Observaciones ITP Jun2017

Transcripción

1 Observaciones ITP Jun AES Gener 1.1. Observación: Si bien la sección hace referencia a los costos variables de centrales térmicas, se debe incluir también los costos variables de: - Las centrales eólicas y solares - Las centrales en construcción Justificación/propuesta: Modificar el título de la sección por "Puntos Costos Variables de Centrales Térmicas" e incluir los costos faltantes Observación: La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N referente a las ERNC. Se solicita a esta Comisión indicar qué porcentaje de ERNC está considerando en el período de estudio en su matriz de Generación y velar porque esta energía no sea superior a la realmente requerida por el sistema. Justificación/propuesta: Verificar que esta energía no sea superior a la realmente requerida por el sistema Observación: La CNE señala que a efectos de generar una muestra hidrológica que contenga situaciones más extremas que aquellas presentadas en la estadística del punto 1.5, y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico, se agregaron tres hidrologías a la estadística. Hasta ahora el criterio para elegir estas hidrologías a sido: a) Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año ), por el guarismo 0,8. b) Una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año ), por el guarismo 0,9. c) Una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. Justificación/propuesta: Se pide a la CNE verificar que para las centrales de pasada y de embalse se respete que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central incluso en la hidrología más húmeda que se agregó a la muestra histórica Observación: Los promedios de los factores de planta incluidos en el informe son: - SEN SING: 39% - SEN SIC-Norte: 31% - SEN-SIC-Sur: 37% El análisis del factor de planta real de las plantas eólicas instaladas muestra un factor de planta durante el año 2015 considerablemente menor, llegando este en promedio a un 23%. Justificación/propuesta: Se solicita a esta Comisión corregir los valores indicados para ser consistentes con los valores reales observados.

2 1.5. Observación: AES Gener S.A. considera que todos los factores de sobre costo deben ser aplicados sobre el correspondiente precio de nudo, el que es obtenido luego de la comparación con la banda de Precios Medios Libres, y no incorporado dentro del precio teórico de la energía. Justificación/propuesta: Aplicar los factores de sobrecosto después de la comparación con la banda de los Precios Libres Observación: La Comisión indica en el punto Indisponibilidad de Transmisión una tasa de indisponibilidad por transmisión de 0,00136 horas/km en el SEN-SIC y en el SEN- SING. Agradeceremos indicar el fundamento de dicha tasa. Justificación/propuesta: Justificar ambos valores Observación: Según se indica en el informe preliminar, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación, de tal forma que la demanda es abastecida instantáneamente en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada recién descrita, se subestima en forma sustancial el efecto de la indisponibilidad de generación cuando se producen fallas de transmisión, siendo en consecuencia un valor mínimo de indisponibilidad el determinado, dado que supone un ajuste instantáneo de la generación disponible a la demanda. Justificación/propuesta: Con el fin de realizar una mejor aproximación al efecto que tiene sobre el sistema la indisponibilidad de transmisión, se solicita a la Comisión que realice el siguiente procedimiento: - Efectuar un análisis del impacto estático y dinámico en la operación del sistema, con la desconexión de todos los tramos del sistema de transmisión definidos por la CNE. - Determinar las energías no suministradas en dichos casos, considerando el momento en que se produce la perturbación hasta el momento en que se normaliza el abastecimiento. - Valorizar las energías no abastecidas según el correspondiente al tramo del costo de falla intempestivo y el mayor costo de operación del sistema en que se incurrió, considerando los motores y otras unidades que debieron entrar transitoriamente. - Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema - Acumular las tasas de falla asociadas a cada tramo del sistema de transmisión y los montos de energía no suministrada y mayor costo de operación, obteniendo la indisponibilidad de transmisión en horas/año y el factor de sobre costo en unitario (p.u.) Observación: Nuevamente se ha omitido el cálculo del coeficiente de sobrecosto por Regulación de Frecuencia. Justificación/propuesta: Se solicita a la CNE corregir dicha omisión e incluir la metodología de cálculo y el valor resultante para dicho sobrecosto.

