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

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

2 ÍNDICE 1.- INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES GENERALES Previsión de Demanda Precios de Dólar Observado Precios de Combustibles PREVISIÓN DE DEMANDA PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING NIVEL DE PRECIOS COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN 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: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE PUNTA Precio Básico de Energía Precio Básico de la Potencia de Punta ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO Simplificaciones Adoptadas Calidad de Suministro ANEXO Nº 4: BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES DEL CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN Introducción Modelo de Factores de Penalización Resultados Diagrama Unilineal Simplificado ANEXO Nº 4: PLAN DE OBRAS Introducción Metodología Proyectos de Generación Obras de Transmisión Escenarios de Generación Escenario de Demanda Precios de Combustibles Costo y Emplazamiento de Centrales Resultados ANEXO Nº 5: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA Introducción Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y Comercial Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo Tramos de Costo de Falla Medio ANEXO Nº 6: CARGO ÚNICO TRONCAL Antecedentes Valores de los CU

3 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CÁLCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE 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, Junio Agosto , % 1,100 Ventas SING Tasa Acumulada 12 meses 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 1, % 4.5% GWh 1, % 3.5% 3.0% % 2.0% % 1.0% 0.5% % 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-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago 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 agosto de 2008, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de marzo de 2008, utilizado en la última fijación de precio de nudo, es de un 16,7 %. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado desde septiembre 2005 a agosto Gráfico Nº 2: Evolución Promedio Dólar Observado Septiembre Agosto Dólar 580 Tipo de Cambio [$/US$] Sep-2005 Nov-2005 Ene-2006 Mar-2006 May-2006 Jul-2006 Sep-2006 Nov-2006 Ene-2007 Mar-2007 May-2007 Jul-2007 Sep-2007 Nov-2007 Ene-2008 Mar-2008 May-2008 Jul-2008 Dólar 3

5 2.3.- Precios de Combustibles 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 31 de agosto de La información mencionada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SING en respuesta a la carta CNE Nº1498/2008 del 19 de agosto 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 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 WTI a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 50 US$/bbl, desde junio de Durante el primer semestre del presente año, dicho valor alcanzó niveles superiores a los 100 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio WTI desde enero de 2002 a julio del La variación experimentada entre marzo de 2008 y julio de 2008 es un incremento de 27,1 %. Gráfico Nº 3: Evolución Petróleo WTI, Período Enero Julio Perfil Crudo WTI Enero Julio US$/bbl Ene-02 Abr-02 Jul-02 Oct-02 Ene-03 Abr-03 Jul-03 Oct-03 Ene-04 Abr-04 Jul-04 Oct-04 Ene-05 Abr-05 Jul-05 Oct-05 Ene-06 Abr-06 Jul-06 Oct-06 Ene-07 Abr-07 Jul-07 Oct-07 Ene-08 Abr-08 Jul-08 4

6 2.3.2 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-Agosto 2008 (US$/Ton) Ene-00 May-00 U12 NTO1 CTM1 CTTAR 3.- PREVISIÓN DE DEMANDA 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-06 Ene-07 May-07 Sep-07 Ene-08 May-08 En el cuadro N 2 se presenta la previsión preliminar de demanda para el SING. Cuadro N 2 : Previsión de Demanda 1 PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Año Sistema [GWh] Tasa Sistema , % , % , % , % , % , % , % , % , % , % , % , % 1 Modificada de acuerdo a la evolución de la demanda observada durante el presente año. 5

7 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 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. Potencia Tipo de Unidad Conexión Fecha Puesta Costo Unitario de Inversión Central Tipo Neta [MW] Generadora SING En Servicio [US$/kW] CT ANDINA En construcción 150 Carbón Chacaya 220 Oct-09 - HORNITOS En construcción 150 Carbón Chacaya 220 Abr-10 - ANGAMOS I En construcción 230 Carbón Laberinto 220 Mar-11 - ANGAMOS II En construcción 230 Carbón Laberinto 220 Oct-11 - BARRILES En construcción 30 Fuel Oil Tocopilla 220 Ene-09 - BARRILES (Expansión 1) En construcción 60 Fuel Oil Tocopilla 220 Feb-09 - BARRILES (Expansión 2) En construcción 95 Fuel Oil Tocopilla 220 Abr-09 - EOLICO SING I Recomendadas 40 Eólica Laberinto 220 Abr MEJILLONES I Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 Ene MEJILLONES II Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 Abr MEJILLONES III Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 Oct EOLICO SING II Recomendadas 40 Eólica Laberinto 220 Abr GEOTERMICA SING I Recomendadas 40 Geotermia Calama 110 Nov TARAPACA I Recomendadas 200 Carbón Tarapaca 220 Jun TARAPACA II Recomendadas 200 Carbón Tarapaca 220 Oct GEOTERMICA SING II Recomendadas 40 Geotermia Calama 110 Nov TARAPACA III Recomendadas 200 Carbón Tarapaca 220 Ene En el Anexo Nº 4 del presente informe se presentan las bases utilizadas para la elaboración del plan de obras presentado anteriormente. 2 Modificado según Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de

