 123.5 99.0 102.5 104.5 121.7 98.1 93.8 105.3 140.1 173.7 136.8 114.5 84.5 115.9 124.9 133.9 141.3 126.2 125.2 75.8 78.2 97.7 226.2 222.6 174.8 205.7Hora: 7 40.1 168.0 80.7 40.0 119.0 132.8 103.5 104.8 104.5 121.7 98.1 102.7 109.4 156.0 173.7 166.4 114.5 82.9 120.7 126.7 133.9 141.3 128.7 125.2 75.8 109.2 127.6 226.2 224.8 229.9 212.6Hora: 8 39.9 174.0 80.7 40.1 138.3 140.8 103.6 104.8 104.5 121.7 95.7 119.5 123.0 156.0 173.7 169.1 114.5 76.6 121.7 129.0 111.0 141.3 180.2 125.2 75.8 129.5 127.6 226.2 228.6 231.5 229.2Hora: 9 49.5 194.8 104.0 43.7 146.9 147.9 108.1 109.9 123.6 121.5 92.4 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 86.4 129.5 130.8 130.0 185.2 223.8 133.0 88.9 132.8 166.5 229.0 241.2 239.7 230.5Hora: 10 68.4 199.3 151.2 45.1 146.9 147.9 108.1 118.9 132.6 129.9 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 106.1 129.5 130.8 133.3 256.7 239.3 144.3 116.2 132.5 173.1 229.0 252.6 239.7 230.5Hora: 11 77.2 199.3 175.4 52.5 156.1 147.9 108.1 118.9 132.6 131.7 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 228.0 244.5 178.5 121.6 132.5 173.1 229.0 233.9 239.7 230.5Hora: 12 140.3 199.3 175.4 53.1 162.9 147.9 108.1 118.9 132.6 134.5 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 206.2 244.5 188.4 121.6 132.5 173.1 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 13 204.6 199.3 175.4 52.4 162.9 147.9 108.1 118.9 132.6 134.5 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 206.2 242.8 188.4 121.6 163.5 173.1 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 14 204.6 199.3 175.4 52.4 162.9 147.9 108.1 118.9 132.6 153.8 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 115.0 129.5 130.8 133.3 206.2 205.0 188.4 121.6 171.4 173.1 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 15 204.6 199.3 175.4 52.4 160.8 147.9 108.1 118.9 132.6 215.1 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 117.1 129.5 130.8 133.3 206.2 205.0 188.4 121.6 171.4 170.7 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 16 180.4 199.3 175.4 52.4 146.9 147.9 108.1 118.9 132.6 215.1 100.5 120.9 119.3 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 197.5 211.9 185.0 121.6 171.4 149.5 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 17 84.4 199.3 175.4 52.4 146.9 147.9 108.1 118.9 132.6 195.2 100.5 120.9 121.9 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 192.5 223.8 156.7 121.6 171.4 149.5 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 18 75.7 199.3 163.1 53.8 146.9 147.9 108.1 118.9 132.6 189.4 109.8 120.9 115.8 161.3 179.2 175.9 122.7 113.0 129.5 130.8 133.3 169.5 198.2 156.7 122.3 165.2 149.5 229.0 230.6 239.7 230.5Hora: 19 128.0 194.8 169.3 115.0 143.8 145.0 105.5 116.6 135.1 214.8 150.6 119.4 116.5 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 223.9 202.7 164.4 140.1 165.8 144.5 224.2 225.0 233.7 221.7Hora: 20 142.3 194.8 170.4 120.4 143.8 145.0 105.5 113.6 135.1 238.1 124.8 119.4 119.9 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 242.5 218.4 164.6 162.4 166.2 144.5 224.2 225.0 233.7 221.7Hora: 21 142.3 194.8 166.6 120.4 143.8 145.0 105.5 