FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2008 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

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1 FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2008 SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) INFORME TÉCNICO PRELIMINAR MARZO DE 2008 SANTIAGO CHILE

2 ÍNDICE 1.- INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES GENERALES Previsión de Demanda Precios de Dólar Observado Precios de Combustibles Referencia de Precios de Diesel Referencia de Precios del Carbón Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL) PREVISIÓN DE DEMANDA PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING NIVEL DE PRECIOS COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y COSTO DE FALLA COSTO DE RACIONAMIENTO TASA DE ACTUALIZACIÓN CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS INDEXACIÓN Precio de la Potencia Punta Precio de la Energía CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES ANEXO Nº 2: RESTRICCIONES PARA EL USO DEL GAS NATURAL ANEXO Nº 3: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE PUNTA Precio Básico de Energía Precio Básico de la Potencia de Punta ANEXO Nº 5: CALIDAD DE SUMINISTRO Simplificaciones Adoptadas Calidad de Suministro ANEXO Nº 5: CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN BASES, METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES Introducción Modelo de Factores de Penalización Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Resultados Diagrama Unilineal Simplificado ANEXO Nº 6: PLAN DE OBRAS Introducción Metodología Proyectos de Generación Alternativas de Expansión del Parque Generador Obras de Transmisión Escenarios de Generación Escenario de Demanda Precios de Combustibles Costo y Emplazamiento de Centrales Centrales a Carbón Centrales de Ciclo Combinado Centrales tipo Turbina Diesel Resultados ANEXO Nº 7: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA Introducción Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y Comercial Fórmula de Indexación Comunas Consideradas Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo Componentes del Costo de Falla Productivo Componentes del Costo de Falla Productivo Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio SING Indexadores Indexación Tramos de Costo de Falla Medio

3 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CÁLCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE ABRIL DE INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos por la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, en la determinación de los precios de nudo del SING, el cual tiene una potencia instalada igual o superior a 200 MW, efectuándose en él distribución de Servicio Público, sujeta a la regulación de precios a que se refieren los artículos 147, 155 y siguientes del DFL Nº4/06. Debe tenerse presente que este sistema eléctrico es abastecido 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. No obstante lo anterior, y en virtud de que en la presente fijación se ha establecido el programa de obras de generación necesario para los próximos 10 años, los costos marginales de energía se han calculado para un período de 48 meses, de acuerdo al artículo 162 del DFL Nº 4/06. Los valores de costos que deban estar expresados a las fechas correspondientes para esta fijación y las fórmulas de indexación resultantes de estos valores podrán variar en el Informe Técnico Definitivo, así como los resultados finales de Precios de Nudo. 2.- ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles, Programa de Obras, y resultados determinados en la presente fijación, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes: Previsión de Demanda De acuerdo a la información hecha llegar a esta Comisión por la Dirección de Operación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante CDEC-SING, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución que se muestra a continuación: 2

4 Gráfico Nº 1: Ventas Mensuales de Energía del SING, Febrero Enero ,200 1, Ventas SING Tasa Acumulada 12 meses 7.5% 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5% GWh % 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06 Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07 Ene % 1.0% 0.5% 0.0% Precios de Dólar Observado La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de febrero de 2008, utilizado en el presente informe definitivo, respecto del dólar observado promedio de septiembre de 2007, utilizado en la última fijación de precio de nudo, es de un -9,6 %. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado desde septiembre 2005 a marzo Gráfico Nº 2: Evolución Promedio Dólar Observado Septiembre Marzo

5 600 Dólar 580 Tipo de Cambio [$/US$] Sep-2005 Oct Precios de Combustibles Nov-2005 Dic-2005 Ene-2006 Feb-2006 Mar-2006 Abr-2006 May-2006 Jun-2006 Jul-2006 Ago-2006 Sep-2006 Oct-2006 Nov-2006 Dic-2006 Ene-2007 Feb Mar-2007 Abr-2007 May-2007 Jun-2007 Jul-2007 Ago-2007 Sep-2007 Oct-2007 Nov-2007 Dic-2007 Ene-2008 Feb-2008 Mar-2008 Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SING, contenidos en la programación semanal del CDEC-SING vigente al día 29 de febrero de La información mencionada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SING en respuesta a la carta CNE Nº0318/2008 del 25 de febrero de Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SING se entregan en el punto 6 de este informe, resumidos en el cuadro Nº 4, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión. Dólar Referencia de Precios de Diesel Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo básico de la energía, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petróleo Brent a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 25 US$/bbl, por lo menos desde enero de Durante el año 2007, dicho valor alcanzó niveles superiores a los 90 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio Brent desde enero de 1986 al mes de enero de La variación experimentada entre septiembre de 2007 y febrero de 2008 es un aumento de 23,63%. Gráfico Nº 3: Evolución Petróleo Brent, Período Enero Enero

6 Perfil Petroleo Brent Enero 1986-Enero 2008 Precio Petróleo Brent [US$/bbl] Ene-86 Ene-87 Ene-88 Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene Referencia de Precios del Carbón Este insumo también ha presentado importantes variaciones en los últimos meses, tal como se aprecia en el gráfico siguiente, en el cual se muestra los precios para las centrales a carbón relevantes del SING. Gráfico Nº 4: Evolución Precios Carbón, Período Enero 2000-Febrero 2008 (US$/Ton) Ene-00 May-00 U12 NTO1 CTM1 CTTAR Sep-00 Ene-01 May-01 Sep-01 Ene-02 May-02 Sep-02 Ene-03 May-03 Sep-03 Ene-04 May-04 Sep-04 Ene-05 May-05 Sep-05 Ene-06 May-06 Sep Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL) Ene-07 May-07 Sep-07 Ene-08 5

7 En la presente fijación esta Comisión utilizo la siguiente proyección de precios de GNL: Cuadro Nº 1: Previsión de precios de GNL PREVISIÓN DE DEMANDA Año Precio US$/MMBTU , , , , , , en adelante 8,34 En el cuadro N 2 se presenta la previsión preliminar de demanda para el SING. Cuadro N 2 : Previsión de Demanda PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Año Sistema [GWh] Tasa Sistema ,3% ,7% ,9% ,6% ,2% ,1% ,7% ,6% ,6% ,6% ,6% Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA del Sistema Interconectado 1 Precio GNL corresponde a precio promedio futuros NYMEX para Henry Hub, hasta 2013 (cierre del ). Desde 2014 en adelante se mantiene el último precio futuro Nymex disponible. No incluye costo fijo de regasificación. 2 Modificado de acuerdo a nuevos antecedentes y evolución observada de ventas de energía en el SING. 6