8 5.- NIVEL DE PRECIOS Todos los costos utilizados en los cálculos del presente informe, corresponden a los precios existentes a Agosto de 2008, de acuerdo a lo establecido en el artículo 162, número siete, del DFL N 4/06. La tasa de cambio utilizada corresponde al valor promedio del mes de Agosto de 2008, del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central (516,70 [$/US$]). 6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN 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 Agosto 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 B-1365/2008 de fecha 1 de septiembre de 2008, en respuesta a la solicitud de antecedentes efectuada por la Comisión Nacional de Energía mediante carta CNE Nº1498/2008 del 19 de agosto de En el Anexo Nº1 se muestra un cuadro resumen de estos precios. 7

9 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 - - 0,2449 US$/ton 1071,52 25,67 288,1 MAAN 11, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 21% - 79% - 0,2748 US$/ton 765,65 49,44 259,8 DIESEL ARICA GMAR 8, % Diesel - - 0,2506 US$/ton 1069,52 9,20 277,2 M1AR 2, % Diesel - - 0,2564 US$/ton 1069,52 9,20 283,4 M2AR 2, % Diesel - - 0,2556 US$/ton 1069,52 9,20 282,6 DIESEL IQUIQUE MIIQ 2, % Diesel - - 0,2563 US$/ton 1073,27 9,90 285,0 SUIQ 4, % Diesel - - 0,2771 US$/ton 1073,27 9,90 307,3 TGIQ 23, % Diesel - - 0,3236 US$/ton 1073,27 1,70 349,0 MAIQ 5, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 24% - 76% - 0,2570 US$/ton 777,66 7,90 207,8 MSIQ 5, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 23% - 77% - 0,2276 US$/ton 773,66 4,70 180,8 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154, % Mezcla Carbón - Petcoke 75% - 25% - 0,4350 US$/ton 126,05 2,08 56,9 CTM % Mezcla Carbón - Petcoke 75% - 25% - 0,4154 US$/ton 126,05 2,56 54,9 CTM3 243, % Gas Natural - - 7,1080 US$/Mbtu 19,54 1,40 140,3 CTM3d 243, % CC-Diesel - - 0,2110 US$/ton 1076,48 7,21 234,3 en arriendo DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27, % Mezcla Diesel - Fuel Oil 28% - 72% - 0,2368 US$/ton 796,10 9,00 197,5 ELECTROANDINA TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79, % Carbón - - 0,5113 US$/ton 122,08 2,97 65,4 U13 79, % Carbón - - 0,4887 US$/ton 122,08 2,97 62,6 U14 128, % Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% - 0,4510 US$/ton 122,08 2,00 57,1 U % Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% - 0,4343 US$/ton 122,08 2,00 55,0 TG1 24, % Diesel - - 0,3980 US$/m3 905,25 0,99 361,3 TG2 24, % Diesel - - 0,3980 US$/m3 905,25 0,99 361,3 U % Fuel Oil - - 0,3010 US$/m3 660,65 1,19 200,0 U % Fuel Oil - - 0,3010 US$/m3 660,65 1,19 200,0 TG3 37, % Gas Natural ,3781 US$/Mbtu 20,41 0,99 253,6 TG3d 37, % TG-Diesel - - 0,3140 US$/m3 905,25 0,99 285,2 U % Gas Natural - - 6,9198 US$/Mbtu 20,41 0,80 142,0 U16d % Diesel - - 0,2120 US$/m3 905,25 85,35 277,3 NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127, % Carbón - - 0,4008 US$/ton 188,56 1,66 77,2 NTO2 131, % Carbón - - 0,3970 US$/ton 188,56 1,63 76,5 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ CTTAR 148, % Carbón - - 0,4460 US$/ton 155,98 1,40 71,0 TGTAR 23, % Diesel - - 0,3340 US$/ton 1088,09 0,41 363,8 ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0, % Diesel - - 0,3000 US$/ton 1111,12 14,00 347,3 DEUTZ 2, % Diesel - - 0,3300 US$/ton 1111,12 15,00 381,7 GAS ATACAMA ATACAMA CC % Gas Natural - - 7,5582 US$/Mbtu 20,44 2,08 156,6 CC1d % CC-Diesel - - 0,2283 US$/m3 913,01 7,83 216,3 CC % Gas Natural - - 7,5582 US$/Mbtu 20,44 2,08 156,6 CC2d % CC-Diesel - - 0,2283 US$/m3 913,01 7,83 216,3 AES GENER SALTA CC SALTA % Gas Natural - - 0,0000 US$/Mbtu 0,54 0,54 0,5 CCd SALTA % CC-Diesel - - 0,2020 US$/m3 1051,67 5,44 217,9 ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0, % Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 5,00 313,6 ZOFRI_2 5, % Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 2,00 310,6 ZOFRI_3 4, % Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 2,00 310,6 PLAN DE OBRAS PLAN DE OBRAS EN CONSTRUCCION CT ANDINA 150 Oct % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 HORNITOS 150 Abr % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 ANGAMOS I 230 Mar % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 ANGAMOS II 230 Oct % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 BARRILES 95 Mar % Fuel Oil - - 0,2100 US$/m3 660,65 6,00 144,7 PLAN DE OBRAS RECOMENDADAS EOLICO SING I 40 Abr % Eólica - - 1,0000-0,00 7,70 7,7 MEJILLONES I 200 Ene % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 MEJILLONES II 200 Abr % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 MEJILLONES III 200 Oct % Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 6,00 57,3 EOLICO SING II 40 Abr % Eólica - - 1,0000-0,00 7,70 7,7 GEOTERMICA SING I 40 Nov % Geotermia - - 1,0000-0,00 2,00 2,0 TARAPACA I 200 Jun % Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 6,00 67,8 TARAPACA II 200 Oct % Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 6,00 67,8 GEOTERMICA SING II 40 Nov % Geotermia - - 1,0000-0,00 2,00 2,0 TARAPACA III 200 Ene % Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 6,00 67,8 El precio de combustible utilizado en la modelación considera la modulación descrita en el Anexo N 1 del presente ITP, implementada en el archivo CenTerEtaCVar.csv de la base de datos de los archivos OSE