3 1.9. Observación: En la Tabla 24 no aparece ninguna central térmica, ya sea a carbón o a gas natural, en el periodo Enero 2025 a julio Sólo se incluyen central hidroeléctrica de 20 MW. En cambio se agregan al SIC un total de 1180 MW eólicos y 980 MW solares. Dada la gran penetración de tecnología ERNC eólica y solar, ambas caracterizadas por su alta volatilidad (la eólica minuto a minuto, y la solar con grandes rampas de subida y bajada de carga al amanecer y al anochecer), y a que no se incorpora generación térmica que mitigue estas oscilaciones, resulta del todo necesaria la incorporación de tecnologías que mitiguen estas fluctuaciones de ERNC intermitentes. Para ello, el Plan de Obras debe considerar los requerimientos de servicios complementarios que permitan mitigar en minutos las rampas de subida y bajada de las tecnologías intermitentes, así como incluir sistemas de almacenamiento / generación que permitan la rápida absorción e inyección de energía desde y hacia la red. Complementario a esto, los resultados finales de la Mesa ERNC (2015), estudio llevado a cabo por la GIZ y la Universidad de Chile a solicitud del Ministerio de Energía, muestran que al comparar un escenario de largo plazo que no considera restricciones operacionales para las centrales térmicas con otro asociado a un despacho horario que si las considera, se observa que para distintos niveles de penetración eólico-solar FV, el incremento en los costos totales (inversión, operación, falla y administración) en los escenarios con restricción fluctúa entre un 7% y un 22%. De este modo, si se consideran los costos adicionales, el costo marginal debería subir en un rango de US$5/MWh a US$12/MWh. Justificación/propuesta: Incluir centrales termoeléctricas o hidroeléctricas que permitan dar estabilidad al sistema Observación: Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que da cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Hacemos ver nuevamente que en la fijación de Precio de Nudo de Abril de 2009, aun cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como fórmula de indexación la variación del precio medio de mercado. Solicitamos que, en caso que repita esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado. Justificación/propuesta: Corregir la fórmula de indexación

4 2. EMELDA, GENPAC, NUEVA DEGAN 2.1. Observación: El precio de potencia del nudo Nogales 220kV corresponde a 5450$/kW/mes, mientras que el precio de potencia en el nudo Puerto Montt 220kV es de 5017$/kW/mes. No se comprende por qué el precio de la potencia de Puerto Montt 220 kv es inferior al de Nogales 220 kv, pues esto implicaría una señal de trasladar las centrales de punta desde el sur de Ciruelos al norte de Cautín. Justificación/propuesta: Se solicita la revisión de la definición de los subsistemas de potencia SEN-SIC Centro-Norte y SEN-SIC Sur, en consideración a que existe una señal económica inconsistente.

5 3. Termoeléctrica Los Espinos S.A Observación: El Informe Técnico Preliminar correspondiente al mes de junio 2017 fue informado a los coordinados el día 23 de junio, incumpliendo con lo estipulado en el artículo N 3 de la Resolución Exenta N 641 de 2016, la cual en su artículo N 3 establece lo siguiente: ".. Dentro de los primeros quince días del mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico definitivo a que se refiere el inciso anterior, la Comisión deberá poner en conocimiento del Coordinador y de los coordinados a través de éste, un informe técnico preliminar del cálculo de los precios de nudo según el procedimiento indicado en el artículo 162 de la ley, el que deberá contener lo señalado en el artículo 165 de la misma." Justificación/propuesta: Se solicita que los próximos Informes Técnicos Preliminares sean publicados en las s que establece la Resolución Exenta N Observaciones: Con el objetivo de dar una mayor seguridad al sistema, la Ley N establece que la Planificación de la Transmisión deberá abordar las obras de expansión necesarias al sistema eléctrico, considerando la Planificación Energética de largo plazo desarrollada por el Ministerio de Energía. En ese sentido, estimamos necesario que el actual Informe Técnico incluya, al igual que en versiones anteriores, el Plan Indicativo de Obras de Transmisión, con el objetivo de dar una mayor certidumbre de los planes de expansión y enviar una señal para futuros inversionistas. Justificación/propuesta: Se solicita a la CNE incluir en el informe Técnico Definitivo, el Plan Indicativo de Obras de Transmisión Observación: Si bien la comisión debe tomar como referencia las obras de generación y transmisión que se encuentren declaradas en construcción según lo estipulado en la Resolución Exenta N 262, estas obras no necesariamente entrarán en servicio en las s indicadas en la resolución, debido a posibles eventualidades que ocurren en el desarrollo de los proyectos. Lo anterior afecta en la proyección de costos marginales en las barras del sistema, lo que a su vez repercute directamente en la determinación de los subsistemas, ya que según el ITD, los subsistemas son determinados en función de los desacoples de los costos marginales. Justificación/propuesta: Se solicita una revisión de los criterios utilizados en la determinación de los subsistemas del Sistema Eléctrico Nacional, ya que según el ITD junio 2017, estos se originan en función de los desacoples de los costos marginales, los cuales pueden estar afectados directamente por las s de puesta en servicio de las obras de generación y transmisión declaradas en construcción que considera la CNE, las cuales no corresponden a una real de puesta en servicio.

