CNE COMISION NACIONAL DE ENERGIA

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1 CNE COMISION NACIONAL E ENERGIA FIJACION E PRECIOS E NUO OCTUBRE E 2003 SISTEMA ELECTRICO E MAGALLANES INFORME TECNICO EFINITIVO OCTUBRE E 2003 SANTIAGO CHILE

2 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE 2

3 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE INFORME TÉCNICO EFINITIVO CALCULO E PRECIOS E NUO EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS E PUNTA ARENAS, PUERTO NATALES Y PUERTO PORVENIR OCTUBRE E INTROUCCIÓN En el presente informe se explican las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo de los sistemas eléctricos de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. Todos estos tienen potencias instaladas superiores a 500 kilowatts y en ellos se efectúa distribución de Servicio Público, sujeta a la regulación de precios a que se refieren los artículos 90º, 96º y siguientes del FL Nº. Se debe tener presente que estos sistemas eléctricos son abastecidos básicamente por unidades termoeléctricas, no existiendo embalses de regulación interanual que establezcan una ligazón entre los costos de producción de un año respecto de los años siguientes; esde este punto de vista, 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 estos sistemas los costos marginales de energía se han calculado para el período mínimo de 24 meses que contempla el artículo 99º del FL /82(M). i 2. PREVISIÓN E EMANAS Esta Comisión ha utilizado la misma previsión de consumo de la fijación pasada para cada uno de los dos sistemas de Punta Arenas y Puerto Natales y Puerto Porvenir. PREVISIÓN E CONSUMOS BRUTOS Y EMANAS MÁXIMAS PUNTA ARENAS PUERTO NATALES PUERTO PORVENIR AÑO E(GWh) P(MW) E(GWh) P(MW) E(GWh) P(MW) ,744 3,784 6,099 3, 9,076 2, ,44 32,935 7,09 3,309 9,529 2, ,972 34,27 8,82 3,438 0,005 2,4 i Respecto de la vigencia del ecreto Supremo Nº 58, que modifica el ecreto Supremo N 387, Reglamento Eléctrico, en cuanto establece normas para el proceso de fijación de precio de nudo, se señala que las normas contenidas en el ecreto Nº 58 rigen desde su publicación en el iario Oficial, esto es el 9 de Octubre del presente. Por extensión, y dado que el presente proceso de fijación de precio de nudo ya se encontraba iniciado a la fecha referida esto es, en septiembre de se entiende que las disposiciones de la norma señalada para estos procesos se aplican plenamente en la próxima fijación de precios de nudo, esto es para el procedimiento de Abril de 2004.

4 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE 3. PROGRAMA E OBRAS E GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN Mediante carta EEMG Nº 834/2003-G, EELMAG S.A ha manifestado su intensión de efectuar los siguientes traslados de unidades durante el mes de enero de 2004: a) Traslado desde el sistema Punta Arenas al sistema de Puerto Natales de una de las turbina Caterpilar iesel de,46 MW. b) Traslado desde el sistema de Puerto Natales al sistema de Puerto Porvenir de una unidad iesel de 0,92 MW. c) Retiro del sistema Puerto Porvenir de las dos unidades eutz de 0,2 MW cada una y de la unidad Caterpilar de 0,5 MW. En la misma EELMAG S.A. informa que a partir del mes de octubre de 2003 se incorporará la nueva turbina a gas natural marca SOLAR modelo Titán 30 de 3,7 MW en la central Tres Puentes de Punta Arenas, complementada con una disminución de las horas de uso de la turbina Hitachi destinada a prolongar su vida útil, y que a partir del mismo mes se incorporará al sistema de Puerto Porvenir una unidad Waukesha de,8 MW a gas natural. Para el efecto de modelar la disminución de horas de uso de la turbina Hitachi, a partir del año 2003 se considera que ella está fuera de servicio en los meses de baja demanda, esto es desde principios de octubre y hasta fines de diciembre, estando en esos meses disponible para operación sólo en el caso que falle alguna de las dos turbinas Solar de 0 MW o 3,7 MW. Esta Comisión ha incorporado los traslados y la incorporación de nuevas unidades señaladas y ha actualizado el Plan de Obras de los tres sistemas. Como resultado de dicha actualización, la turbina recomendada de 0,6 MW a gas natural para el sistema de Puerto Natales ha sido diferida para el futuro. Se acepta la desconexión a partir del año 2004 de las tres unidades que la empresa propone desconectar en Puerto Porvenir, dado que la potencia de esas unidades ha sido compensada con la unidad de 0,92 MW trasladada hasta Puerto Porvenir desde Puerto Natales. 4. NIVEL E PRECIOS Tasa de cambio: Promedio del mes de septiembre de 2003 del tipo de cambio observado del dólar EE.UU., publicado por el Banco Central: 675,44 $/US$.( art. 99 N 7). 2