10 1.- 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, son los siguientes: CUADRO N 5: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA. SING Fecha Indexación Profundidad de Falla Sep % % % Sobre 20% Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 5. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 581,74 [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. 2.- TASA DE ACTUALIZACIÓN Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº 4/ 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. 9

11 En el Anexo Nº 2 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 81,198 [$/kwh]. El costo marginal de la potencia de punta se obtuvo a partir del costo de ampliar la capacidad instalada mediante turbinas a gas de tamaño y características adecuadas al SING. El precio básico de la potencia de punta resulta igual a 4.488,47 [$/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 2. En el resto del sistema se consideran factores de penalización de potencia de acuerdo a las bases del Anexo Nº 4. Finalmente, los factores de penalización y los precios básicos, tanto de energía como de potencia de punta, se presentan en el cuadro N 6. 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*** 0,9968 0, ,645 80,938 7, ,17 POZO ALMONTE*** 1,0674 0, ,740 86,671 8, ,02 PARINACOTA*** 1,0822 1, ,066 87,872 8, ,47 CONDORES*** 1,0545 0, ,713 85,623 8, ,64 TARAPACA*** 1,0285 0, ,627 83,512 8, ,10 LAGUNAS*** 1,0367 0, ,916 84,178 8, ,75 CRUCERO** 1,0000 0, ,148 81,198 7, ,86 ENCUENTRO** 1,0049 0, ,918 81,596 7, ,43 CENTRAL ATACAMA*** 0,9916 0, ,828 80,516 7, ,24 CHACAYA*** 0,9622 0, ,208 78,129 7, ,71 CAPRICORNIO*** 0,9658 0, ,774 78,421 7, ,43 MANTOS BLANCOS*** 0,9891 0, ,435 80,313 7, ,07 MEJILLONES*** 0,9507 0, ,401 77,195 7, ,83 ANTOFAGASTA*** 0,9868 0, ,074 80,126 7, ,61 ESMERALDA*** 1,0081 0, ,421 81,856 7, ,06 * : 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. 10

12 4.- INDEXACIÓN Precio de la Potencia Punta Ppot DOLo DOL 1 + d PPIturb PPI p IPC [ US$ kw mes] = Pbpot coef1 + coef 2 + coef 3 + coef do PPIturbo PPI 0 IPM IPMpo IPCo Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPC Central Central COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4 [MW] [MW] Parinacota 50 0, , , ,31546 En que: DOL : d : IPC e IPM p : PPIturb : PPI : 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. 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. 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 Agosto de 2008 publicado por el Banco Central (516,70 [$/US$]) 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 Julio de 2008 (141,28 y 283,79 respectivamente). PPIturb 0 : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de Marzo de 2008 (178,40). PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de Marzo de 2008 (187,90). 11

13 4.2.- 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 mayo, junio, julio y agosto 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. 5.- CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA Los cargos por energía reactiva de la fijación de Abril de 2008 varían en un 3,58%, cifra que corresponde a la variación del tipo de cambio entre Marzo de 2008 y Agosto de 2008, y a la variación del IPM de Estados Unidos entre Enero de 2008 y Julio de Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el cuadro N 7 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. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y energía activa. 12

14 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 0,000 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,132 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 7,441 7,441 0,0 Sobre 40 y hasta 50 7,441 7,441 7,441 Sobre 50 y hasta 80 9,915 9,915 9,915 Sobre 80 12,388 12,388 12,388 13