6 4. Parque Solar Fotovoltaico Luz del Norte SpA 4.1. Observación: En las RE mensuales de Declaración se observa un retiro importante de proyectos y correspondientes MW al momento de acercarse a la PES estimada. Por ejemplo, la RE 315 de 22 junio 2017 revocó dos proyectos Vallesolar (74 MW, PES Agosto 18) y D. Carmen Diésel (48 MW, PES Mayo 17). Se solicita una aplicación más robusta de lo enunciado en la RE 659 de 2016, de manera a estabilizar la lista de Proyectos en Construcción para fines de planificación y cálculo de Precio de Nudo. Justificación/propuesta: Proyectos que no se ejecutarán y han sido declarados con PES para los próximos 48 meses pueden distorsionar materialmente el cálculo de P Nudo, especialmente aquellos con PES en la ventana de 6 meses. Se propone una revisión más frecuente junto a los desarrolladores para determinar si continúan manteniéndose las condiciones de cumplimiento, dando seguimiento a los hitos de las Cartas GANTT de cada proyecto Observación: Es probable que la transición energética produzca retiros de unidades de generación, situación que puede afectar la planificación y el cálculo de Precio de Nudo. Justificación/propuesta: Crear sección en Capítulo 1, específica al tema. En caso que no se tenga conocimiento de retiros futuros, declarar explícitamente esta situación Observación: Las declaraciones de costos de acuerdo a la Norma DO vigente (RE 495, 2016) fueron solicitadas por el CEN en cartas DE02261, 02260, 02259, 02263, y de finales de mayo 2017 a los generadores que utilizan biomasa. Las declaraciones actualmente disponibles no cumplirían con la norma en algunos casos, lo que a su vez puede afectar el resultado del modelo de planificación y cálculo de Precio de Nudo. Justificación/propuesta: Verificar cumplimiento de lo estipulado en Norma DO vigente RE 495, dado que variaciones en los Costos Variables de plantas generadoras a biomasa pudieran afectar el cálculo de precio de nudo ( dado que ciertas declaraciones caen en el rango US$/MWh) Observación: Al validar el modelo contra el desempeño real del sistema eléctrico en forma retrospectiva es posible identificar oportunidades de mejora que permitan mejorar el cálculo de Pnudo. Justificación/propuesta: Mejora continua. Se propone incluir una sección específica en el reporte a tal efecto.

7 5. Coordinador Eléctrico Nacional 5.1. Observación: Se sugiere corregir los siguientes parámetros del sistema de transmisión modelado (indicados en rojo). Definición líneas LinNom LinFecOpeIni LinFecOpeFin LinPotN-1A->B LinPotN-1B->A LinR LinX Miraje 220->Miraje 220 Aux MesEne-2016 * Encuentro 220->Miraje 220 Aux I MesEne-2016 * Encuentro 220->Miraje 220 Aux II MesEne-2016 * Miraje 220->Atacama 220 Aux I MesEne-2016 * Miraje 220->Atacama 220 Aux II MesEne-2016 * Salar 220->Chuquicamata 220 * * Crucero 220->Salar 220 * MesAbr Crucero 220->Chuquicamata 220 * MesAbr Crucero 220->El Abra 220 * * Crucero 220->Radomiro Tomic 220 * * O'higgins 220->Palestina 220 * * Palestina 220->Domeyko 220 * * Maitencillo 500->Maitencillo 220 MesEne-2018 * Polpaico 220->El Llano 220 * * El Llano 220->Los Maquis 220 * * Candelaria 220->Puente Negro 220 MesOct-2017 * Puente Negro220->Colbun 220 MesOct-2017 * Chena 220->Chena 110 * * Colbun 220->Ancoa 220 * * Charrua 220->Nueva Charrua 220 MesDic-2018 * Ancoa 500->Alto Jahuel 500 II MesEne-2014 * Ancoa 500->Alto Jahuel 500 * * Ancoa 500->Alto Jahuel 500 III MesOct-2015 * Ancoa 500->Alto Jahuel 500 IV MesEne-2016 * Ciruelos 220->Cautin 220 * MesOct Ciruelos 220->Rio Tolten 220 I * * Rio Tolten 220 Aux->Cautin 220 I * * Ciruelos 220->Rio Tolten 220 II MesNov-2019 * Rio Tolten 220 Aux->Cautin 220 II MesNov-2019 * Pichirropulli 220->Puerto Montt 220 MesJul-2021 MesDic Pichirropulli 220->Valdivia 220 MesMay-2018 MesAgo Justificación/propuesta: Modificaciones de parámetros y límites en hoja "Tabla Observaciones Transmisión"