8 del Norte Grande, fijación de precios de Nudo Abril 2008, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING En virtud de las restricciones de Gas Natural impuestas por la autoridad Argentina, se viabiliza la oportunidad de desarrollar una planta regasificadora de gas natural licuado, GNL, en el SING. A partir de lo anterior, es posible recomendar la operación de las unidades de ciclo combinado existentes con uso de GNL y desarrollar la expansión del sistema de acuerdo a los siguientes proyectos: Cuadro N 3 : Proyectos de Generación en Construcción y Recomendados. Costo Potencia Tipo de Unidad Conexión Fecha Puesta Unitario de Inversión Central Tipo Neta [MW] Generadora SING En Servicio [US$/kW] CT ANDINA I En construcción 150 Térmica Carbón Chacaya 220 Jul-10 CT ANDINA II En construcción 150 Térmica Carbón Chacaya 220 Ene-11 U16d Recomendadas 300 Térmica Diesel Tocopilla 220 Ene-09 BARRILES Recomendadas 100 Térmica Fuel Oil Tocopilla 220 Jul-09 TARAPACA I Recomendadas 200 Térmica Carbón Tarapacá 220 Jul DIESEL I Recomendadas 100 Térmica Diesel Parinacota 220 Jul DIESEL II Recomendadas 100 Térmica Diesel Crucero 220 Ene TARAPACA II Recomendadas 200 Térmica Carbón Tarapacá 220 Abr MEJILLONES I Recomendadas 200 Térmica Carbón Chacaya 220 Jul MEJILLONES II Recomendadas 200 Térmica Carbón Chacaya 220 Jul En el Anexo Nº 6 del presente informe se presentan las bases utilizadas para la elaboración del plan de obras presentado anteriormente. 5.- NIVEL DE PRECIOS Todos los costos utilizados en los cálculos del presente informe, corresponden a los precios existentes a Febrero de 2008, de acuerdo a lo establecido en el artículo 162, número siete, del DFL N 4/06. 3 Modificado según Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de

9 La tasa de cambio utilizada corresponde al valor promedio del mes de Febrero de 2008, del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central (467,22 [$/US$]). 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y COSTO DE FALLA Los costos variables de cada unidad, presentados en el cuadro N 4, se han obtenido de acuerdo a lo establecido en el artículo 162 del DFL N 4/06, utilizando los valores vigentes a Febrero de 2008 para cada uno de ellos. Las potencias netas han sido limitadas a 300 [MW], conforme a los antecedentes recabados por la Comisión respecto de las restricciones operacionales del SING. Para determinar los precios del carbón, de las mezclas carbón-petcoke, de los combustibles líquidos y del gas natural, puesto en cada central, se consideró el valor informado por la Dirección de Operación del CDEC-SING en carta CDEC- SING A-0033/2008 de fecha 3 de marzo de 2008, en respuesta a la solicitud de antecedentes efectuada por la Comisión Nacional de Energía mediante carta CNE Nº0318/2008 del 25 de febrero de En el Anexo Nº1 se muestra un cuadro resumen de estos precios. Las restricciones a las importaciones de Gas Natural proveniente desde Argentina han sido modeladas conforme los criterios y consideraciones que se detallan en el Anexo Nº2. 8

10 Cuadro N 4 : Costos Variables de Operación Potencia Puesta Tasa de salida Tipo Porcentaje Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Propietario Central Unidad Neta en forzada de de de Consumo Específico Costo de de no Comb. [MW] Servicio (%) Combustible Mezcla Específico Combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] EECSA CAVANCHA CAVA 2, % Hidro EDELNOR CHAPIQUIÑA CHAP 10, % Hidro DIESEL ANTOFAGASTA GMAN 16, % Diesel - ton/mwh 0,2449 US$/ton 854,24 25,67 234,9 MAAN 11, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 100% - 0% ton/mwh 0,2748 US$/ton 854,24 49,44 284,2 DIESEL ARICA GMAR 8, % Diesel - ton/mwh 0,2506 US$/ton 842,56 9,20 220,3 M1AR 2, % Diesel - ton/mwh 0,2564 US$/ton 842,56 9,20 225,2 M2AR 2, % Diesel - ton/mwh 0,2556 US$/ton 842,56 9,20 224,6 DIESEL IQUIQUE MIIQ 2, % Diesel - ton/mwh 0,2563 US$/ton 856,20 9,90 229,3 SUIQ 4, % Diesel - ton/mwh 0,2771 US$/ton 856,20 9,90 247,2 TGIQ 23, % Diesel - ton/mwh 0,3236 US$/ton 856,20 1,70 278,8 MAIQ 5, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 24% - 76% ton/mwh 0,2570 US$/ton 565,54 7,90 153,2 MSIQ 5, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 23% - 77% ton/mwh 0,2276 US$/ton 561,60 4,70 132,5 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154, % Mezcla Carbón - Petcoke 80% - 20% ton/mwh 0,4350 US$/ton 109,21 2,08 49,6 CTM2 164, % Mezcla Carbón - Petcoke 80% - 20% ton/mwh 0,4154 US$/ton 109,21 2,56 47,9 CTM3 243, % Gas Natural - Mbtu/MWh 7,1080 US$/Mbtu 5,15 1,40 38,0 CTM3d 243, % CC-Diesel - ton/mwh 0,2110 US$/ton 850,93 7,21 186,8 en arriendo DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 28% - 72% ton/mwh 0,2368 US$/ton 584,06 9,00 147,3 ELECTROANDINA TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79, % Carbón - ton/mwh 0,5113 US$/ton 122,31 2,97 65,5 U13 79, % Carbón - ton/mwh 0,4887 US$/ton 122,31 2,97 62,7 U14 120, % Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% ton/mwh 0,4510 US$/ton 122,31 2,00 57,2 U15 122, % Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% ton/mwh 0,4343 US$/ton 122,31 2,00 55,1 TG1 24, % Diesel - m3/mwh 0,3980 US$/m3 613,23 0,99 245,1 TG2 24, % Diesel - m3/mwh 0,3980 US$/m3 613,23 0,99 245,1 U10 36, % Fuel Oil - m3/mwh 0,3010 US$/m3 462,08 1,19 140,3 U11 36, % Fuel Oil - m3/mwh 0,3010 US$/m3 462,08 1,19 140,3 TG3 37, % Gas Natural - Mbtu/MWh 12,3781 US$/Mbtu 5,32 0,99 66,8 TG3d 37, % TG-Diesel - m3/mwh 0,3140 US$/m3 613,23 0,99 193,5 U16 300, % Gas Natural - Mbtu/MWh 6,8533 US$/Mbtu 5,32 0,80 37,3 NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127, % Carbón - ton/mwh 0,4008 US$/ton 112,64 1,66 46,8 NTO2 131, % Carbón - ton/mwh 0,3970 US$/ton 112,64 1,63 46,3 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ CTTAR 148, % Carbón - ton/mwh 0,4460 US$/ton 119,33 1,40 54,6 TGTAR 23, % Diesel - ton/mwh 0,3340 US$/ton 944,93 0,41 316,0 ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0, % Diesel - ton/mwh 0,3000 US$/ton 849,83 14,00 268,9 DEUTZ 2, % Diesel - ton/mwh 0,3300 US$/ton 849,83 15,00 295,4 GAS ATACAMA ATACAMA CC % Gas Natural - Mbtu/MWh 7,5582 US$/Mbtu 3,97 2,08 32,1 CC1d % CC-Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 715,06 7,83 171,1 CC % Gas Natural - Mbtu/MWh 7,5582 US$/Mbtu 3,97 2,08 32,1 CC2d % CC-Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 715,06 7,83 171,1 AES GENER SALTA CC SALTA % Gas Natural - Mbtu/MWh 6,7475 US$/Mbtu 1,89 2,92 15,7 CCd SALTA % CC-Diesel - m3/mwh 0,1890 US$/m3 856,89 3,95 165,9 ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0, % Diesel - ton/mwh 0,2870 US$/ton 848,62 5,00 248,6 ZOFRI_2 5, % Diesel - ton/mwh 0,2870 US$/ton 848,62 2,00 245,6 PLAN DE OBRAS PLAN DE OBRAS EN CONSTRUCCION CT ANDINA I 150 Jul % Carbón - ton/mwh 0,4000 US$/ton 122,31 6,00 54,9 CT ANDINA II 150 Ene % Carbón - ton/mwh 0,4000 US$/ton 122,31 6,00 54,9 PLAN DE OBRAS RECOMENDADAS U16d 300 Ene % Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 613,23 7,83 147,8 BARRILES 100 Jul % Fuel Oil - m3/mwh 0,2256 US$/m3 462,08 6,00 110,3 TARAPACA I 200 Jul % Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 119,33 3,00 48,0 DIESEL I 100 Jul % Diesel - m3/mwh 0,2700 US$/m3 842,56 3,00 229,0 DIESEL II 100 Ene % Diesel - m3/mwh 0,2700 US$/m3 842,56 3,00 229,0 TARAPACA II 200 Abr % Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 119,33 3,00 48,0 MEJILLONES I 200 Jul % Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 122,31 3,00 49,2 MEJILLONES II 200 Jul % Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 122,31 3,00 49,2 9