15 6.- ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios del carbón y de las mezclas de carbón-petcoke de los combustibles líquidos y del diesel en las distintas centrales se determinaron de acuerdo a los valores informados por la Dirección de Operación del CDEC-SING en carta CDEC- SING B-1365/2008 de fecha 1 de septiembre de 2008, en respuesta a la solicitud de antecedentes efectuada por la Comisión Nacional de Energía mediante carta CNE Nº 1498/2008 del 19 de agosto 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 - - 0,2449 US$/ton 1071,52 MAAN 11,3 Mezcla Diesel - Fuel Oil 21% - 79% - 0,2748 US$/ton 765,65 DIESEL ARICA GMAR 8,4 Diesel - - 0,2506 US$/ton 1069,52 M1AR 2,9 Diesel - - 0,2564 US$/ton 1069,52 M2AR 2,8 Diesel - - 0,2556 US$/ton 1069,52 DIESEL IQUIQUE MIIQ 2,8 Diesel - - 0,2563 US$/ton 1073,27 SUIQ 4,1 Diesel - - 0,2771 US$/ton 1073,27 TGIQ 23,6 Diesel - - 0,3236 US$/ton 1073,27 MAIQ 5,6 Mezcla Diesel - Fuel Oil 24% - 76% - 0,2570 US$/ton 777,66 MSIQ 5,9 Mezcla Diesel - Fuel Oil 23% - 77% - 0,2276 US$/ton 773,66 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 Mezcla Carbón - Petcoke 75% - 25% - 0,4350 US$/ton 126,05 CTM2 164 Mezcla Carbón - Petcoke 75% - 25% - 0,4154 US$/ton 126,05 CTM3 243,2 Gas Natural - - 7,1080 US$/Mbtu 19,54 CTM3d 243,2 CC-Diesel - - 0,2110 US$/ton 1076,48 en arriendo DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 Mezcla Diesel - Fuel Oil 28% - 72% - 0,2368 US$/ton 796,10 ELECTROANDINA TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79,6 Carbón - - 0,5113 US$/ton 122,08 U13 79,8 Carbón - - 0,4887 US$/ton 122,08 U14 128,2 Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% - 0,4510 US$/ton 122,08 U Mezcla Carbón - Petcoke 100% - 0% - 0,4343 US$/ton 122,08 TG1 24,6 Diesel - - 0,3980 US$/m3 905,25 TG2 24,8 Diesel - - 0,3980 US$/m3 905,25 U10 36 Fuel Oil - - 0,3010 US$/m3 660,65 U11 36 Fuel Oil - - 0,3010 US$/m3 660,65 TG3 37,2 Gas Natural ,3781 US$/Mbtu 20,41 TG3d 37,2 TG-Diesel - - 0,3140 US$/m3 905,25 U Gas Natural - - 6,9198 US$/Mbtu 20,41 U16d 300 Diesel - - 0,2120 US$/m3 905,25 NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127,4 Carbón - - 0,4008 US$/ton 188,56 NTO2 131,9 Carbón - - 0,3970 US$/ton 188,56 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ CTTAR 148,5 Carbón - - 0,4460 US$/ton 155,98 TGTAR 23,7 Diesel - - 0,3340 US$/ton 1088,09 ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0,7 Diesel - - 0,3000 US$/ton 1111,12 DEUTZ 2,0 Diesel - - 0,3300 US$/ton 1111,12 GAS ATACAMA ATACAMA CC1 300 Gas Natural - - 7,5582 US$/Mbtu 20,44 CC1d 300 CC-Diesel - - 0,2283 US$/m3 913,01 CC2 300 Gas Natural - - 7,5582 US$/Mbtu 20,44 CC2d 300 CC-Diesel - - 0,2283 US$/m3 913,01 AES GENER SALTA CC SALTA 100 Gas Natural - - 0,0000 US$/Mbtu 0,54 CCd SALTA 100 CC-Diesel - - 0,2020 US$/m3 1051,67 ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0,9 Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 ZOFRI_2 5,2 Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 ZOFRI_3 4,8 Diesel - - 0,2870 US$/ton 1075,17 PLAN DE OBRAS PLAN DE OBRAS EN CONSTRUCCION CT ANDINA 150 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 HORNITOS 150 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 ANGAMOS I 230 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 ANGAMOS II 230 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 BARRILES 95 Fuel Oil - - 0,2100 US$/m3 660,65 PLAN DE OBRAS RECOMENDADAS EOLICO SING I 40 Eólica - - 1,0000-0,00 MEJILLONES I 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 MEJILLONES II 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 MEJILLONES III 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 129,31 EOLICO SING II 40 Eólica - - 1,0000-0,00 GEOTERMICA SING I 40 Geotermia - - 1,0000-0,00 TARAPACA I 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 TARAPACA II 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 GEOTERMICA SING II 40 Geotermia - - 1,0000-0,00 TARAPACA III 200 Carbón - - 0,3965 US$/ton 155,98 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, cuadro Nº10 y cuadro Nº 11. 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. 14

16 Cuadro Nº 9: Proyección Precio de Carbón Térmico 6 Carbón Térmico Año Precio Factor de US$/Ton Modulación ,72 1, ,81 1, ,23 1, ,66 1, ,30 1, ,31 1, ,54 1, ,33 1, ,57 1, ,81 1, ,05 1, en adelante 156,29 1,295 Cuadro Nº 10: Proyección Precio de Crudo WTI 7 Crudo WTI Año Precio Factor de [US$/bbl] Modulación ,57 1, ,22 0, ,36 0, ,02 0, ,35 0, ,56 0, ,69 0, ,52 0, ,74 0, ,20 0, ,81 0,874 Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas incluyendo la modulación correspondiente. 6 7 Estimación CNE en base a precios McCloskey Group (abril 2008). Estimación CNE en base a proyección Purvin and Gertz al