8 5.2. Observación: Se sugiere corregir los siguientes parámetros del sistema de transmisión modelado (indicados en rojo). Mantenimientos LinFMan LinFecIni LinFecFin LinFManTip LinNom LinPotN-1A->B LinPotN-1B->A LinX T MesNov-2018 * F Puente Negro220->Colbun 220 * * T MesEne-2016 * F Ancoa 500->Ancoa 500 Aux * Justificación/propuesta: Modificaciones de parámetros y límites en hoja "Tabla Observaciones Transmisión" 5.3. Observación: El tramo "Polpaico220->El Llano 220" se encuentra duplicado con el tramo "Polpaico 220->El Llano 220". Justificación/propuesta: Eliminar tramo "Polpaico220->El Llano 220" 5.4. Observación: La reactancia utilizada para el tramo "Punta Sierra 220 Aux->Pelambres 220" parece baja, considerando una distancia aproximada de 140 kms, por lo que pareciera que se consideró la utilización de compensación serie en la línea. Justificación/propuesta: Aclarar si se considerará, o no, la utilización de compensación serie en el tramo "Punta Sierra 220 Aux->Pelambres 220" Observación: Se utiliza plan de obras de generación en construcción de acuerdo a lo señalado en la Resolución Exenta N 262 de Mayo de 2017, estando disponible la nueva Resolución Exenta N 315 de Junio de Principales modificaciones: - Central Ñuble de 136 MW, de puesta en servicio cambia desde Abril 2019 a Julio Central CTM3 conectada en S/E Changos, modifica de reubicación en S/E Changos cambia desde Junio 2017 a Marzo de 2018 (Archivo.dat indica Noviembre de 2017). - Se incorporan centrales en construcción, DAS, Degañ 2, Santuario Solar y PMG Antay I (Capacidad Instalada total de 19 MW) Justificación/propuesta: Se solicita actualizar plan de obras de generación en construcción de acuerdo a nueva Resolución Exenta N 315 de Junio Detalle de centrales a incorporar, modificar de puesta en servicio o revocar del plan en hoja "Tabla observaciones Generación"

9 Proyecto Propietario Tipo de Potencia Ubicación Barra de conexión Comparación Resolución Doña Carmen La Mina Las Turcas DAS IMELSA Colbún Sybac Diego de Almagro Solar Fotovoltaico Hidro - Pasada Fotovoltaico Fotovoltaico 8,0 Degañ 2 Nueva Degañ Diésel 16 Santuario Solar PMG Antay I Genpac Solar I Doña Carmen Valle Solar estimada de Interconexión R. Ex V Región Nogales - Los Vilos En servicio R.Ex 315 may V Región Loma Alta En servicio R.Ex 315 may-17 3 RM SE Mandinga En servicio R.Ex 315 may-17 III Región/SIC X Región/SIC Precio Nudo Informe may- 17 may- 17 may- 17 SE Diego de Almagro. Alimentador Diego de Agregada R.Ex 315 oct-17 Sin Almagro 23kV SE Degañ Agregada R.Ex 315 ago-17 Sin Precio Nudo DAT may- 17 may- 16 may- 17 Sin Sin Comentario Excluir del plan de obras de Gx por estar En Servicio Excluir del plan de obras de Gx por estar En Servicio Excluir del plan de obras de Gx por estar En Servicio Agregar central Agregar central PMGD Santuario Fotovoltaico 3 V Región SE San Rafael. Alimentador Agregada R.Ex 315 oct-17 Sin Sin Agregar Chacabuco 23 kv central Generadora del No está descripción en Sin Sin Agregar Fotovoltaico 9,0 III Región SE Cardones Agregada jun-17 Pacífico Resolución 315 central Eliminar central, Generadora del No está descripción en may- may- pues 13 III Región S/I Eliminada may-17 Pacífico Fotovoltaico resolución corresponde a PMG Antay I IMELSA Diésel 48 V Región Los Vilos - Nogales Revocada R.Ex 315 may-17 may- may- Eliminar central Alpín Sun Eliminar 74 III Región Cardones-Maitencillo Revocada R.Ex 315 ago-18 ago-18 ago-18 Fotovoltaico central Cabilsol Grenergy Fotovoltaico 3 V Región SE Cabildo Modificada R.Ex 315 jun-17 may-17 may-17 Modificar

