INFORME MENSUAL COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL

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1 INFORME MENSUAL COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL Enero 2017

2 Resumen Se presenta a continuación un panorama general de la operación en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC), ocurrida durante el mes de enero de 2017, así como una proyección de abastecimiento de la demanda para los siguientes 12 meses. Durante el mes de enero 2017, el costo marginal real de energía (mercado spot), en barras de 220 kv representativas del SING y del SIC, presentó las siguientes variaciones respecto del mes de enero de : Año Crucero D. de Almagro P. de Azúcar Quillota Alto Jahuel Charrúa Concepción Pto. Montt 48, , Δ% 26,0% -5.6% -4.0% 6.5% 7.3% 5.5% 13.3% -4.2% A su vez, la producción de energía en cada uno de estos sistemas presentó los siguientes indicadores: MWh/h GWh/día GWh/mes Producción Ene-16 Ene-17 Máx. SIC Máx. SING Mín. SIC Mín. SING Día máx. SIC Día máx. SING 7.789, ,4 (Mi25 hr16) (Mi25 hr16) 2.448, ,5 [Sa30 hr22] [Lu2 - hr23] 4.051, ,1 (Vi25 hr08) (Do01 hr8) 1.869, ,0 [Mi13 hr19] [Ju26 hr20] 162,4 167,0 (Ju10) (Ju26) 55,5 54,9 [Vi29] [Lu02] Δ% 2017 vs +3,0% -1,8% +2,0% -8,7% +2,9% -1,1% SIC 4.560, ,1 +4,1% SING 1.622, ,8-1,7% Por otro lado, la participación en el abastecimiento de la demanda mensual según tipo de aporte durante el mes de enero de 2017, y su comparación con igual periodo del año anterior, para cada sistema eléctrico, se resume en el siguiente cuadro: Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 2

3 Producción Bruta de Energía SING y SIC SIC ene-16 [GWh] ene-16 [%] ene-17 [GWh] ene-17 [%] Térmico 2.111,8 46,3% 2.346,6 11,1% Hídrico 2.182,7 47,9% 1.965,9-9,9% Eólico 137,1 3,0% 206,7 50,8% Solar 128,8 2,8% 229,0 77,8% SING ene-16 [GWh] ene-16 [%] ene-17 [GWh] ene-17 [%] Térmico 1.541,7 95,1% 1.448,2 90,9% Hídrico 7,1 0,4% 7,2 0,5% Eólico 23,5 1,4% 39,3 2,5% Solar 49,7 3,1% 99,1 6,2% De acuerdo al tipo de tecnología y desagregando los diferentes tipos de producción en las categorías que están comprendidas en la Ley de balance ERNC (Ley y Ley ), se obtienen las participaciones que se muestran en las siguientes tablas: DETALLE PRODUCCIÓN Tipo SIC [GWh] % SING [GWh] % Hidráulica Embalse 651,3 13,7% - - Hidráulica Pasada 1.314,6 27,7% 7,2 0,5% Gas Natural 21,4 0,4% 163,7 10,3% GNL 938,5 19,8% - - GLP 0,0 0,0% - - Biogás 24,0 0,5% - - Biomasa 197,8 4,2% - - Carbón 814,8 17,2% 1.255,2 78,8% Carbón - Petcoke 305,9 6,4% - - Petcoke 33,0 0,7% - - Petróleo 11,0 0,2% 17,6 1,1% Eólica 206,7 4,4% 39,3 2,5% Solar 229,0 4,8% 99,1 6,2% Otros 0,1 0,0% 11,8 0,7% Total 4.748,1 100,0% 1.593,8 100,0% Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 3

4 Calificación Tipo SIC [GWh] SING [GWh] Convencional Hidráulica Embalse Hidráulica Pasada 1, ,8 Termoeléctrica 2, ,2 Total Convencional 3, ,2 ERNC (Ley) Hidráulica Pasada ,4 Eólica ,3 Solar ,1 Termoeléctrica Total ERNC ,8 Total Mes 4, ,593,8 El siguiente gráfico, presenta la participación de cada región en la producción de energía durante el mes de enero. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 4