17 Cuadro Nº 11: Proyección Precio de Gas Natural Licuado 8 Año US$/MMBTU , , , , , en adelante 16, ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE PUNTA Precio Básico de Energía Sobre la base de las características de las unidades y las curvas de carga del sistema eléctrico se calcularon los costos marginales para los diferentes años calendario de operación analizados en el sistema eléctrico en el nudo Crucero 220 kv. Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada año calendario se calculó el costo marginal promedio ponderado actualizado en el período de 48 meses a partir de Octubre de 2008 en el nudo Crucero 220 kv. El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes en los años 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012, y el valor del costo marginal actualizado. Cuadro Nº 12: Costos Marginales y Precio de Nudo de Energía Nudo Crucero 220 kv. Año Mes Costo Marginal Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento 2008 Octubre 220,1 593,82 1, Noviembre 224,5 561,02 0, Diciembre 224,0 588,19 0, Enero 215,4 628,49 0, Febrero 221,7 592,01 0, Marzo 219,0 611,41 0, Abril 234,4 626,47 0, Mayo 218,9 626,12 0, Junio 232,8 604,08 0, Julio 214,5 616,47 0, Estimación CNE en base a precio promedio futuros ICE para NBP (UK), hasta 2012 (cierre del ). 16

18 Año Mes Costo Marginal Equivalente [US$/MWh] Demanda Asociada [GWh] Tasa Descuento 2009 Agosto 215,8 621,32 0, Septiembre 215,0 634,61 0, Octubre 209,7 633,38 0, Noviembre 208,8 598,79 0, Diciembre 208,8 627,12 0, Enero 149,9 645,48 0, Febrero 151,5 608,40 0, Marzo 143,2 628,19 0, Abril 135,8 643,19 0, Mayo 124,1 643,32 0, Junio 126,9 620,44 0, Julio 135,5 633,09 0, Agosto 129,3 638,01 0, Septiembre 135,4 651,48 0, Octubre 144,8 650,35 0, Noviembre 139,8 614,77 0, Diciembre 143,0 644,07 0, Enero 142,2 676,47 0, Febrero 139,9 637,70 0, Marzo 119,6 658,76 0, Abril 121,6 673,85 0, Mayo 115,6 674,49 0, Junio 126,5 650,24 0, Julio 121,4 663,55 0, Agosto 120,1 668,52 0, Septiembre 119,9 682,52 0, Octubre 119,6 681,43 0, Noviembre 118,7 643,72 0, Diciembre 119,5 674,89 0, Enero 76,8 711,56 0, Febrero 86,4 670,65 0, Marzo 82,9 693,26 0, Abril 75,3 708,51 0, Mayo 73,2 709,38 0, Junio 83,1 684,06 0, Julio 77,3 697,69 0, Agosto 76,0 703,10 0, Septiembre 76,9 718,12 0,6884 Precio básico de la energía en nudo Crucero 220 kv : Precio Básico Energía = 157,148 [US$/MWh] x 516,70 [$/US$] =81,198 [$/kwh] 17

19 7.2.- Precio Básico de la Potencia de Punta 9 El cálculo del precio básico de la potencia de punta en el nudo Parinacota 220 kv se obtiene de acuerdo a la siguiente expresión: { CF + C } ( 1 + MRT ) FP [ US$ kw mes] = ( C FRC + C FRC + C FRC ) Ppot TG TG SE SE Sus valores y cálculo que se detallan a continuación: LT LT op CALCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA Precio Básico de la Potencia, Parinacota 50 [MW] C TG [US$/kW] 612,626 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. FRC TG [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 88,697 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$/kW] 37,127 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Parinacota. FRC LT [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1, Costo financiero. C OP [US$/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$/kW/mes] 8,6868 Precio Básico de la potencia. Se ha adoptado un margen de 11,76% para todos los nudos en consistencia con lo utilizado en la anterior fijación correspondiente a una disponibilidad promedio de 89,48 % de las unidades generadoras más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, esto es, turbinas a gas Diesel. Precio Básico Potencia de Punta = 8,6868 [US$/kW/mes] x 516,70 [$/US$] = 4.488,47 [$/kw/mes] 9 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

20 8.- ANEXO Nº 3: 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 abril de 2008 y alcanza el valor: 19

21 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 10. 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. 10 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. 20

22 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 8,5 % 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 = 1,0352 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 1.069,52 [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,

23 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. 22

24 9.- ANEXO Nº 4: BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES DEL CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN 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 octubre 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. 23

25 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 Portada Alto Hospicio Laberinto Alto Norte Lagunas Andes Lagunas Andes Lince Antofagasta Lomas Bayas Antofagasta Mantos Blancos Arica Mantos de la Luna Arica Mejillones Barril Mejillones Barril Minsal Calama Minsal Capricornio Norgener Capricornio Nueva Victoria Cavancha Nueva Zaldivar CD Antofagasta Oeste CD Arica Oeste CD Iquique O'higgins 220 Central Atacama Pacifico Centro Palafitos Cerro Colorado Palestina Cerro Dragon Pampa Chacaya Parinacota Chapiquiña Parinacota Chinchorro Pozo Almonte Chuquicamata Pozo Almonte Chuquicamata Pozo Almonte Collahuasi Pozo Almonte Condores Pukara Condores Quebrada Blanca Crucero Quiani Desalant Radomiro Tomic Dolores Salar Domeyko Salar El Abra Salta El Aguila Spence El Loa Sulfuros El Negro Sur