11 7.- COSTO DE RACIONAMIENTO Los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo Nº 276 del Reglamento Eléctrico 327/99 7, son los siguientes: CUADRO N 5: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 508, % 769, % 1026,32 Sobre 20% 1113,33 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 7. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 508,84 [US$/MWh] Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía. 8.- TASA DE ACTUALIZACIÓN Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº 4/06. 7 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del Costo de Falla de larga duración, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN EN LOS SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327/99, artículo 277, y fue comunicado a las empresas generadoras mediante carta CNE Nº 1409, con fecha 20 de septiembre de 2007, dirigida al Sr. Presidente del Directorio del CDEC-SING. 10

12 9.- CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS Para determinar los costos marginales de energía se hizo un llenado de la curva monótona de carga utilizando el modelo multinodal OSE2000, el cual permite una completa modelación del sistema, en donde cada uno de los componentes se representa con la profundidad requerida, manteniendo un nivel de detalle acorde entre las diferentes partes de la modelación. La utilización de este modelo permite la representación detallada del sistema de transmisión del SING, además de la incorporación de la totalidad de las unidades generadoras existentes y futuras. En el Anexo Nº 3 se muestra el cálculo del precio básico de la energía en el nudo Crucero determinado como el nudo básico del sistema. El precio básico de la energía obtenido de los cálculos fue de 64,539 [$/kwh]. El costo marginal de la potencia de punta se obtuvo a partir del costo de ampliar la capacidad instalada mediante turbinas a gas de tamaño y características adecuadas al SING. El precio básico de la potencia de punta resulta igual a 3.938,99 [$/kw/mes] en el nudo Parinacota 220 kv, por ser éste el nudo en donde se necesita incrementar la capacidad de generación para el horizonte de evaluación pertinente, de acuerdo a los cálculos que se detallan en el Anexo N 3. En el resto del sistema se consideran factores de penalización de potencia de acuerdo a las bases del Anexo Nº 5. Finalmente, los factores de penalización y los precios básicos, tanto de energía como de potencia de punta, se presentan en el cuadro N 6. 11

13 Cuadro N 6 : Factores de Penalización y Precios Básicos* Factor de Factor de Precio Básico NUDO Penalización Penalización Precio Básico Mensual de la de la Energía de la Potencia de la Energía Potencia de Punta (US$/MWh) ($/kwh) (US$/kW-mes) ($/kw-mes) ARICA*** 0,9683 0, ,756 62,494 7, ,51 POZO ALMONTE*** 1,0364 0, ,164 66,889 8, ,54 PARINACOTA*** 1,0805 1, ,255 69,735 8, ,94 CONDORES*** 1,0553 0, ,774 68,109 8, ,74 TARAPACA*** 1,0223 0, ,216 65,979 7, ,39 LAGUNAS*** 1,0410 0, ,799 67,186 8, ,60 CRUCERO** 1,0000 0, ,135 64,540 7, ,59 ENCUENTRO** 1,0059 0, ,950 64,921 7, ,92 CENTRAL ATACAMA*** 1,0030 0, ,550 64,734 7, ,98 CHACAYA*** 0,9744 0, ,599 62,888 7, ,80 CAPRICORNIO*** 0,9816 0, ,594 63,352 7, ,93 MANTOS BLANCOS*** 1,0017 0, ,370 64,650 7, ,98 MEJILLONES*** 0,9709 0, ,116 62,662 7, ,97 ANTOFAGASTA*** 0,9978 0, ,831 64,398 7, ,95 ESMERALDA*** 1,0196 0, ,843 65,805 7, ,61 * : Conforme al Artículo 17 transitorio inciso tercero del DFL Nº 4/06. ** : Subestaciones troncales conforme al Artículo 14 transitorio del DFL Nº 4/06. ***: Otras subestaciones del sistema eléctrico. Los valores de costos que deban estar expresados a las fechas correspondientes para esta fijación y las fórmulas de indexación resultantes de estos valores podrán variar en el Informe Técnico Definitivo, así como los resultados finales de Precios de Nudo. Ppot 10.- INDEXACIÓN Precio de la Potencia Punta DOL 1 + d PPIturb PPI p IPC [ US$ kw mes] = Pbpot coef1 + coef 2 + coef 3 + coef 4 DOLo 1 + do PPIturbo PPI 0 IPM IPMpo Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPC Central [MW] Central [MW] COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4 Parinacota 50 0, , , ,32193 IPCo 12

14 En que: DOL : d : IPC e IPM p : Valor promedio del tipo de cambio observado del dólar EEUU del mes anterior al que aplique la indexación publicado por el Banco Central. Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique. Índices de precios al consumidor y de precios al por mayor publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se aplique la indexación. PPIturb : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics ( pcu ) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. PPI : Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor Statistics ( WPU ) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. DOL 0 : Dólar observado EEUU promedio del mes de Febrero de 2008 publicado por el Banco Central (467,22 [$/US$]) d o : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique (6%). IPC o e IPM po : Valores de IPC y de IPM correspondientes a Enero de 2008 (130,90 y 262,06 respectivamente). PPIturb 0 : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de Septiembre de 2007 (167,80). PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de Septiembre de 2007 (173,5). 13