5 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE 5. COSTOS VARIABLES E OPERACIÓN Y COSTO E FALLA En los cuadros siguientes se señalan las proyecciones de precios de combustible y las características y costos variables de las unidades generadoras que operan en los tres sistemas eléctricos de Magallanes: Proyección Brent Precio Combustibles Año Gas iesel Punta Arenas iesel Puerto Natales iesel Puerto Porvenir mils/m 3 US$/Ton US$/Ton US$/Ton Los precios de los combustibles se han modulado en el tiempo a través de la proyección Brent actualizada (Cambridge Energy Research Associates) Año Precio (US$/Barril) No se han incluido modulaciones temporales del precio del gas. CARACTERISTICAS TÉCNICA CENTRALES EXISTENTES Y FUTURAS Pta Arenas T.G. Hitachi T.G. Nº T.G. Nº2 Sulzer Caterpilar (una se retira) T.G. Solar M. Gas Nueva Solar (Oct 2003) Pto. Natales F. Morse T. Gas M. Waukesha T.. Nueva (se retira) Caterpilar,46 MW (2004) Pto Porvenir Número Unid Pot. Inst Combustibles Consumo Costo Variable isponibilidad Por Unid Especifico no combust.ible [kw] Tipo mills/kwh [%] ii ,530 m 3 /kwh 0,269 kg/kwh 0,244 kg/kwh 0,530 m 3 /kwh 0,440 m 3 /kwh 0,530 m 3 /kwh 0,269 kg/kwh 0,570 m 3 /kwh 0,490 m 3 /kwh 0,269 Kg/KWh 0,244 kg/kwh 2,2 325,00 325, ,74,5 0,74 7,00 7, 3, 9,0,0 0, ii La tasa de indisponibilidad incluye tanto las indisponibilidades forzadas como los mantenimientos. 3

6 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE F. Morse F. Morse T. Gas T. Gas (Ago 2003) T.. de Puerto Natales ,269 kg/kwh 0,269 kg/kwh 0,490 m 3 /kwh 0,490 m 3 /kwh 0,269 Kg/KWh 2,0 2,0 9,0 9,0, Los costos de racionamiento considerados para los sistemas de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir son respectivamente 325, 327 y 327 mils/kwh. 6. TASA E ACTUALIZACIÓN Se utilizó la tasa de 0% que estipula el FL Nº/ CALCULO E LOS PRECIOS E NUO Y RESULTAOS OBTENIOS Por simplicidad y debido al menor tamaño de los sistemas se ha considerado un solo nudo en cada uno de ellos. Para determinar los costos marginales de energía se hizo en cada uno de los tres sistemas eléctricos de Magallanes, y para cada mes, un llenado de la curva monótona de carga informada por EELMAG S.A., considerando las situaciones en que todas las unidades estaban operando, y aquéllas en que una o más de las unidades están fuera de servicio, ya sea por indisponibilidad forzada o por mantenimiento programado. Todas estas situaciones fueron afectadas por las probabilidades correspondientes bajo un proceso de enumeración completa, y los costos marginales resultantes fueron ponderados por las energías sustentadas en la correspondiente curva monótona. El proceso de llenado de las curvas de carga y de cálculo de los costos marginales fue efectuado por la CNE haciendo uso del modelo térmico COSRET, el cual permite la regulación de horas de uso, como es el caso de la turbina Hitachi de Tres Puentes. Por otra parte, los precios de potencia de punta se obtuvieron a partir del costo actualizado de ampliar la capacidad instalada mediante grupos diesel de características adecuadas al sistema. Así, los precios de nudo resultantes, base septiembre del año 2003, son los siguientes: NUO Nivel de Voltaje Precio de la Potencia de punta ($/KW/mes) Precio de la Energía ($/KWh) Pta. Arenas ,47 25,88 Pto. Natales 3,2 659,47 39,244 Pto. Porvenir ,27 29,280 En anexo se detalla el cálculo de los precios básicos de energía y potencia de punta. 4