5 Adicionalmente, para cada sistema, el detalle de las ventas esperadas de energía es el siguiente: SING SIC Ventas (GWh) ene-16 ene-17 Δ % 2017 vs ene-16 ene-17 Δ % 2017 vs Distribuidores 160,9 160,7-0,1% 3.001, ,6 +1,25% Libres 1.245, ,0 +3,9% 1.284, ,3 +1,4% Total 1.406, ,7 +3,3% 4.285, ,9 +1,3% Finalmente, cabe destacar que, para el Sistema Interconectado Central, las características del año hidrológico muestran que la probabilidad de excedencia del período comprendido entre abril - enero 2017 alcanza el 93% (año del tipo seco). Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 5

6 Índice Introducción 8 Sección Uno Sistema Interconectado Central 9 1. CAPACIDAD INSTALADA 9 2. INDICADORES ECONÓMICOS DESACOPLES Y REDUCCIONES ERNC COSTOS MARGINALES REALES COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO COMPARACIÓN OPERACIÓN REAL Y PROGRAMADA GENERACIÓN BRUTA REAL VENTAS RETIROS HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN MANTENIMIENTOS EVENTOS NO PROGRAMADOS PRECIOS DE COMBUSTIBLES CONDICIONES ESPECIALES DE OPERACIÓN (CEO) COTAS INICIALES Y FINALES CAMBIOS EN EL ESTADO DE INSTALACIONES INSTALACIONES DE GENERACIÓN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN INFORMACIÓN BASE PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN PREVISIÓN DE CONSUMO COSTO DE RACIONAMIENTO PROGRAMA DE OPERACIÓN ANEXOS SIC 35 Sección Dos Sistema Interconectado del Norte Grande CAPACIDAD INSTALADA INDICADORES ECONÓMICOS 38 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 6

7 2.1. COSTOS MARGINALES REALES COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO COMPARACIÓN OPERACIÓN REAL Y PROGRAMADA GENERACIÓN BRUTA REAL INTERCONEXIÓN SING-SADI HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN MANTENIMIENTOS EVENTOS NO PROGRAMADOS DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA PRECIOS DE COMBUSTIBLES CAMBIOS EN EL ESTADO DE INSTALACIONES INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES INFORMACIÓN BASE PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN ANEXOS SING 58 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 7

8 Introducción Los sistemas interconectados, Central y del Norte Grande, operan desde el 1 de enero de 2017 bajo la coordinación del Coordinador Eléctrico Nacional. Según lo señalan las disposiciones transitorias de la Ley N , específicamente en su Artículo Primero, el Coordinador es el continuador legal de los CDEC, razón por la cual, le corresponde, ejercer las funciones que la ley le asigna, entre otras, las establecidas en el Artículo 31 del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N 115/2012. Este señala que se deben enviar a la Comisión Nacional de Energía, dentro de los primeros 10 días hábiles de cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias: a) Costos marginales instantáneos de energía, transferencias de energía y de potencia, cobros y pagos entre generadores, correspondientes al mes anterior; b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación real de las unidades generadoras y hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema durante el mes anterior, tales como vertimientos en centrales hidroeléctricas y fallas de unidades generadoras; c) Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales instantáneos durante el mes anterior; d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo niveles de operación de los embalses, stock de combustibles disponible para generación y la generación esperada de cada central, y e) Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales instantáneos de energía. En cumplimiento con lo señalado, se presenta a la CNE el Informe Mensual del Coordinador Eléctrico Nacional, correspondiente al mes de enero de Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 8

9 Sección Uno Sistema Interconectado Central La capacidad instalada del SIC a enero 2017 alcanza los MW, de los cuales el 39,5% corresponde a centrales hidroeléctricas y el 49,3% a centrales térmicas, tal como se muestra en la figura 1. Respecto a los proyectos esperados a conectar durante 2017 (declarados en construcción con Resolución CNE), los que totalizan 1977 MW, ellos corresponden mayoritariamente a proyectos Hídricos (50%). Figura 1: Capacidad Instalada SIC En enero de 2017 se produjeron desacoples en el SIC originados tanto por la activación de restricciones y/o limitaciones en transmisión, así como por fallas de elementos de generacióntransmisión. Los elementos con los 5 mayores tiempos de desacople se muestran en la siguiente figura 2, mientras que el detalle de esos desacoples se incorpora en Anexo SIC-Ene17. Figura 2: Mayores Tiempos de Desacople en el SIC enero-17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 9