115.8 135.1 237.4 121.9 119.4 109.0 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 243.8 218.4 164.6 162.4 166.2 144.5 224.2 225.0 233.7 221.7Hora: 22 142.3 194.8 166.6 115.6 145.6 145.0 105.5 116.6 135.0 232.9 123.2 119.4 107.3 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 245.3 217.7 164.6 162.4 166.2 144.5 224.2 225.0 233.7 221.7Hora: 23 142.3 179.0 165.3 108.9 155.2 137.3 105.5 116.6 124.8 191.2 113.5 115.2 107.3 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 184.2 195.4 150.5 129.1 145.6 144.5 215.8 225.0 233.7 221.7Hora: 24 108.8 182.5 126.1 98.7 114.5 128.6 105.5 116.6 120.0 115.6 99.0 106.1 107.3 158.6 176.2 171.8 118.9 113.4 126.4 127.9 140.4 142.1 163.0 134.4 122.3 135.1 144.5 210.2 225.0 233.7 221.7
Valdivia 220 kV
Pto. Montt 220 kV
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
ANEXO IV
CUADROS DE EVOLUCIÓN DE COTAS
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
ANEXO V
CUADRO DE STOCK DE COMBUSTIBLES
Dirección de Operación CDEC-SIC. Informe Mensual de Operación, Mayo de 2014
Empresa Central Stock (m3)Continuidad de
suministro próximos 6 meses
Nehuenco 2 DIE (oleoducto) Si
Nehuenco 1 DIE (oleoducto) Si
Nehuenco 9b (oleoducto) Si
Candelaria 1 Diesel Si
Candelaria 2 Diesel Si
Antilhue 900 Si
Los Pinos 2150 Si
Lag. Verde TG Si
Lag. Verde TV Diesel Si
Sta Lidia 1629 Si
Los Vientos TG 1946 Si
San Francisco 250 Si
Renca Si
Nueva Renca Si
Gas Sur NEWEN_Diesel 120 Si
San Isidro 1 DIE Si
San Isidro 2 DIE Si
Quintero_TG_1B_Die Si
Quintero_TG_1A_Die Si
Huasco TG / IFO-180 0 No
Taltal 1 Diesel Si
Taltal 2 Diesel Si
Huasco TG 100.6 Si
Diego de Almagro 388.2 Si
San Gregorio 21.5 Si
Linares Norte 17.4 Si
Placilla 35.4 Si
El_Totoral 42.8 Si
Quintay 33.5 Si
Con Con 27.5 Si
Las Vegas 22.0 Si
El_Peñon 449.4 Si
Trapen 506.4 Si
Teno 373.0 Si
San Lorenzo 1 215.9 Si
San Lorenzo 2 215.9 Si
TG Espinos 275.2 Si
Olivos 596.2 Si
Coronel TG Diesel 360.0 No
Degañ 60.0 No
Chuyaca 225.0 No
Calle Calle 209.0 No
Quellón 2 127.2 No
Constitución 1_Electragen Si
Maule Si
Chiloé 52.9 Si
Cardones Cardones (ex-Tierra Amarilla) 627.8 Si
El Salvador Salvador ( Desp. por Emelda ) 412.5
Nueva Aldea 2 Diesel 0.0 No
Horcones TG Diesel 151.0 Si
Termopacifico Termopacífico 160.0 Si
Colmito Colmito 763.7 Si
ESPERANZA_DS1 Si
ESPERANZA_DS2 Si
ESPERANZA_TG1 43.3 Si
Colihues 1 y 2 Diesel 8.6 Si
Colihues 1 y 2 HFO 129.8 Si
Emelda Emelda 239.0 Si
Punta Colorada Diesel 71.6 SI
Punta Colorada IFO 492.8 SI
Yungay 1 SI
Yungay 2 SI
Yungay 3 SI
Yungay 4 SI
Empresa Central Stock Total (m3)Continuidad de
suministro próximos 6 meses
San Isidro 1 GNL Si
San Isidro 2 GNL Si
Quintero_TG_1B_GNL No
Quintero_TG_1A_GNL No
Taltal 1 y 2 GNL No
Empresa Central Stock Carbón (Ton)
Guacolda Guacolda 1,2,3 y 4 S/I
Endesa Bocamina S/I
AesGener Ventanas 1, 2 y Nva Ventanas 325,137
Colbún Santa María 200,800
4707Essa
Endesa
1388
1724
1946.3
Enlasa
Tecnored
Potencia
STS
Endesa
14,072,000
Enor Chile
Barrick
Generación
Duke Energy 268.2
Colbún
2890
2000
Gener
110
Elektragen30.0
Arauco
25.1
M. Valle Central
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