7 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE 8. INEXACIÓN Potencia nudos Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir Precio de la Potencia = Precio base x ( 0,498 x Precio ólar($) x +d + olo +do 0,227 x ISS + 0,275 x IPM ) ISSo IPMo Energía nudo Punta Arenas: Precio de la Energía = Precio base x ( 0,246 x Precio ólar($) x + d2 + olo +d2o 0,027x PPPA + 0,727 x Precio del Gas Natural ($/m3) ) PPPAo Gno Energía nudo Puerto Natales: Precio de la Energía = Precio base x ( 0,335 x Precio ólar($) x + d2 + olo +d2o 0,354x PPPN + 0,3 x Precio del Gas Natural ($/m3) ) PPPNo Gno Energía nudo Puerto Porvenir: Precio de la Energía = Precio base x ( 0,290 x Precio ólar($) x +d2 + olo +d2o 0,62x PPPP + 0,548 x Precio del Gas Natural ($/m3) ) PPPPo Gno PPPA: Precio del petróleo iesel en Punta Arenas, en $/m 3. PPPN: Precio del petróleo iesel en Puerto Natales, en $/m 3. PPPP: Precio del petróleo iesel en Puerto Porvenir, en $/m 3. Precio ólar: Valor promedio de los días hábiles de los últimos 30 días del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central. d: Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Punta Arenas. d2: Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en el resto de la XII región. 5

8 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE ISS e IPM: ISSo e IPMo: olo: Índices general de remuneraciones y de precios al por mayor, respectivamente, correspondientes al tercer mes anterior. ISS e IPM de julio de 2003 (233,6 y 203,0 respectivamente) Valor promedio en el mes de septiembre del año 2003 del dólar observado EEUU, publicado por el Banco Central (675,44 $/US$). PPPAo: Precio del petróleo iesel en Punta Arenas en $/m3 vigente (5 $/m3). PPPNo: Precio del petróleo iesel en Puerto Natales en $/m3 vigente (99558 $/m3). PPPPo: Precio del petróleo iesel en Puerto Porvenir en $/m3 vigente (22592 $/m3). Gno: do: d2o: Precio del gas natural vigente en $/m3 ( 36,935 $/m3). Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca Punta Arenas vigente (6%). Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en resto de la Región vigente (6%). Los precios de combustibles aplicables en las fórmulas de indexación del precio de energía serán los costos de las empresas netos de IVA. 9. CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA 9. Valorización Se incrementan los cargos por energía reactiva respecto de la fijación de abril de este año en un 0,08 %, cifra que corresponde a la variación del tipo de cambio dólar acuerdo entre marzo y septiembre del año 2003, y a la variación del IPM de Estados Unidos entre enero y julio del año Los nuevos cargos para estos rangos son: 6

9 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE Cargos por Energía Reactiva Inductiva según Nivel de Tensión de Punto de Compra Cuociente Cargo para Tensión mayor a 00 kv Cargo par Tensión entre 00kV y 30kV Cargo para Tensión menor a 30 kv % $/KVARh $/KVARh $/KVARh , ,04 6, ,04 6,04 6, ,34 0, Condiciones de Aplicación 8,34 0,63 8,34 0,63 esde el de Septiembre de 2003 en adelante, en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora, se debe aplicar horariamente el siguiente procedimiento:. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el cuadro siguiente, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. Se exceptúa la aplicación de los cargos anteriores sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos. 0. CALIA E SERVICIO A.- INISPONIBILIA E TRANSMISIÓN Las líneas de transmisión de los tres sistemas de EELMAG S.A., Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir son de poca longitud, adoptándose la simplificación de considerar que cada uno de ellos se asemeja a un sistema uninodal. En estas circunstancias, no corresponde incluir un cargo adicional por concepto de calidad de suministro en transmisión. B.- INISPONIBILIA EN GENERACIÓN Se mantiene la indisponibilidad de generación establecida en abril del año 2003, correspondiente a 8 horas/año para los tres sistemas de Magallanes. 7