10 Reducciones ERNC La figura 3 muestra la reducción diaria de energía eólica y solar durante el mes de enero, producto de restricciones de transmisión. La mayor reducción ERNC se registró el miércoles 04 y alcanzó los 5.963,0 (MWh) debido a prorrata por control de transferencia de la línea 220 kv Los Vilos - Las Palmas. Figura 3: Reducción ERNC en el SIC enero 17. En la siguiente figura 4, se presenta la variación de los costos marginales promedio diarios de las barras de 220 kv Diego de Almagro, Pan de Azúcar, Quillota y Charrúa, en (USD/MWh), presentándose en Anexo SIC-Ene17 el detalle horario de los mismos. Figura 4: Costo marginal promedio diario en el SIC enero 17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 10

11 Por otro lado, la siguiente tabla 1 presenta el valor promedio mensual (en USD/MWh) de esos costos marginales, junto con su variación respecto de igual mes del año anterior. BARRA 2017 Δ % 2017 vs D.Almagro 220 kv 32,2 30,4 (5,6%) Cardones 220 kv 42,4 30,2 (28,8%) P.Azúcar 220 kv 47,9 46,0 (4,0%) Quillota 220 kv 49,9 53,2 6,5% A. Jahuel 220 kv 50,5 54,2 7,3% Itahue 220 kv 48,5 52,8 9,0% Charrúa 220 kv 48,1 50,7 5,5% Concepción 220 kv 49,4 55,9 13,3% Temuco 220 kv 49,2 51,8 5,2% Valdivia 220 kv 53,9 53,8 (0,0%) P.Montt 220 kv 54,7 52,4 (4,2%) Tabla 1: Costos marginales en barras del SIC enero-17 El costo medio de operación mensual del sistema eléctrico correspondiente al cociente entre la valorización a costo variable total (CVT) de la energía generada por cada central, de acuerdo a las políticas de operación vigente cada día, y el total de energía generada mensualmente por el conjunto de las centrales generadoras del sistema. Ello tanto para las centrales térmicas como para las otras tecnologías, considerando un valor del agua igual a cero para los embalses. Para el mes de enero, el costo medio de operación del SIC alcanzó los 16,59 USD/MWh. La siguiente figura 5 presenta la comparación entre el costo medio de operación y el costo marginal promedio en la barra Quillota 220 kv, de los últimos 12 meses. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 11

12 Figura 5: Costo marginal Quillota 220 kv vs costo medio de operación últimos 12 meses. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 12

13 Para el mes de enero, las siguientes figuras muestran el comparativo para el SIC entre la producción real (4.748,1 GWh) vs la producción programada (4.712,8 GWh según programa de 12 meses). La figura 6 presenta la comparación de la generación real y programada entre las 6 empresas con mayor capacidad instalada del SIC, mientras que en la figura 7, dicha comparación se realiza por fuente energética. Figura 6: Comparación generación real vs programada desagregada por empresas. Figura 7: Comparación generación real vs programada desagregada fuente energética. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 13

14 Los 4.748,1 GWh de producción bruta de energía alcanzada por el SIC en el mes, representan un aumento del 1,4% respecto de la producción de energía registrada en similar mes del año, la cual alcanzó los 4.560,4 (GWh). La composición de esa producción mensual correspondiente a enero de 2017, por tipo de aporte, se presenta en la figura 8, mientras que su detalle se incorpora en Anexo SIC-Ene17. Figura 8: Producción mensual SIC enero-17. En la siguiente tabla 2 se presenta el detalle físico de estos valores. Producción Bruta de Energía del SIC (GWh) ene-16 ene-17 Δ % vs 2015 Térmico 2.111, ,6 11,1% Hídrico 2.182, ,9 (9,9%) Eólico 137,1 206,7 50,8% Solar 128,8 229,0 77,8% Total 4.560, ,1 4,1% Tabla 2: Generación bruta enero-17. La producción bruta máxima media horaria alcanzó el valor de 8.023,4 (MWh/h), y tuvo lugar el día miércoles 25, siendo un 3,0% mayor a la máxima producción registrada en enero de, la cual alcanzó los 7.789,0 (MWh/h). Por otro lado, la producción mínima horaria registrada durante el mes de enero alcanzó los 4.131,1 (MWh/h), siendo un 2,0% mayor que la mínima producción registrada en enero de, la que alcanzó 4.051,1 (MWh/h). Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 14

15 La máxima producción diaria de energía se registró el jueves 26, alcanzando los 167,0 (GWh), valor que resulta ser un 2,9% mayor que la máxima producción diaria registrada en enero de, la cual alcanzó los 162,4 (GWh). En las siguientes figuras se muestra la evolución de estos indicadores durante el mes de enero de Figura 9: Variación diaria producción Mín/Máx del SIC enero-17. Figura 10: Variación mensual producción Mín/Máx del SIC enero-17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 15