26 Nº Barra Nº Barra 39 El Tesoro Tamarugal Enaex Tarapaca Encuentro Tocopilla Escondida Tocopilla Esmeralda Tocopilla Esmeralda Uribe Iquique Zaldivar KM Cerro Balcon La Cruz Pozo Almonte PMT 48 La Negra Pozo Almonte Salar del Carmen 110 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 ,691 14,833 El Aguila 066->Arica ,040 18,842 CD Arica 066->Arica ,398 4,270 Arica 110->Arica ,000 23,837 Arica 110->Dolores ,456 51,827 Dolores 110->Pozo Almonte ,329 29,886 Pozo Almonte 066->Tamarugal ,273 9,279 Iquique 066->Pozo Almonte ,340 16,363 Iquique 066->Cavancha ,995 1,454 Cavancha 066->Pozo Almonte ,069 19,097 CD Iquique 066->Iquique ,479 0,610 Pozo Almonte 220->Pozo Almonte ,000 64,251 Pozo Almonte1 110->Cerro Colorado ,088 24,345 Lagunas 220->Pozo Almonte ,000 29,162 Lagunas 220->Lagunas , ,049 Tarapaca 220->Lagunas ,370 10,910 Tarapaca 220->Condores ,270 28,000 Condores 220->Condores ,000 34,364 Condores 110->Pacifico ,360 3,261 Condores 110->Palafitos ,228 3,106 Condores 110->Alto Hospicio ,382 0,967 Alto Hospicio 110->Cerro Dragon ,318 0,804 Condores 220->Parinacota ,138 90,675 Parinacota 220->Parinacota ,000 53,190 Parinacota 066->Pukara ,354 0,896 Parinacota 066->Chinchorro ,498 1,259 Parinacota 066->Quiani ,559 1,491 Lagunas 220->Collahuasi ,720 23,742 Collahuasi 220->Quebrada Blanca ,503 9,747 Encuentro 220->Collahuasi ,990 82,109 25

27 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SING Nombre Línea o Transformador Capacidad [MVA] Tensión [kv] R [Ohm] X [Ohm] Crucero 220->Lagunas ,501 68,622 Crucero 220->Nueva Victoria ,380 64,073 Nueva Victoria 220->Lagunas ,620 6,749 La Cruz 220->Crucero ,290 2,320 Barril 220->La Cruz ,024 8,217 Barril 220->Barril , ,600 Norgener 220->Barril ,420 3,380 Barril 110->Mantos de la Luna ,301 10,638 Tocopilla 220->El Loa ,956 12,743 El Loa 220->Crucero ,300 1,980 Tocopilla 220->Tocopilla ,000 34,654 Tocopilla 110->Tocopilla ,000 2,622 Tocopilla 110->Salar ,754 53,382 Tocopilla 110->A ,855 16,517 Crucero 220->Radomiro Tomic ,215 32,644 Crucero 220->El Abra ,181 40,430 Crucero 220->Chuquicamata ,890 28,077 Chuquicamata 220->Chuquicamata ,000 28,233 Chuquicamata 110->A ,250 0,750 Chuquicamata 110->KM ,480 2,014 Salar 220->Chuquicamata ,100 7,530 Crucero 220->Salar ,310 29,480 Salar 220->Salar ,000 34,283 Salar 110->KM ,580 1,740 Salar 110->Calama ,745 4,543 Crucero 220->Encuentro ,017 0,155 Crucero 220->Laberinto ,643 53,253 Crucero 220->Escondida ,927 96,996 Chacaya 220->Crucero ,270 63,615 Encuentro 220->El Tesoro ,522 37,476 Encuentro 220->Spence ,891 27,202 Central Atacama 220->Encuentro ,657 23,088 Chacaya 220->Capricornio ,015 20,475 Chacaya 220->Mejillones ,104 0,532 Capricornio 220->Capricornio ,000 78,085 Capricornio 220->Mantos Blancos ,285 6,552 Laberinto 220->Mantos Blancos ,330 29,150 Laberinto 220->Lomas Bayas ,904 4,164 Laberinto 220->Nueva Zaldivar ,440 30,030 Oeste 220->Laberinto ,680 35,390 Oeste 220->Oeste , ,120 Oeste 110->Minsal ,989 13,959 Minsal 110->Minsal ,000 40,717 Andes 220->Oeste ,431 15,802 Salta 345->Andes , ,190 26