10 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE ANEXO Nº PRECIOS BÁSICOS E ENERGÍA Y POTENCIA. CÁLCULO EL PRECIO BÁSICO E LA ENERGÍA Sobre la base de las características de las unidades generadoras señaladas anteriormente, y de las curvas de cargas del sistema eléctrico, se obtuvieron los costos marginales para los diferentes meses de operación de cada sistema eléctrico. Una vez obtenidos los costos marginales para cada mes, se calculó el costo marginal promedio ponderado actualizado en el período de 24 meses a partir de octubre del año 2003 en los nudos Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. El Cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes para estos nudos en los años 2003, 2004 y 2005, y el cálculo del precio de nudo en cada sistema. Punta Arenas Puerto Natales Puerto Porvenir Mes mills/kwh GWh mills/kwh GWh mills/kwh GWh Oct Nov ic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov ic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep P Básico mils/kwh mils/kwh 58.0 mils/kwh de la Energía $/kwh $/kwh $/kwh

11 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE CALCULO EL PRECIO BÁSICO E LA POTENCIA Los precios de potencia de punta se derivaron del costo actualizado de ampliar la capacidad instalada mediante grupos diesel de características adecuadas al sistema. En el cuadro siguiente se muestra el cálculo del costo marginal mensual de potencia. Tipo de Unidad de Punta Costo de Instalación () US$/KW Costo de Inversión (2) US$/KW Costo Fijo e Operación (3) US$/KW/mes CMg Mensual de Potencia (4) US$/KW/mes CMg Mensual de Potencia con Reserva (5) US$/KW/mes CMg Mensual de Potencia con Reserva (6) $/KW/mes P.Arenas iesel 529,3 554,95,4773 7,2953 9,92 659,47 P.Natales iesel 529,3 554,95,4773 7,2953 9,92 659,47 P.Porvenir iesel 680,02 73,2,4773 8,9545, ,27 () Costo estimado con arancel de 6% en, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. Estos costos de instalación se han incrementado en 4,0 % con respecto a la fijación de abril, como resultado de considerar un 63 % de la variación del IPM de Estados Unidos, un 37 % de la variación del IPM de Chile y habida consideración de la variación de la tasa de cambio entre marzo y septiembre del presente año. (2) Este costo corresponde al costo de instalación a la fecha de puesta en servicio, incrementado en 4,88%, valor que equivale al costo financiero asociado a la anticipación mínima de seis meses entre la instalación y la ocurrencia de la demanda de punta anual. (3) Este valor corresponde al valor dado en la fijación de abril, actualizado por variaciones de tasa de cambio entre marzo y septiembre del presente año, y del índice de sueldos y salarios entre enero y julio. El factor de actualización resultante es de,30 %. (4) La fórmula para calcular el costo marginal mensual de potencia es la siguiente: W(US$/KW/mes) = Costo de Inversión x r t,r + Costo Fijo Operación r t,r : Factor de recuperación del capital, calculado con 80 mensualidades (5 años), y con una tasa de descuento mensual r= 0,79744%, equivalente a la tasa de 0% anual. r t,r = 0,

12 TEATINOS 20 - SANTIAGO - CHILE (5) Los costos marginales de potencia deben incrementarse en un margen de reserva teórico. Se ha mantenido los márgenes de 25% aplicados en las anteriores fijaciones de precios de nudo. (6) Los Marginales de potencia se han establecido en $/kw/mes de acuerdo a la tasa de cambio correspondiente al promedio del dólar observados del mes de septiembre de 675,44 $/US$. 0