16 Figura 11: Variación producción total diaria del SIC enero-17. Las ventas esperadas de energía alcanzan los 4.525,0 (GWh), un 5,6% mayor que las ventas efectuadas durante el mes de enero, las que totalizaron 4.285,2 (GWh). De estos 4.525,0 (GWh), se estima en cerca de un 70,0% las ventas realizadas a clientes en distribución (esto es equivalente a aproximadamente 3.167,5 (GWh)). En la siguiente figura y tabla se presenta la evolución de las ventas de energía realizadas en el SIC, con un desagregado por tipo de clientes y su comparación con igual mes del año anterior. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 16

17 Figura 12: Variación mensual de las ventas de energía (GWh, enero preliminar) Ventas SIC (GWh) Ventas SIC 2017 (GWh) Tasa de Crecimiento (%) Mes Distribuidor Libre Total Distribuidor Libre Total Distribuidor Libre Total Enero* 3.001, , , , , ,0 5,5% 5,7% 5,6% Febrero 2.881, , ,5 Marzo 3.082, , ,1 Abril 2.784, , ,5 Mayo 2.915, , ,4 Junio 2.953, , ,6 Julio 2.997, , ,7 Agosto 2.844, , ,0 Septiembre 2.654, , ,1 Octubre 2.701, , ,3 Noviembre 2.928, , ,8 Diciembre 2.977, , ,1 *preliminar Tabla 3: Ventas de Energía anual La información sobre retiros de energía, correspondiente al mes de enero, se encuentra en proceso de elaboración. Por otro lado, la información ya disponible para los retiros efectuados durante el mes de diciembre, indican que ellos alcanzan los 4.299,7 GWh. La figura 13 muestra el detalle de esos retiros físicos, Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 17

18 desagregados por sector industrial, mientras la figura 14 los presenta en términos de su participación porcentual. La figura 15 presenta las tasas de aumento/decremento de los retiros para cada sector, en relación a diciembre de Se puede apreciar que la mayor caída, de un 2,4% en el monto de retiros en el sector Minería, se explica principalmente por una baja en la producción. Por otro lado, el mayor aumento observado del 12,7% en el sector industrial y minería, se explica principalmente por trabajos realizados en CMP-Pellets en diciembre Figura 13: Retiros físicos por sector industrial en el SIC diciembre-16. Figura 14: Retiros por segmento (%) en el SIC diciembre-16. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 18

19 Figura 15: Tasa de crecimiento Retiros de energía en el SIC diciembre-16. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 19

20 En Anexo SIC - Ene16 se presenta un cuadro con el programa de mantenimiento mayor utilizado en la planificación de la operación efectuada en enero, y otro cuadro con ese programa actualizado a fines de ese mes, utilizado en la planificación de la operación a desarrollar durante el mes de febrero de Para el mes de enero, la ENS F, y cuyo detalle se presenta en los puntos siguientes, alcanzó los 1160,81 MWh. La siguiente tabla muestra un desagregado de causas asociadas a los EAF elaborados debido a fallas ocurridas durante el mes de enero. Descripción N EAF Perdida de E Falla ocasionada por animales, roedores o pájaros (por contacto directo u otro) 1 17,20 Caída de árbol sobre línea o instalación 1 1,40 Pérdida de aislación debido a contaminación por actividades de terceros 1 8,60 Origen no determinado (trip de interruptor) 6 44,30 Ruptura de capacidad dieléctrica Elemento dañado, corrosión, trizadura, etc. 2 0,50 Incendio bajo una línea o en proximidades de instalaciones (natural o provocado, ej. Quema de pastizal) 5 290,80 Robo Conductor o Equipo 2 43,30 Maquinaria de trabajo pesado 1 2,60 Error de personal u operador 1 2,80 Choque de vehículo a poste 1 264,50 En Proceso ,81 Tabla 4: Causas de Fallas para EAF enero-17. TOTAL ,81 Durante el mes de enero, no se registraron fallas en instalaciones de generación que hayan implicado pérdidas de consumo de clientes finales. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 20