28 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SING R X Nombre Línea o Transformador Capacidad [MVA] Tensión [kv] [Ohm] [Ohm] Andes 345->Andes ,000 18,092 Andes 220->Nueva Zaldivar ,722 12,485 Nueva Zaldivar 220->Zaldivar ,020 0,080 Zaldivar 220->Escondida ,004 5,522 Nueva Zaldivar 220->Sulfuros ,296 5,321 Domeyko 220->Sulfuros ,100 0,409 Domeyko 220->Escondida ,702 2,909 Central Atacama 220->Domeyko ,148 42,107 O'higgins 220->Palestina ,970 15,880 Palestina 220->Domeyko ,220 20,880 Mejillones 220->O'higgins ,241 20,966 Central Atacama 220->Esmeralda ,265 28,210 Esmeralda 220->Esmeralda ,000 34,364 Esmeralda 110->Centro ,083 0,209 Esmeralda 110->La Portada ,439 6,168 Esmeralda 110->Sur ,948 2,399 Esmeralda 110->Uribe ,310 5,843 Mejillones 220->Mejillones ,000 64,070 Mejillones 110->Enaex ,362 0,554 Mejillones 110->Lince ,340 28,260 Pampa 110->Mejillones ,877 11,666 Desalant 110->Pampa ,194 7,640 Antofagasta 110->Desalant ,792 4,286 Antofagasta 110->Capricornio ,106 6,714 Antofagasta 110->La Negra ,034 7,526 La Negra 110->Alto Norte ,758 1,882 Capricornio 110->El Negro ,437 10,604 El Negro 110->Alto Norte ,660 2,035 Antofagasta 013->Antofagasta ,000 46,650 CD Antofagasta 013->Antofagasta ,200 0,300 Crucero 220->Chuquicamata 220 II ,890 28,077 Salar 110->Calama 110 II ,745 4,543 Salar 110->Calama 110 III ,745 4,543 Salar 220->Salar 110 II ,000 34,283 Salar 220->Salar 110 III ,000 34,283 Dolores 110 -> Cerro Balcon ,522 7,074 Cerro Balcon 110 -> Pozo Almonte ,807 22,811 Pozo Almonte 220 -> Pozo Almonte PMT ,413 6,198 Pozo Almonte PMT -> Pozo Almonte ,653 24,793 Pozo Almonte PMT -> Pozo Almonte ,242 64,251 Pozo Almonte 110 -> Pozo Almonte ,597 41,503 Capricornio 110 -> Salar del Carmen ,609 5,130 Salar del Carmen 110 -> Antofagasta ,496 1,585 Salar del Carmen 110 -> Uribe ,520 1,656 27

29 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 ,8% ,8% ,7% ,4% ,9% ,3% ,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% ,7% ,0% ,6% Cuadro N 16 : Ventas Reguladas por Barra [GWh]. Consumo Clientes Regulados SING [GWh] Barra Tocopilla ,6 24,4 25,3 26,1 27, ,1 33,3 34,4 Calama ,2 200,7 210,7 221,3 232, , ,4 296,5 311,4 El Tesoro 220 0,7 0,8 0,8 0,9 0, ,1 1,2 1,3 1,3 1,4 Mantos Blancos 220 2,6 2,8 3 3,2 3,4 3,7 3,9 4,2 4,5 4,8 5,1 5,5 La Negra 110 2,6 2,6 2,7 2,8 2,9 3 3,1 3,2 3,2 3,3 3,4 3,5 Mejillones ,7 11, ,2 12,4 12,6 12,8 13,1 13,3 13,5 13,7 13,9 Centro ,8 302,6 319,2 336,8 355,3 374,9 395,5 417,2 440,2 464,4 489,9 516,9 La Portada ,2 86, ,4 111,2 118,4 126,1 134, ,3 162,2 Uribe 110 8,6 9,2 9,7 10,3 10,9 11,6 12, ,8 14,7 15,6 16,5 Sur ,1 61,6 65,4 69,3 73, ,8 87,8 93,2 98,8 104,9 111,2 Lagunas 220 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 Pozo Almonte ,7 21,1 21, ,4 22,8 23,3 23,8 24,2 24,7 25,2 25,7 Iquique 066 9,5 10,1 10,9 11,6 12,4 13,3 14,2 15,2 16,3 17,4 18,7 20 Pacifico ,3 92,5 96,9 101,5 106,4 111,5 116,9 122,5 128,4 134,6 141,1 147,8 Alto Hospicio ,1 59,8 62,7 65,7 68,8 72,1 75,6 79,3 83,1 87,1 91,2 95,6 Cerro Dragon ,9 101,5 106,4 111,5 116,8 122,5 128,3 134, ,8 154,9 162,3 Palafitos ,7 89, ,5 103,3 108,2 113,4 118,9 124,6 130,6 136,9 143,5 Arica 110 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 Chinchorro , ,7 106,7 113,1 119,9 127,1 134,7 142,8 151,4 160,5 170,1 Pukara ,7 95,6 97,5 99,4 101,4 103,4 105,5 107,6 109, ,2 116,5 Quiani ,5 33,1 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 0,5 0,6 0,6 0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 0,9 28