15 Precio de la Energía El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado de acuerdo a la siguiente expresión: Donde: PMM i Precio Energía = Precio Base PMM O PMM i : PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión correspondientes a la ventana de cuatro meses que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio. Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión correspondientes a la ventana de cuatro meses que incluye los meses de noviembre y diciembre de 2007, y enero y febrero de El primer día hábil de cada mes la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico el valor del PMMi respectivo para efectos de la aplicación de la fórmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC) al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2007 varían en un 0,56%, cifra que corresponde a la variación del tipo de cambio entre Septiembre de 2007 y Febrero de 2008, y a la variación del IPM de Estados Unidos entre Julio de 2007 y Enero de Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el cuadro N 6 y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público horariamente de acuerdo al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 14

16 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 N 6 para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. 4. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos. El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el cuadro Nº 6 será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo La aplicación de los cargos presentados en el cuadro Nº 6 se deberá realizar considerando el desglose del cuociente entre la energía reactiva inductiva y energía activa para cada uno de los tramos indicados. Así en caso de que dicho cuociente exceda el rango exento de pago comprendido entre 0% y 20% sólo se deberá aplicar el cargo al exceso por sobre el 20%. Dicho exceso deberá dividirse en cada uno de los rangos indicados en el cuadro Nº 6 pagando el valor del rango respectivo hasta alcanzar el valor total del cuociente. En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora la Dirección de Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los cargos presentados en el cuadro Nº 7 según corresponda. Cuadro N 7 : Cargos por Energía Reactiva Inductiva según Nivel de Tensión de Punto de Compra Cargo para tensión Cargo para tensión Cargo para tensión Cuociente superior a 100 kv entre 100 kv y 30 kv inferior a 30 kv (%) $/kvarh $/kvarh $/kvarh Desde 0 y hasta 20 0,0 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,001 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 7,205 7,205 0,0 Sobre 40 y hasta 50 7,205 7,205 7,205 Sobre 50 y hasta 80 9,600 9,600 9,600 Sobre 80 11,996 11,996 11,996 15

17 12.- ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios del carbón de las mezclas de carbón-petcoke de los combustibles líquidos y del gas natural en las distintas centrales se determinaron de acuerdo a los valores informados por la Dirección de Operación del CDEC-SING en carta CDEC-SING A-0033/2008 de fecha 3 de marzo de 2008, en respuesta a la solicitud de antecedentes efectuada por la Comisión Nacional de Energía mediante carta CNE Nº 0318/2008 del 25 de febrero de Cuadro Nº 8: Precio de Combustibles en Centrales Potencia Tipo Porcentaje Unidades Consumo Unidades Costo Propietario Central Unidad Neta de de de Consumo Específico Costo de de [MW] Combustible Mezcla Específico Combustible Combustible EECSA CAVANCHA CAVA 2,6 Hidro EDELNOR CHAPIQUIÑA CHAP 10,1 Hidro DIESEL ANTOFAGASTA GMAN 16,7 Diesel - ton/mwh 0,2449 US$/ton 854,24 MAAN 11,3 Mezcla Diesel - Fuel Oil 100% - 0% ton/mwh 0,2748 US$/ton 854,24 DIESEL ARICA GMAR 8,4 Diesel - ton/mwh 0,2506 US$/ton 842,56 M1AR 2,9 Diesel - ton/mwh 0,2564 US$/ton 842,56 M2AR 2,8 Diesel - ton/mwh 0,2556 US$/ton 842,56 DIESEL IQUIQUE MIIQ 2,8 Diesel - ton/mwh 0,2563 US$/ton 856,20 SUIQ 4,1 Diesel - ton/mwh 0,2771 US$/ton 856,20 TGIQ 23,6 Diesel - ton/mwh 0,3236 US$/ton 856,20 MAIQ 5,6 Mezcla Diesel - Fuel Oil 24% - 76% ton/mwh 0,2570 US$/ton 565,54 MSIQ 5,9 Mezcla Diesel - Fuel Oil 23% - 77% ton/mwh 0,2276 US$/ton 561,60 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 Mezcla Carbón - Petcoke 80% - 20% ton/mwh 0,4350 US$/ton 109,21 CTM2 164,0 Mezcla Carbón - Petcoke 80% - 20% ton/mwh 0,4154 US$/ton 109,21 CTM3 243,2 Gas Natural - Mbtu/MWh 7,1080 US$/Mbtu 5,15 CTM3d 243,2 CC-Diesel - ton/mwh 0,2110 US$/ton 850,93 en arriendo DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 Mezcla Diesel - Fuel Oil 28% - 72% ton/mwh 0,2368 US$/ton 584,06 ELECTROANDINA TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79,6 Carbón - ton/mwh 0,5113 US$/ton 122,31 U13 79,8 Carbón - ton/mwh 0,4887 US$/ton 122,31 U14 120,1 Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% ton/mwh 0,4510 US$/ton 122,31 U15 122,0 Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% ton/mwh 0,4343 US$/ton 122,31 TG1 24,6 Diesel - m3/mwh 0,3980 US$/m3 613,23 TG2 24,8 Diesel - m3/mwh 0,3980 US$/m3 613,23 U10 36,0 Fuel Oil - m3/mwh 0,3010 US$/m3 462,08 U11 36,0 Fuel Oil - m3/mwh 0,3010 US$/m3 462,08 TG3 37,2 Gas Natural - Mbtu/MWh 12,3781 US$/Mbtu 5,32 TG3d 37,2 TG-Diesel - m3/mwh 0,3140 US$/m3 613,23 U16 300,0 Gas Natural - Mbtu/MWh 6,8533 US$/Mbtu 5,32 NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127,4 Carbón - ton/mwh 0,4008 US$/ton 112,64 NTO2 131,9 Carbón - ton/mwh 0,3970 US$/ton 112,64 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ CTTAR 148,5 Carbón - ton/mwh 0,4460 US$/ton 119,33 TGTAR 23,7 Diesel - ton/mwh 0,3340 US$/ton 944,93 ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0,7 Diesel - ton/mwh 0,3000 US$/ton 849,83 DEUTZ 2,0 Diesel - ton/mwh 0,3300 US$/ton 849,83 GAS ATACAMA ATACAMA CC1 300 Gas Natural - Mbtu/MWh 7,5582 US$/Mbtu 3,97 CC1d 300 CC-Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 715,06 CC2 300 Gas Natural - Mbtu/MWh 7,5582 US$/Mbtu 3,97 CC2d 300 CC-Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 715,06 AES GENER SALTA CC SALTA 200 Gas Natural - Mbtu/MWh 6,7475 US$/Mbtu 1,89 CCd SALTA 200 CC-Diesel - m3/mwh 0,1890 US$/m3 856,89 ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0,9 Diesel - ton/mwh 0,2870 US$/ton 848,62 ZOFRI_2 5,2 Diesel - ton/mwh 0,2870 US$/ton 848,62 CT ANDINA I 150 Carbón - ton/mwh 0,4000 US$/ton 122,31 PLAN DE OBRAS EN CONSTRUCCION CT ANDINA II 150 Carbón - ton/mwh 0,4000 US$/ton 122,31 RECOMENDADAS U16d 300 Diesel - m3/mwh 0,2283 US$/m3 613,23 BARRILES 100 Fuel Oil - m3/mwh 0,2256 US$/m3 462,08 TARAPACA I 200 Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 119,33 DIESEL I 100 Diesel - m3/mwh 0,2700 US$/m3 842,56 DIESEL II 100 Diesel - m3/mwh 0,2700 US$/m3 842,56 TARAPACA II 200 Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 119,33 MEJILLONES I 200 Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 122,31 MEJILLONES II 200 Carbón - ton/mwh 0,3900 US$/ton 122,31 Los precios contenidos en el cuadro anterior se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones del cuadro Nº9 y cuadro Nº10. Para el carbón y la mezcla carbón-petcoke la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón térmico. Para los combustibles diesel fuel y mezcla diesel-fuel la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI. 16