21 Durante el mes de enero se han registrado las siguientes fallas en instalaciones de transmisión, las cuales han ocasionado pérdidas de consumo de clientes finales. N EAF 1 DÍA EAF 001/2017 EAF 002/2017 EAF 003/2017 EAF 004/2017 EAF 005/2017 Domingo 01/Ene17 Domingo 01/Ene17 Lunes 02/Ene17 Lunes 02/Ene17 Lunes 02/Ene17 ELEMENTO AFECTADO LT 2x66 kv San Antonio - Tap Algarrobo LT 2x110 kv Huasco - Maitencillo LT 110 kv Agua Santa - Laguna Verde LT 66 kv Chiguayante - Quilacoya LT 110 kv San Bernardo - Malloco DESCRIPCIÓN Se produjo falla en la línea 2x66 kv San Antonio - Tap Algarrobo fue a causa de corte y robo de conductor de cobre en las fases inferiores de ambos circuitos, en el vano comprendido por las estructuras N 248 y N 249 Se produjo la desconexión forzada de la línea 2x110 kv Maitencillo - Huasco, por operación de protecciones ante falla atribuida a contacto de un jote con los conductores del circuito Nº1 de la línea, específicamente en la estructura Nº47 Se produjo la desconexión de la línea por una falla bifásica debido a un incendio forestal en la zona Se produjo la desconexión de la línea 66 kv Chiguayante - Quilacoya, por falla bifásica aislada de tierra, sin una causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla Se produjo la desconexión de la LT 110 kv San Bernardo - Malloco, debido a una falla bifásica a causa de un incendio bajo la línea entre las estructuras Nº15 y Nº16 REGIÓN AFECTADA HORA INICIO - FIN 2 PÉRDIDA DE CONSUMO [MW] PÉRDIDA DE ENERGÍA [MWh] Valparaíso 00:07-07:57 7,05 37,70 Atacama 08:31-08:55 43,00 17,20 Valparaíso 16:28-16:38 69,10 8,50 Biobío 18:55-20:48 0,10 0,20 Metropolitana 18:58-20:45 38,00 67,40 1 EAF En Proceso : Pérdida de Consumo y Energía Preliminar Estimada. 2 Hora Fin: Hora de normalización del mayor consumo afectado por la falla. Hora Fin*: Casos en que la hora de normalización de consumo corresponde al día siguiente de ocurrida la falla. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 21

22 N EAF 1 DÍA EAF 006/2017 EAF 007/2017 EAF 008/2017 EAF 009/2017 EAF 010/2017 EAF 011/2017 Lunes 02/Ene17 Martes 03/Ene17 Miércoles 04/Ene17 Miércoles 04/Ene17 Jueves 05/Ene17 Jueves 05/Ene17 ELEMENTO AFECTADO LT 66 kv Pan de Azúcar - Marquesa LT 66 kv San Javier - Constitución LT 110 kv Diego de Almagro-Manto Verde LT 66 kv Itahue - Talca Nº1 LT 66 kv Chiguayante - Quilacoya LT 66 kv Pan de Azúcar - Marquesa DESCRIPCIÓN Se produjo la desconexión forzada de la línea 66 kv Pan de Azúcar - Marquesa, por operación de protecciones ante falla atribuida a incendio bajo la línea, entre las estructuras N 81 y N 82 Se produjo la desconexión de la línea por una falla bifásica originada por la caída de un árbol sobre el conductor, entre las estructuras N 266 y N 267 Se produjo la desconexión de la línea 110 kv Diego de Almagro - Manto Verde, por falla a tierra causada por pérdida de aislación, originada por contaminación en la zona provocada por terceros Se produjo la desconexión forzada de la línea 66kV Itahue - Talca C1, por operación de protecciones, debido a cortocircuito provocado por robo de conductor entre las estructuras N 104 y N 106 Se produjo la desconexión de la línea por falla bifásica aislada de tierra, sin una causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla Se produjo la falla en la línea a causa de acercamiento de retroexcavadora con los conductores entre las estructuras N 35 y N 36, a una distancia de km desde la S/E Pan de Azúcar, que provoca la reconexión automática de la línea y la consecuente operación del esquema EDAC BF en S/E Marquesa, en circunstancias que el PMGD Puclaro se encontraba inyectando en el alimentador REGIÓN AFECTADA Coquimbo HORA INICIO - FIN 2 22:03-06:29* PÉRDIDA DE CONSUMO [MW] PÉRDIDA DE ENERGÍA [MWh] 12,58 87,50 Maule 15:58-17:06 8,89 1,40 Atacama 04:37-05:20 12,00 8,60 Maule 23:15-23:36 16,24 5,60 Biobío 00:27-04:14 0,10 0,40 Coquimbo 15:24-15:47 6,98 2,60 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 22