10 CTM-3* Engie Diésel/gas II Región Cardones Don Eugenio Grenergy Fotovoltaico 3 VI Región SE El Manzano El Pelícano Sunpower Fotovoltaico 100 III Región Ñuble Eléctrica Puntilla Hidro Pasada 136 VIII Región Ancoa 220 Maitencillo - Punta Colorada Panquehue II Grenergy Fotovoltaico 6 V Región SE Panquehue Puerto Seco Solar PV Cerro Dominador Solar Pack Fotovoltaico 9 II Región SE Calama Abengoa Fotovoltaico 100 II Región Encuentro - Sierra Gorda Modificada Modificada Modificada Modificada Modificada Modificada Modificada R.Ex 315 mar-18 jun-17 nov-17 Modificar R.Ex 315 jul-17 may-17 may-17 Modificar R.Ex 315 jun-17 may-17 may-17 Modificar R.Ex 315 jul-22 abr-19 abr-19 Modificar R.Ex 315 jun-17 may-17 may-17 Modificar R.Ex 315 jul-17 jun-17 jun-17 Modificar R.Ex 315 jul-17 may-17 may-17 Modificar

11 5.6. Observación: Centrales Pelícano y El Romero se encuentran conectadas en Maitencillo 220 kv Justificación/propuesta: Modelar Barra Don Héctor 220 kv y conectar en ese punto las centrales Pelícano y El Romero Observación: Se modela la conexión de central Quilapilún en barra Los Maquis 220 kv Justificación/propuesta: Modelar conexión de central Quilapilún en barra Tap El Llano 220 kv u otra que represente el punto de conexión real Observación: No se modelan centrales comprometidas en licitaciones de suministro a clientes regulados Justificación/propuesta: Revisar pertinencia de incluir las centrales indicadas en la modelación Observación: Modelación en OSE no considera plan de mantenimiento mayor de la central San Isidro II (turbinas TG y TV, y válvulas principales de la TV), programado entre las semanas 40 a 50 del año Justificación/propuesta: Incluir en la modelación el mantenimiento indicado Observación: Modelación OSE no considera plan de mantenimiento general de la central Ventanas 01, programado para las semanas 38 a 39 y 43 a 44 del 2017, y entre las semanas 27 a 31 del año Justificación/propuesta: Incluir en la modelación el mantenimiento indicado Observación: Revisar capacidades de conductores. Justificación/propuesta: Considerar tabla adjunta

12 Línea Temperatura de Conductor [ C] Temperatura Ambiente [ C] Límite Térmico por circuito [MVA] Limite N-1 Pnudo [MVA] Comentarios Crucero - Radomiro Tomic Crucero - El Abra Crucero - Chuquicamata Crucero - Salar Salar - Chuquicamata Atacama - Miraje Miraje Encuentro I Radial Diferencia en capacidad de transmisión con información del Coordinador. Se sugiere utilizar un límite de transmisión de 218,3 [MVA] Radial Diferencia en capacidad de transmisión con información del Coordinador. Se sugiere utilizar un límite de transmisión de 218,3 [MVA] Radial Diferencia en capacidad de transmisión con información del Coordinador. Se sugiere considerar un límite de transmisión de 356,7 [MVA] Radial Diferencia en capacidad de transmisión con información del Coordinador. Se sugiere utilizar un límite de transmisión de 356,7 [MVA] Diferencia en capacidad de transmisión con información del Coordinador. Se sugiere utilizar un límite de transmisión de 458 [MVA], el que considera una temperatura ambiente de 25 C, más representativa de la zona. N-1 no considera redistribución de flujo lo cual es una buena aproximación, sin embargo, existe diferencia en la temperatura que se considera para cálculo de límite de transmisión, en donde se sugiere utilizar una temperatura ambiente de 35 C, con una capacidad de transmisión que corresponde a 245,8 [MVA] N-1 no considera redistribución de flujo lo cual es una buena aproximación, sin embargo, existe diferencia en la temperatura que se considera para cálculo de límite de transmisión, en donde se sugiere utilizar una temperatura ambiente de 35 C, con una capacidad de transmisión que corresponde a 245,8 [MVA]