18 Cuadro Nº 9: Proyección Precio de Carbón Térmico 8 Carbón Térmico Año Precio Factor de US$/Ton Modulación ,15 1, ,21 0, ,09 0, en adelante 87,57 0,741 Cuadro Nº 10: Proyección Precio de Crudo WTI 9 Crudo WTI Año Precio Factor de [US$/bbl] Modulación ,0 1, ,6 0, ,6 0, ,2 0, ,3 0, ,5 0, ,8 0, ,2 0, ,7 0, ,4 0, ,4 0,97607 Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas incluyendo la modulación correspondiente. 8 9 Estimación CNE en base a precios Nymex, EIA-DOE, EIU (Foresight 2020). Estimación CNE en base a proyección Purvin and Gertz. 17

19 13.- ANEXO Nº 2: RESTRICCIONES PARA EL USO DEL GAS NATURAL Se modelaron restricciones de gas 10 durante la mayor parte del año con los niveles de restricción expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de análisis dicha modelación se presenta en cuadro N 11. Cuadro Nº 11: Disponibilidad de Gas Natural proveniente desde Argentina Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural por Central Electroandina Electroandina GasAtacama GasAtacama Edelnor AESGener TG3 U16 CC1 CC2 CTM3 Salta Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero 2010-* Febrero 2010-* Marzo 2010-* Abril 2010-* Mayo 2010-* Junio 2010-* Julio 2010-* Agosto 2010-* Septiembre 2010-* Octubre 2010-* Noviembre 2010-* Diciembre 2010-* * : Idéntica disponibilidad para los años siguientes. 10 La estimación de disponibilidad de Gas Natural para generación eléctrica está basada en los últimos envíos de Gas Natural provenientes desde la República Argentina, lo cual permite proyectar envíos equivalentes para los meses que se encuentren fuera de la temporada de invierno. 18

20 14.- ANEXO Nº 3: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE PUNTA Precio Básico de Energía Sobre la base de las características de las unidades y las curvas de carga del sistema eléctrico se calcularon los costos marginales para los diferentes años calendario de operación analizados en el sistema eléctrico en el nudo Crucero 220 kv. Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada año calendario se calculó el costo marginal promedio ponderado actualizado en el período de 48 meses a partir de Abril de 2008 en el nudo Crucero 220 kv. El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes en los años 2008, 2009, 2010, y 2011, y el valor del costo marginal actualizado. Cuadro Nº 12: Costos Marginales y Precio de Nudo de Energía Nudo Crucero 220 kv Año Mes Costo Marginal Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento 2008 Abril 180,5 631,53 1, Mayo 178,7 632,39 0, Junio 184,1 610,19 0, Julio 200,2 623,32 0, Agosto 181,1 628,08 0, Septiembre 179,3 640,54 0, Octubre 179,6 640,08 0, Noviembre 176,7 604,60 0, Diciembre 180,5 634,67 0, Enero 163,9 658,26 0, Febrero 163,1 619,15 0, Marzo 163,4 641,95 0, Abril 166,9 656,32 0, Mayo 166,3 657,61 0, Junio 166,7 635,03 0, Julio 163,7 648,20 0, Agosto 152,9 652,66 0, Septiembre 162,3 665,05 0, Octubre 163,1 664,81 0, Noviembre 163,4 628,38 0, Diciembre 162,8 658,92 0, Enero 139,0 676,41 0,

21 Año Mes Costo Marginal Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento 2010 Febrero 116,1 636,60 0, Marzo 135,5 659,95 0, Abril 139,4 674,21 0, Mayo 135,7 676,06 0, Junio 136,8 652,63 0, Julio 137,2 666,08 0, Agosto 88,9 670,60 0, Septiembre 110,2 683,11 0, Octubre 108,0 683,02 0, Noviembre 112,6 645,53 0, Diciembre 108,3 677,12 0, Enero 83,6 709,14 0, Febrero 82,8 667,48 0, Marzo 84,5 692,33 0, Abril 108,4 706,61 0, Mayo 80,9 709,09 0, Junio 103,2 684,24 0, Julio 112,0 698,41 0, Agosto 115,1 702,93 0, Septiembre 82,1 715,94 0, Octubre 86,8 715,96 0, Noviembre 106,5 676,19 0, Diciembre 99,8 709,85 0, Enero 111,3 746,03 0, Febrero 93,8 702,08 0, Marzo 108,9 728,70 0,6884 Precio básico de la energía en nudo Crucero 220 kv : Precio Básico Energía = 138,135 [US$/MWh] x 467,22 [$/US$] = 64,539 [$/kwh] 20

22 Precio Básico de la Potencia de Punta 11 El cálculo del precio básico de la potencia de punta en el nudo Parinacota 220 kv se obtiene de acuerdo a la siguiente expresión: Ppot { CF + C } ( 1 + MRT ) FP [ US$ kw mes] = ( C FRC + C FRC + C FRC ) TG Sus valores y cálculo que se detallan a continuación: TG SE CALCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA SE LT LT op Precio Básico de la Potencia, Parinacota 50 [MW] C TG [US$/kW] 588,404 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. FRC TG [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 86,821 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto. FRC SE [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años. C LT [US$/kW] 38,348 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Parinacota. FRC LT [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1, Costo financiero. C OP [US$/kW] 0,931 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1, Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 8,4306 Precio Básico de la potencia. Se ha adoptado un margen de 11,76% para todos los nudos en consistencia con lo utilizado en la anterior fijación correspondiente a una disponibilidad promedio de 89,48 % de las unidades generadoras más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, esto es, turbinas a gas Diesel. Precio Básico Potencia de Punta = 8,4306 [US$/kW/mes] x 467,22 [$/US$] = 3.938,94[$/kW/mes] 11 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo

23 15.- ANEXO Nº 5: CALIDAD DE SUMINISTRO Simplificaciones Adoptadas Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones: a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para determinación de probabilidad de pérdida de carga en generación y costos de regulación de tensión y frecuencia. b) Representación multinodal del sistema eléctrico para determinación de probabilidad de pérdida de carga en transmisión Calidad de Suministro La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetros Indisponibilidad de Generación, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión. a) Indisponibilidad de Generación Se determinó la indisponibilidad de generación asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación. La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático anual que considera la curva de duración de la demanda del sistema las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema. La modelación utilizada reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100% obteniéndose la curva de duración de la demanda equivalente a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema. Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema se obtiene la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. Este valor corresponde al mismo determinado en la fijación de octubre de 2007 y alcanza el valor: 22

24 Indisponibilidad de Generación SING = 3,4 [horas/ año] b) Indisponibilidad de Transmisión La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización considerando que los modelamientos que les dieron origen no incorporaron factores de indisponibilidad. Para ello se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando el modelo multinodal PCP 12. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,00176 [horas/km] al año se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 23 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda y a su distribución de costos marginales por barra se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea. Como costo de falla se usó el costo correspondiente declarado en el cuerpo de este informe. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisión SING = 0,24 horas/año Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1, p.u. Este coeficiente destinado a afectar a los factores de penalización resulta ser bajo pues el modelo utilizado reconoce que pocos eventos de salida de líneas asociados a su vez a bajas probabilidades provocan insuficiencia en el abastecimiento de la demanda. Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este Informe Técnico Preliminar incluyen este factor de sobrecosto. 12 El modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energía con motivo de la divergencia surgida en Sesión N 72.1/98. 23

25 c) Regulación de Frecuencia Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente requiere de una operación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 la operación del sistema utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario se simuló una operación reduciendo en un 85 % la potencia de las centrales generadoras del SING que no han sido limitadas por restricciones operacionales de acuerdo a la metodología empleada para el cálculo del precio básico de la energía. Se determinó el costo total de operación del sistema con la operación forzada y con la operación natural determinándose el siguiente coeficiente de sobrecosto: Frf = 1,0368 Con este coeficiente de sobrecosto se ponderó los costos marginales de la energía obtenidos de la simulación. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de este Informe Técnico Preliminar considera este efecto. d) Regulación de Tensión Análogamente al caso anterior las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación sin embargo los costos implícitos en el plan de obras no permiten a priori suponer que se pueda prescindir de una operación coordinada con objeto de mantener los rangos de tensión en los límites aceptados. Así complementariamente la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 una operación del sistema utilizando las bases económicas de la presente fijación pero con la operación forzada de una unidad de 4 MW ubicada en la ciudad de Arica considerando un costo de combustible para esta unidad de 711,55 [US$/ton]. Se determinó el costo total de operación del sistema con la operación forzada y con la operación natural determinándose el siguiente coeficiente de sobrecosto: Frv = 1,

26 Con este coeficiente de sobrecosto se ponderó los costos marginales de la energía obtenidos de la simulación. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de este Informe Técnico Preliminar considera este efecto. Cabe señalar lo siguiente: Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministro deben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios. Los parámetros definidos no pueden entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos. 25

27 16.- ANEXO Nº 5: CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN BASES, METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 1/82 la Comisión Nacional de la Energía (CNE) debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia. Asimismo la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a abril de 2008, la Comisión ha decidido actualizar los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cuyas bases metodológicas y conceptuales se entregan a continuación Modelo de Factores de Penalización Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyen en la red eléctrica y por lo tanto son un índice de costos asociado a la generación eléctrica. En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SING se utilizó un Modelo Multinodal OSE2000 mediante una representación topológica que se muestra en detalle más adelante. A partir de la previsión de demanda a que se refiere el cuerpo del presente informe se modeló la demanda de carácter residencial e industrial en las diferentes barras del sistema en base a factores de repartición mensual y utilizando una curva de duración para cada tipo de demanda es decir curva residencial en aquellas barras en las cuales existen consumos principalmente regulados (ciudades) y curva industrial en todas aquellas barras en las cuales existen consumos de carácter industrial. Por otra parte el flujo en cada línea se representó mediante una aproximación de 5 tramos. Los factores de penalización se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra de acuerdo a la barra de referencia elegida para un período de 48 meses. En el caso particular de los factores de penalización de la potencia dichos precios fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de mayor demanda en cada mes. 26

28 Los precios de combustibles crecimiento, de las ventas y consideraciones operacionales del SING utilizados, son las que se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Preliminar. Los datos utilizados y los resultados obtenidos se entregan a continuación. Cuadro N 13: Barras del Sistema Nº Barra Nº Barra 1 A La Cruz Alto Hospicio La Negra Alto Norte La Portada Andes Laberinto Andes Lagunas Antofagasta Lagunas Antofagasta Lince Arica Lomas Bayas Arica Mantos Blancos Barril Mantos de la Luna Barril Mejillones Calama Mejillones Capricornio Minsal Capricornio Minsal Cavancha Norgener CD Antofagasta Nueva Victoria CD Arica Nueva Zaldivar CD Iquique Oeste Central Atacama Oeste Centro O'higgins Cerro Colorado Pacifico Cerro Dragon Palafitos Chacaya Palestina Chapiquiña Pampa Chinchorro Parinacota Chuquicamata Parinacota Chuquicamata Pozo Almonte Collahuasi Pozo Almonte Condores Pozo Almonte Condores Pozo Almonte Crucero Pukara Desalant Quebrada Blanca Dolores Quiani Domeyko Radomiro Tomic El Abra Salar El Aguila Salar El Loa Salta El Negro Spence El Tesoro Sulfuros

29 Nº Barra Nº Barra 40 Enaex Sur Encuentro Tamarugal Escondida Tarapaca Esmeralda Tocopilla Esmeralda Tocopilla Iquique Tocopilla KM Uribe Zaldivar 220 Cuadro N 14: Datos de Líneas de Transmisión SISTEMA DE TRANSMISIÓN SING Nombre Línea o Transformador Capacidad [MVA] Tensión [kv] R [Ohm] X [Ohm] Chapiquiña 066->El Aguila , ,8333 El Aguila 066->Arica , ,8423 CD Arica 066->Arica ,3980 4,2704 Arica 110->Arica ,8370 Arica 110->Dolores , ,8271 Dolores 110->Pozo Almonte , ,8857 Pozo Almonte 220->Pozo Almonte ,2510 Pozo Almonte 110->Pozo Almonte ,8975 Pozo Almonte 066->Tamarugal ,2733 9,2789 Iquique 066->Pozo Almonte , ,3631 Iquique 066->Cavancha ,9951 1,4541 Cavancha 066->Pozo Almonte , ,0972 CD Iquique 066->Iquique ,4792 0,6099 Pozo Almonte 220->Pozo Almonte ,2510 Pozo Almonte1 110->Cerro Colorado , ,3451 Lagunas 220->Pozo Almonte , ,1620 Lagunas 220->Lagunas ,0489 Tarapaca 220->Lagunas , ,9100 Tarapaca 220->Condores , ,0000 Condores 220->Condores ,3640 Condores 110->Pacifico ,3597 3,2608 Condores 110->Palafitos ,2279 3,1060 Condores 110->Alto Hospicio ,3822 0,9667 Alto Hospicio 110->Cerro Dragon ,3180 0,8044 Condores 220->Parinacota , ,6750 Parinacota 220->Parinacota ,1896 Parinacota 066->Pukara ,3536 0,8958 Parinacota 066->Chinchorro ,4977 1,2588 Parinacota 066->Quiani ,5590 1,4908 Lagunas 220->Collahuasi , ,7416 Collahuasi 220->Quebrada Blanca ,5030 9,