23 N EAF 1 DÍA ELEMENTO AFECTADO DESCRIPCIÓN 52E4 El Tambo de dicha subestación REGIÓN AFECTADA HORA INICIO - FIN 2 PÉRDIDA DE CONSUMO [MW] PÉRDIDA DE ENERGÍA [MWh] EAF 012/2017 EAF 013/2017 EAF 014/2017 EAF 015/2017 EAF 016/2017 EAF 017/2017 Domingo 08/Ene17 Martes 10/Ene17 Miércoles 11/Ene17 Miércoles 11/Ene17 Jueves 12/Ene17 Viernes 13/Ene17 Interruptor 52BT5 de S/E Mina LT 66 kv Chiguayante - Quilacoya LT 110 kv Agua Santa - Laguna Verde LT 154 kv Itahue - Parral TR Nº2 110/23 kv SE Quellón Barra Nº1 154 kv S/E Tinguiririca Se produjo la desconexión forzada del transformador Nº5 66/13,2 kv de S/E Mina, por operación de su protección diferencial ante falla en la barra MT de la subestación Se produjo la desconexión de la línea, por falla monofásica a tierra, sin causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla Se produjo la desconexión de la línea, por una falla bifásica en la línea debido a un incendio forestal en la zona Se produjo la desconexión forzada de la línea, debido a cortocircuito bifásico entre las fases A y B, ocasionado por incendio bajo la línea entre las estructuras N 20 y N 21 a una distancia de aproximadamente 6 km desde S/E Itahue Se produjo la apertura de los interruptores 52HT2 y 52ET2 de S/E Quellón, asociados al transformador N 2 110/23kV, por operación de protecciones, debido a presunta mala maniobra de operador al estar realizando traspaso de carga Se produjo la desconexión de la barra por la operación de la protección 50BF asociado al interruptor 52A8 de esta S/E (línea hacia S/E San Fernando), cuya causa primaria de operación no ha sido determinada Valparaíso 18:40-02:35* 2,50 19,80 Biobío 15:54-22:48 0,10 0,70 Valparaíso 17:12-18:38 87,90 85,40 Maule 19:21-19:48 118,03 22,70 Los Lagos 21:57-22:17 8,30 2,80 O'Higgins 01:19-01:34 62,05 13,30 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 23

24 N EAF 1 DÍA EAF 018/2017 EAF 019/2017 EAF 020/2017 EAF 021/2017 EAF 022/2017 En Proceso En Proceso Viernes 13/Ene17 Viernes 13/Ene17 Domingo 15/Ene17 Domingo 15/Ene17 Domingo 15/Ene17 Lunes 16/Ene17 Jueves 19/Ene17 ELEMENTO AFECTADO LT 66 kv San Vicente de Tagua - El Manzano LT 220 kv Rapel - Lo Aguirre Nº1 Interruptor 52H2 S/E PFV Javiera Interruptor 52CT1 S/E Taltal Interruptor 52CT1 S/E Taltal S/E Malloco TR Móvil de 110/12 kv; 22,4 MVA S/E Pan de Azúcar 52HT8/11 DESCRIPCIÓN Se produjo la desconexión forzada de la línea, por operación de protecciones ante falla atribuida a un choque de vehículos que derriban la estructura Nº11 de la línea Se produjo la desconexión de la línea, por una falla monofásica producida por un incendio bajo la línea entre el marco de línea de la S/E Rapel y la estructura N 1 Se produjo la apertura intempestiva del interruptor 52H2 de S/E PFV Javiera, de forma coincidente con maniobra de cierre manual del interruptor 52HT4 de S/E Diego de Almagro, durante maniobras de vinculación de isla eléctrica de la zona de Diego de Almagro con el SIC, por finalización de trabajos programados en dicha S/E Se produjo la desconexión forzada de la barra 13,2 kv de S/E Taltal, por operación de protecciones a causa de elementos dañados en un conector terminal en un cable perteneciente al sistema de control Se produjo la desconexión forzada de la barra 13,2 kv de S/E Taltal, por operación de protecciones a causa de elementos dañados en un conector terminal en un cable perteneciente al sistema de control Interrupción forzada por protecciones Interrupción forzada por protecciones REGIÓN AFECTADA HORA INICIO - FIN 2 PÉRDIDA DE CONSUMO [MW] PÉRDIDA DE ENERGÍA [MWh] O'Higgins 11:27-01:31 18,85 264,50 O'Higgins 16:08-16:19 106,00 19,30 Atacama 17:54-19:15 15,00 9,90 Metropolitana 20:49-20:57 1,10 0,10 Metropolitana 21:21-21:43 1,10 0,40 Metropolitana 14:36-15:57 18,00 24,30 Coquimbo 07:40-08:06 16,50 7,15 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 24