13 6. Transelec 6.1. Observación: Se consideró en la modelación que las centrales Pelícano (100 MW) y El Romero (196 MW) se conectan en Maitencillo 220. No obstante, la central El Romero está en operación a través de un tap off a uno de los circuitos de la línea 2x220 kv Maitencillo Punta Colorada, aproximadamente a 34 km de la subestación Punta Colorada. Por su parte, el proyecto Pelícano está conectado a la subestación Don Héctor que secciona ambos circuitos de la misma línea. Creemos que es importante modelar adecuadamente la conexión de estas centrales, tomando en cuenta la capacidad de generación de ambos parques (296 MW) y que la línea 2x220 kv Maitencillo Punta Colorada presenta congestiones en algunos escenarios de despacho, lo cual afecta directamente los precios obtenidos con los modelos de operación económica de largo plazo. Justificación/propuesta: Se solicita modelar con una mayor precisión el punto de conexión las centrales Pelícano y El Romero Observación: Existen diferencias en las s de puesta en servicio de algunas obras de transmisión con respecto a las estimaciones de Transelec. Obra de transmisión Puesta en Servicio ITP Transelec Tercer Transformador 500/220 kv en S/E Alto Jahuel Jul-17 Ene-18 Aumento de capacidad de barras en S/E Encuentro Mar-18 May-18 S/E Seccionadora Quillagua Sep-18 Nov-18 S/E Seccionadora Nueva Valdivia Sep-18 Nov-18 Justificación/propuesta: Se solicita corregir las s de puesta en servicio de los proyectos indicados en la tabla Observación: En general existen diferencias en los límites de transmisión utilizados en el modelo con respecto a los considerados por el Coordinador en su Revisión 2016 de Expansión Troncal, y también en los límites N-1 de transformación. Las diferencias en los límites de transmisión impactan directamente en el precio de largo plazo del sistema, debido a posibles congestiones que no están siendo detectadas.

14 Tramo Límite (MW) ITP Coordinador Observaciones Transformación 500/220 kv Nueva Cardones Considerando sólo un banco de transformadores Transformación 500/220 kv Nueva Maitencillo Considerando sólo un banco de transformadores Transformación 500/220 kv Nueva Pan de Azúcar Considerando sólo un banco de transformadores Alto Jahuel 500->Ancoa Cuatro circuitos 500 kv entre Ancoa - A. Jahuel Transformación Ancoa 500/220 kv Considerando dos bancos de transformadores Transformación Polpaico 500/220 kv Considerando dos bancos de transformadores Transformación Alto Jahuel 500/220 kv Previo a la entrada del tercer banco de transformadores Tres transformadores. Previo a la entrada de S/E Nueva Transformación Charrúa 500/220 kv Charrúa Colbún 220->Ancoa Temuco 220->Cautin Justificación/propuesta: Se sugiere revisar los límites de transmisión utilizados en la modelación y ajustarlos con lo señalado por el Coordinador Observación: No se indican las barras de conexión de las centrales utilizadas en la modelación (Tabla 12: Obras de generación en construcción.) Justificación/propuesta: Se solicita incorporar en la tabla el punto de conexión de las centrales considerado en la modelación.