30 Cuadro N 17 : Ventas Libres por Barra [GWh]. Consumo Clientes Libres SING [GWh] Barra Alto Norte ,3 336, ,7 385,6 398, , ,6 499,8 Arica 066 5,6 5,8 5,8 6 6,2 6,4 6,6 6,9 7,2 7,5 7,9 8,3 Calama ,9 30,7 31,6 35,9 39,7 41,1 42,4 44,4 46,4 48,7 50,8 53,2 Capricornio , ,8 102,6 106,1 109,7 114,8 119,9 125,8 131,2 137,6 CD Antofagasta ,6 39,9 39,9 41,2 48,2 49,8 51,5 53,9 56,3 59,1 61,6 64,6 Centro 110 9,4 9,7 9,7 10,1 10,4 10, ,3 11, ,3 12,6 Cerro Colorado ,9 390,6 443,6 474,1 489,4 506,4 523,4 547,7 572,1 600,2 625,9 656,4 Chacaya ,3 77,4 77,4 79,8 82,4 85,3 88,2 92,2 96,4 101,1 105,4 110,6 Chapiquiña 066 1,6 1,6 1,6 1,7 1,8 1,8 1,9 2 2,1 2,2 2,2 2,4 Chinchorro Chuquicamata ,1 2242,6 2242, ,6 2597,1 2752, ,9 3407,9 3647,9 3927,5 Collahuasi ,4 1278,4 1319,1 1364,4 1414,4 1464,7 1535,5 1607,2 1689,2 1765,1 1854,7 Dolores ,8 11,1 11,1 11,4 11,8 12,2 12,6 13,2 13,8 14,5 15,1 15,8 Domeyko ,3 939,1 969,4 1010,3 1084,8 1133,5 1230,2 1300,1 1371,8 1453, ,6 El Abra ,3 695,7 703,7 726, ,9 861,9 901,9 942,2 988,4 1030, El Aguila 066 6,9 7,1 7,1 7,4 7,6 7,9 8,1 8,5 8,9 9,3 9,7 10,2 El Loa ,8 241,3 253,4 274, ,6 343,2 365,7 391,3 416,3 445,3 El Negro ,8 35,5 35,5 36,6 37,8 39,1 40,5 42,3 44,2 46,4 48,4 50,7 El Tesoro ,5 257,3 257,3 265, ,5 293,1 306,6 320, ,5 367,5 Enaex ,9 18,4 18, ,6 20, ,9 24,1 25,1 26,3 Escondida ,8 305,8 375,8 387,8 414,2 443, ,4 601,5 648,9 703,9 La Cruz ,2 36,1 37, ,3 43,8 45,2 47,3 49,5 51,9 54,1 56,7 La Negra , ,3 78,4 81,4 84,3 87,2 90,2 93,4 96,6 99,9 Laberinto ,8 489,7 489,7 505,2 521,6 539,7 557,8 583,7 609,7 639,6 667,1 699,6 Lagunas ,3 25,4 25,4 26,2 27,2 28,2 29,2 30,6 32,1 33,8 35,3 37,1 Lomas Bayas ,5 269,3 269,3 277,9 286,9 296,8 306, ,3 351,8 366,9 384,7 Mantos Blancos ,5 249,1 249, ,3 274,5 283,8 296,9 310,2 325,4 339,4 355,9 Mantos de la Luna ,9 64,6 64,6 66,6 68,8 71,2 73, ,4 84, ,3 Mejillones ,7 216, ,8 275,8 289, ,4 346,3 366,5 390,1 Minsal ,2 71,7 71, ,4 79,1 81,7 85,5 89,3 93,7 97,7 102,5 Nueva Victoria ,1 57,4 79,6 139,5 144,1 149,3 154,4 161,7 169,1 177,6 185,4 194,6 O'higgins ,7 215,4 222,4 231,7 248, ,2 298,2 314,7 333,4 351,2 372 Pacifico ,6 12,3 12,7 13,5 14,4 15,3 16,2 17,1 18,1 19,1 20,2 21,3 Palestina ,2 73,1 73,1 75,4 77,9 80,5 83,3 87, ,5 99,6 104,4 Pampa ,4 27,1 27,1 28, ,7 33,4 35, ,6 43,2 46,2 Pozo Almonte ,2 158,8 160,7 168,1 175,6 183,6 191,6 201,4 211,4 222,5 233,4 245,6 Quebrada Blanca ,1 59,8 59,8 61,7 63, ,2 71,3 74,5 78,2 81,5 85,5 Radomiro Tomic ,1 822,8 832,3 858,8 886,6 917,3 948,1 992,1 1036,4 1087,2 1133,9 1189,1 Spence ,4 548,1 548,1 636,5 657,2 744,4 769, ,2 920,1 964,9 Sulfuros 220 3,2 3,2 3,4 3,5 3,7 3,9 4,3 4,5 4,7 5 5,3 5,6 Tamarugal ,3 28,1 28, ,9 30, , ,7 38,3 40,1 Tarapaca ,7 61,6 66,5 68,9 71,5 74, ,7 84,5 88,7 92,7 97,4 Tocopilla 005 4,6 4,7 4,7 4,9 5 5,2 5,4 5,6 5,9 6,2 6,4 6,7 Zaldivar ,8 2151, ,3 2527,6 2676,7 2788,4 2963,8 3170,1 3325,5 3579,1 3753,4 29

31 9.3.- 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 0,9868 0,8795 Arica 110 0,9968 0,8999 Central Atacama 220 0,9916 0,8939 Capricornio 220 0,9658 0,8730 Chacaya 220 0,9622 0,8187 Cóndores 220 1,0545 0,9635 Crucero 220 1,0000 0,9054 Encuentro 220 1,0049 0,9082 Esmeralda 220 1,0081 0,9099 Lagunas 220 1,0367 0,9408 Mantos Blancos 220 0,9891 0,8874 Mejillones 220 0,9507 0,8517 Parinacota 220 1,0822 1,0000 Pozo Almonte 220 1,0674 0,9696 Tarapacá 220 1,0285 0, Diagrama Unilineal Simplificado El siguiente diagrama unilineal corresponde a una representación simplificada del SING utilizada en la presente fijación: 30

32 31