25 N EAF 1 DÍA En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso En Proceso Viernes 20/Ene17 Sábado 21/Ene17 Lunes 23/Ene17 Miércoles 25/Ene17 Miércoles 25/Ene17 Miércoles 25/Ene17 Jueves 26/Ene17 Jueves 26/Ene17 Sábado 28/Ene17 ELEMENTO AFECTADO LT 220 kv Nogales - Los Vilos 1 y 2 LT 66 kv Temuco - Loncoche 1 LT 66 kv Itahue - Talca 1 y 2 LT de 66 kv Hualañé - Ranguilí LT de 66 kv Picarte - Corral S/E Charrúa S/E Villarrica DESCRIPCIÓN REGIÓN AFECTADA HORA INICIO - FIN 2 PÉRDIDA DE CONSUMO [MW] PÉRDIDA DE ENERGÍA [MWh] Incendio en la zona Atacama 17:32-18:16 46,50 34,10 Conductor cortado en dos fases entre T-334 y 336 producto de tala de árboles efectuada por terceros Incendio bajo la línea en sector de Panguilemo Interrupción forzada por protecciones Interrupción forzada por protecciones Interrupción forzada por protecciones Interrupción forzada por protecciones Araucanía 10:41-19:00 13,50 112,27 Maule 14:28-15:03 21,00 12,25 Maule 17:14-22:02 3,40 16,32 De los Ríos 19:44-20:42 0,80 0,77 Biobío 20:02-20:32 116,00 58,00 La Araucanía 11:27-11:35 12,30 1,64 S/E Charrúa Sobrecarga Biobío 15:11-15:27 710,00 189,33 LT 66 kv Alonso de Ribera - Chiguayante Interrupción forzada por protecciones Tabla 5: EAF Enero-17. Biobío 15:05-17:02 14,70 28,67 Total 1.160,81 Durante el mes de enero no se registraron fallas en instalaciones de generación que hayan implicado pérdidas de consumo de clientes finales. Los precios de combustibles informados por las empresas, y utilizados durante el mes de enero de 2017 para los procesos de planificación de la operación, se incluyen en el Anexo SIC de este informe. Durante enero de 2017 se registró la operación en condición de agotamiento/vertimiento, de las siguientes centrales del Sistema Interconectado Central, por los períodos que se señalan: Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 25

26 CENTRAL CONDICIÓN DÍAS Pehuenche Agotamiento Martes 10 a jueves 12 Sábado 14 Viernes 20 a miércoles 22 Martes 24 a domingo 29 Colbún Agotamiento Miércoles 4 a martes 31 Rapel Agotamiento Martes 10 a jueves 12 Sábado 14 Viernes 20 a miércoles 22 Martes 24 a martes 31 La Confluencia Vertimiento Domingo 1 Jueves 5 a viernes 6 Los Molles Vertimiento Jueves 5 a viernes 6 La Higuera Vertimiento Lunes 16 El Paso Vertimiento Martes 17 San Andrés Vertimiento Domingo 1 a miércoles 18 Tabla 6: Condiciones especiales de operación enero-17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 26