15 7. Anpac Energía 7.1. Observación: Con la publicación de la ley del Ministerio de Hacienda publicada el 29 de septiembre de 2014, modificada por la ley de octubre de 2016, empezó a regir el impuesto a las emisiones indicado en el artículo 8 de ésta ley, donde se indica que: Para los efectos de lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 149 del decreto con fuerza de ley N 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, ley General de Servicios Eléctricos, el impuesto que establece el presente artículo no deberá ser considerado en la determinación del costo marginal instantáneo de energía, cuando éste afecte a la unidad de generación marginal del sistema. No obstante, para las unidades cuyo costo total unitario, siendo éste el costo variable considerado en el despacho, adicionado el valor unitario del impuesto, sea mayor o igual al costo marginal, la diferencia entre la valorización de sus inyecciones a costo marginal y a dicho costo total unitario, deberá ser pagado por todas las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía del sistema, a prorrata de sus retiros, debiendo el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo, adoptar todas las medidas pertinentes para realizar la reliquidación correspondiente. Como se menciona en el artículo 8 de la ley , el Costo Total Unitario corresponde al verdadero costo variable de las unidades afectas al impuesto a las emisiones desde el punto de vista económico, dado que el cobro por concepto del impuesto a las emisiones varía según la producción de energía de las unidades contaminantes. El mismo artículo 8 de la ley indica que el Costo Total Unitario no debe ser considerado para el cálculo del costo variable efectivo a ser considerado en el resto de los cálculos indicados en la Ley General de Servicio Eléctricos (LGSE) y reglamentos que nacen de esta ley (Decreto con Fuerza de Ley N 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Construcción publicado 05 de febrero 2007, con última modificación dada por la Ley del 20 de julio de 2016 del Ministerio de Energía). Por esto, consideramos que debe ser este Costo Total Unitario el que debe ser considerado como el costo variable de las unidades térmicas en el Informe de Precio de Nudo de Corto Plazo del segundo semestre de 2017 (así como en todos los cálculos que nacen de la LGSE y que no quedan contenidos en la exclusión del art. 8 de la ley ), particularmente pero sin limitar, en: 1. Los cálculos de análisis de determinación de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual en una o más subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional, conforme a los balances de demanda y oferta de potencia en los subsistemas definidos al efecto, de acuerdo a las disposiciones establecidas en el artículo 162, numeral 3 de la LGSE, así como en la tasa de descuento que deben exigir a su patrimonio para ser rentables considerando sus costos adicionales asociados al impuesto a las emisiones del art. 8 de la ley Los cálculos de Reconocimiento de capacidad de las unidades de generación indicado por el reglamento de Potencia de Suficiencia contenido en el Decreto Supremo N 63 de 16 de junio de 2006 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción modificado por última vez por el Decreto N 130 de 31 de diciembre de 2012, dado que esto puedo afectar los balances de demanda y ofertas de potencia indicados en el punto 1.

16 3. Los cálculos de los costos por prestar los servicios complementarios de regulación de tensión y frecuencia, así como en los cálculos de los costos de falla del sistema.

17 8. Central Cardones S.A Observación: En el plan de obras de transmisión, se observa que la "Nueva Línea Pan de Azúcar - Polpaico" entrará en operación en enero de Sin embargo, tanto el Gerente General de la empresa Interchile y como el Secretario Ejecutivo de la CNE, han declarado que esta línea "ya contempla un retraso de algunos meses" debido a "los largos tiempos de aprobaciones de permisos ambientales sectoriales y concesiones" y que esperan que entre en operación en el mejor de los casos en marzo El Servicio de Evaluación Ambiental señala que recién a principios de junio de 2017 se ingresó una variante del trazado de la línea entre Pan de Azúcar y Polpaico, lo cual debe ser aún aprobado ambientalmente, lo cual ratifica el estado de atraso la línea. Por último, el supuesto de entrada en operación de la línea Pan de Azúcar -Polpaico, es de vital importancia dado que impacta directamente el período de vigencia de la Fijación Junio 2017, para los meses Octubre 2017 a Marzo Justificación/propuesta: De acuerdo a la información anterior, se solicita modificar la de puesta en servicio de la "Nueva Línea Pan de Azúcar - Polpaico" a Marzo de Observación: El Informe Preliminar define 3 subsistemas: SEN-SING, SEN-SIC Centro Norte y SEN-SIC Sur, eliminándose el subsistema SIC-norte existente en los informes de precios de nudo anteriores Justificación/propuesta: Se solicita a la Comisión adjuntar como anexo al informe los respaldos técnicos y económicos que justifiquen la definición de los tres subsistemas con sus respectivas subestaciones básicas de potencia Incorporar en la definición de subsistemas el atraso de la línea de ISA (Pan de Azúcar - Polpaico 2x500 kv), dado que distorsiona el período de fijación de precio de nudo Oct.17-Mar.18, en el entendido que su entrada en operación sería en marzo