30 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SING Encuentro 220->Collahuasi , ,1085 Crucero 220->Lagunas , ,6218 Crucero 220->Nueva Victoria , ,0731 Nueva Victoria 220->Lagunas ,6200 6,7489 La Cruz 220->Crucero ,2900 2,3200 Barril 220->La Cruz ,0243 8,2174 Barril 220->Barril ,6000 Norgener 220->Barril ,4200 3,3800 Barril 110->Mantos de la Luna , ,6380 Tocopilla 220->El Loa , ,7432 El Loa 220->Crucero ,3000 1,9800 Tocopilla 220->Tocopilla ,6544 Tocopilla 110->Tocopilla ,6217 Tocopilla 110->Salar , ,3824 Tocopilla 110->A , ,5173 Crucero 220->Radomiro Tomic , ,6442 Crucero 220->El Abra , ,4303 Crucero 220->Chuquicamata , ,0772 Chuquicamata 220->Chuquicamata ,2333 Chuquicamata 110->A ,2502 0,7502 Chuquicamata 110->KM ,4803 2,0143 Salar 220->Chuquicamata ,1000 7,5300 Crucero 220->Salar , ,4800 Salar 220->Salar ,2833 Salar 110->KM ,5800 1,7400 Salar 110->Calama ,7450 4,5430 Crucero 220->Encuentro ,0166 0,1548 Crucero 220->Laberinto , ,2532 Crucero 220->Escondida , ,9960 Chacaya 220->Crucero , ,6148 Encuentro 220->El Tesoro , ,4760 Encuentro 220->Spence , ,2020 Central Atacama 220->Encuentro , ,0877 Chacaya 220->Capricornio , ,4750 Chacaya 220->Mejillones ,1044 0,5324 Capricornio 220->Capricornio ,0853 Capricornio 220->Mantos Blancos ,2848 6,5520 Laberinto 220->Mantos Blancos , ,1500 Laberinto 220->Lomas Bayas ,9040 4,1640 Laberinto 220->Nueva Zaldivar , ,0300 Oeste 220->Laberinto , ,3900 Oeste 220->Oeste ,1200 Oeste 110->Minsal , ,9590 Minsal 110->Minsal ,7165 Andes 220->Oeste , ,8024 Salta 345->Andes , ,1900 Andes 345->Andes ,

31 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SING Andes 220->Nueva Zaldivar , ,4850 Nueva Zaldivar 220->Zaldivar ,0200 0,0800 Zaldivar 220->Escondida ,0038 5,5216 Nueva Zaldivar 220->Sulfuros ,2961 5,3209 Domeyko 220->Sulfuros ,0997 0,4093 Domeyko 220->Escondida ,7021 2,9085 Central Atacama 220->Domeyko , ,1070 O'higgins 220->Palestina , ,8800 Palestina 220->Domeyko , ,8800 Mejillones 220->O'higgins , ,9656 Central Atacama 220->Esmeralda , ,2100 Esmeralda 220->Esmeralda ,3640 Esmeralda 110->Centro ,0827 0,2092 Esmeralda 110->La Portada ,4385 6,1680 Esmeralda 110->Sur ,9483 2,3987 Esmeralda 110->Uribe ,3101 5,8433 Mejillones 220->Mejillones ,0695 Mejillones 110->Enaex ,3622 0,5541 Mejillones 110->Lince , ,2600 Pampa 110->Mejillones , ,6655 Desalant 110->Pampa ,1939 7,6404 Antofagasta 110->Desalant ,7917 4,2861 Antofagasta 110->Capricornio ,1056 6,7144 Antofagasta 110->La Negra ,0336 7,5264 La Negra 110->Alto Norte ,7584 1,8816 Capricornio 110->El Negro , ,6042 El Negro 110->Alto Norte ,6596 2,0349 Antofagasta 013->Antofagasta ,6500 CD Antofagasta 013->Antofagasta ,8 0,2000 0,

32 Cuadro N 15: Ventas Totales. Año Clientes Libres GWh Tasa Libres PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Clientes Regulados GWh Tasa Regulados Sistema GWh Tasa Sistema ,7% ,9% ,3% ,6% ,9% ,7% ,7% ,9% ,9% ,7% ,9% ,6% ,2% ,9% ,2% ,1% ,0% ,1% ,6% ,0% ,7% ,7% ,0% ,6% ,7% ,0% ,6% ,7% ,0% ,6% ,7% ,0% ,6% Cuadro N 16 : Ventas Reguladas por Barra [GWh]. Consumo Clientes Regulados SING [GWh] Barra Tocopilla ,9 25,8 26,7 27,6 28,6 29,6 30,6 31,7 32,8 33,9 Calama , , , ,8 261,3 274,3 288,1 302,5 El Tesoro 220 0,7 0,8 0,8 0,9 0,9 1 1,1 1,1 1,2 1,3 1,4 Mantos Blancos 220 2,7 2,8 3 3,3 3,5 3,7 4 4,3 4,6 4,9 5,2 La Negra 110 2,6 2,7 2,8 2,9 2,9 3 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 Mejillones ,9 12,1 12,3 12,5 12,7 12,9 13,1 13,3 13,5 13,8 14 Centro ,5 308,6 325,6 343,5 362,4 382,3 403,4 425, ,7 499,7 La Portada ,8 88,2 93, ,5 113,4 120,8 128, ,9 155,4 Uribe 110 8,8 9,3 9,9 10,5 11,1 11,8 12,5 13,3 14, ,9 Sur ,3 62,9 66,7 70, ,6 84,4 89, ,8 107 Lagunas 220 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 Pozo Almonte ,1 21, ,4 22,8 23,3 23,8 24,2 24,7 25,2 25,7 Iquique 066 9,7 10,3 11,1 11,8 12,7 13,6 14,5 15,5 16,6 17,8 19 Pacifico ,3 98,8 103,6 108,5 113,8 119, ,3 143,9 Alto Hospicio , , ,2 73,6 77,1 80,8 84,7 88,8 93,1 Cerro Dragon ,8 103,6 108,5 113,7 119,2 124,9 130,9 137,2 143,8 150,7 158 Palafitos ,4 91,5 95,9 100,5 105,3 110,4 115,7 121,3 127,1 133,2 139,6 Arica 110 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 Chinchorro ,4 96,9 102,7 108,8 115,4 122,3 129,6 137,4 145,7 154,4 163,7 Pukara ,6 97,5 99,4 101,4 103,4 105,5 107,6 109, ,2 116,5 Quiani ,1 33,8 34,5 35,2 35,9 36,6 37,3 38,1 38,8 39,6 40,4 Chapiquiña 066 0,4 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 31

33 Cuadro N 17 : Ventas Libres por Barra [GWh]. Consumo Clientes Libres SING [GWh] Barra Alto Norte ,5 323,3 342,7 367,8 379,7 392, ,9 443,8 465,6 485,6 Arica 066 5,9 5,9 5,9 6,1 6,3 6,5 6,7 7 7,3 7,7 8 Calama ,3 31,3 32,2 36,6 40,4 41,8 43,2 45,3 47,3 49,6 51,7 Capricornio ,7 56,1 56,1 57,8 104,5 108,1 111,8 116,9 122,2 128,2 133,7 CD Antofagasta ,2 40,6 40,6 41,9 49,1 50,8 52,5 54,9 57,4 60,2 62,8 Centro 110 9,9 9,9 9,9 10,3 10,6 10,9 11,2 11,5 11,9 12,2 12,5 Cerro Colorado , , ,7 515,9 533, ,9 611,5 637,7 Chacaya ,8 78,8 78,8 81, ,9 89, , ,4 Chapiquiña 066 1,7 1,7 1,7 1,7 1,8 1,9 1,9 2 2,1 2,2 2,3 Chinchorro Chuquicamata ,7 2284,8 2284,8 2357,6 2494,7 2646,1 2804,4 3009,7 3225,5 3472,1 3716,6 Collahuasi ,5 1302,5 1302,5 1343,9 1390, ,3 1564,4 1637,5 1721,1 1798,4 Dolores ,3 11,3 11,3 11, ,4 12,8 13, ,7 15,4 Domeyko ,8 956,8 987,7 1029,3 1105,2 1154,9 1253,4 1324,6 1397,6 1480,8 1559,8 El Abra ,8 708,8 716,9 739,7 821,2 849,6 878,2 918,9 959, ,2 El Aguila 066 7,3 7,3 7,3 7,5 7,7 8 8,3 8,7 9,1 9,5 9,9 El Loa ,4 245,8 258,1 279,7 294,5 310,8 327,7 349,7 372,6 398,7 424,1 El Negro ,4 36,2 36,2 37,3 38,5 39,9 41,2 43,1 45,1 47,3 49,3 El Tesoro ,1 262,1 262,1 270,4 279,2 288,9 298,6 312,4 326,4 342,4 357,1 Enaex ,8 18,8 18,8 19, ,7 21,4 22,4 23,4 24,5 25,6 Escondida ,4 311,6 382,9 395, ,6 482,9 522,7 564,8 612,9 661,1 La Cruz ,7 36,8 38,6 41,8 43,1 44,6 46,1 48,2 50,4 52,9 55,1 La Negra ,2 72,8 73,4 76,7 79, ,9 88,9 91,9 95,1 98,4 Laberinto ,7 498,9 498,9 514,8 531,4 549,8 568,3 594,7 621,2 651,7 679,7 Lagunas ,3 25,9 25,9 26,7 27,7 28,7 29,7 31,2 32,7 34,4 36 Lomas Bayas ,3 274,4 274,4 283,1 292,3 302,4 312, ,7 358,4 373,8 Mantos Blancos ,8 253,8 253,8 261,9 270,3 279,7 289,1 302, ,5 345,8 Mantos de la Luna ,8 65,8 65,8 67,9 70,1 72,5 74,9 78,4 81,9 85,9 89,6 Mejillones ,3 220,2 228,2 255,7 267, ,6 312,8 331,5 352,9 373,4 Minsal ,5 73,1 73,1 75,4 77,9 80,5 83,3 87, ,5 99,6 Nueva Victoria ,8 58,5 81,1 142,1 146,9 152,1 157,3 164,8 172,3 180,9 188,9 O'higgins ,5 219,5 226,6 236,1 253,5 264,9 287,5 303,8 320,6 339,7 357,8 Pacifico ,2 12,5 12,9 13,8 14,7 15,6 16,5 17,4 18,4 19,5 20,6 Palestina ,5 74,5 74,5 76,8 79,3 82,1 84,8 88,8 92,7 97,3 101,4 Pampa ,6 27,6 27, ,6 32, ,3 38,7 41,4 44 Pozo Almonte ,2 161,8 163,7 171,2 178,9 187,1 195,2 205,2 215,4 226,7 237,8 Quebrada Blanca , ,9 64,9 67,2 69,5 72,7 75,9 79,6 83,1 Radomiro Tomic ,3 838, ,3 934, ,8 1055,9 1107,7 1155,3 Spence ,7 558,5 558,5 648,5 669,6 758,4 783,9 820,2 856,9 898,9 937,4 Sulfuros 220 3,3 3,3 3,4 3,6 3,8 4 4,3 4,6 4,8 5,1 5,4 Tamarugal ,6 28,6 28,6 29,5 30,5 31,5 32,6 34,1 35,6 37,

34 Consumo Clientes Libres SING [GWh] Barra Tarapaca ,5 62,7 67,7 70,2 72,8 75,6 78,5 82,2 86,1 90,4 94,5 Tocopilla 005 4,8 4,8 4,8 5 5,1 5,3 5,5 5,7 6 6,3 6,6 Zaldivar ,1 2292, ,2 2727, ,7 3229,8 3388,1 3646, Resultados De este modo a partir de los precios de nudo por barra en la tabla siguiente se presentan los correspondientes factores de penalización que determinan la relación de precios de nudo por barra de acuerdo a las bases presentadas en los cuadros precedentes de este anexo: Cuadro N 18 : Factores de Penalización Factor de Factor de Nudo Penalización Penalización de la Energía de la Potencia Antofagasta 110 0,9978 0,9048 Arica 110 0,9683 0,8826 Central Atacama 220 1,0030 0,9076 Capricornio 220 0,9816 0,8954 Chacaya 220 0,9744 0,9007 Cóndores 220 1,0553 0,9705 Crucero 220 1,0000 0,9108 Encuentro 220 1,0059 0,9086 Esmeralda 220 1,0196 0,9235 Lagunas 220 1,0410 0,9499 Mantos Blancos 220 1,0017 0,9076 Mejillones 220 0,9709 0,8751 Parinacota 220 1,0805 1,0000 Pozo Almonte 220 1,0364 0,9575 Tarapacá 220 1,0223 0, Diagrama Unilineal Simplificado El siguiente diagrama unilineal corresponde a una representación simplificada del SING utilizada en la presente fijación: 33

35 34