27 EMBALSE Embalse Rapel Laguna Maule Laguna Invernada Embalse Colbún A continuación, se muestran las cotas iniciales y finales de los principales embalses del SIC, registradas durante el mes de enero de COTA FINAL [msnm] AL 31/12/16 Cota Mínima Operacional COTA INICIAL [msnm] AL 01/01/17 COTA FINAL [msnm] AL 31/01/17 Δ Mts Min. Op vs Inicial Δ Mts. Min. Op vs Final Δ Mts. c/r mínima operacional Δ % c/r mínima operacional 104,35 100,50 104,35 104,28 3,8 3,8 (0,1) (1,8%) 2.162, , , ,11 10,2 8,1 (2,0) (20,1%) 1.294, , , ,43 14,7 14,4 (0,2) (1,5%) 427,26 397,00 427,26 425,41 30,3 28,4 (1,8) (6,1%) Lago Laja 1.316, , , ,53 7,7 5,0 (2,6) (34,3%) Lago Chapo 228,6 222,00 228,6 228,33 6,6 6,3 (0,3) (4,1%) Embalse Ralco 719,35 692,00 719,35 714,06 27,4 22,1 (5,3) (19,3%) Tabla 7: Variación cotas de embalse enero-17. A continuación, se presenta el estado de las instalaciones de generación y transmisión que han sido entregadas a la operación, retiradas de la operación o se encuentran en proceso de pruebas. CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA [MW] PMGD La Esperanza II GR Araucaria S.p.A. Entregada PMGD Solar Viernes 30/Dic16 9,0 PMGD Eólica Lebu III PMGD Los Pinos (Etapa I) Parque Eólico Lebu-Toro S.p.A. Entregada PMGD Eólico Miércoles 14/Dic16 5,25 Genera Austral S.A. En Pruebas PMGD Biogás Martes 24/Ene16 3,0 PMGD PFV El Boco Sociedad Boco Solar S.p.A. En Pruebas PMGD Solar Miércoles 4/Ene16 3,0 PMGD Pituel Generadora Pituel Ltda. En Pruebas PMGD Hídrico Viernes 16/Dic16 0,56 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 27

28 CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA [MW] PMGD Cuz Parque Solar Cuz Cuz SpA En Pruebas PMGD Solar Miércoles 7/Dic16 3,0 PMGD Molina Bío Energía Molina En Pruebas PMGD Térmico Miércoles 16/Nov16 1,0 PFV El Romero Acciona Energía Chile En Pruebas Solar Jueves 10/Nov PE San Pedro II Río Alto Generación En Pruebas Eólica Miércoles 26/Oct16 65,0 PMGD Cordillerilla Teatinos Energía S.A. En Pruebas PMGD Solar Jueves 11/Ago16 1,3 PMGD Viña Tarapacá Andes Energy & Capital S.A. En Pruebas PMGD Hídrico Martes 2/Ago16 0,3 Parque Eólico San Juan San Juan En Pruebas Eólica Miércoles 29/Jul16 184,8 Quilapilún Chungungo En Pruebas Solar Lunes 25/Jul PMGD Altos del Paico Sun Enel Green En Pruebas PMGD Solar Martes 7/Jun16 2,1 Parque Eólico La Esperanza Eólica La Esperanza En Pruebas Eólica Martes 5/Abr16 10,5 Piloto Solar Cardones Central Cardones S.A. En Pruebas PMG Solar Sábado 17/Dic15 0,4 Panguipulli PMGD Latinoamericana S.A. En Pruebas PMGD Hídrico pasada Jueves 3/Dic15 0,4 PE Lebu (Ampliación II) Parque Eólico Lebu-Toro S.p.A. En Pruebas PMG Eólico Martes 8/Nov15 3,5 El Pilar - Los Amarillos RTS-Energy En Pruebas PMG Solar Miércoles 21/Oct15 2,9 Loma Los Colorados KDM Energía S.A. En Pruebas PMG Solar Lunes 11/May15 1 Alto Renaico Mainco S.A. En Pruebas PMG Hídrico pasada Lunes 19/May14 1,5 Tabla 8: Instalaciones de generación enero-17. A la fecha de elaboración de este informe, la capacidad de las centrales que se encuentran en su etapa de pruebas de puesta en servicio alcanza los 583 MW. La siguiente figura detalla la participación de los diferentes tipos de tecnología actualmente en pruebas. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 28

29 Figura 16: Centrales en prueba SIC según tecnología enero-17. Durante el mes de enero, las instalaciones más relevantes que se han entregado a la operación en el SIC, se refieren a: INSTALACIÓN PROPIETARIO FECHA COMENTARIO S/E Paposo Transelec Sábado 7/Ene17 Protección 50BF del paño JS entrada en operación C. Nehuenco II Colbún Lunes 9/Ene17 Tabla 9: Instalaciones de transmisión enero-17. Entrada en operación de transformador de 230/15.75 kv, 335 MVA para TG Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 29

30 La siguiente figura muestra la estimación de ventas del sistema para el horizonte de estudio utilizado. Figura 17: Ventas esperadas enero-17. Para realizar el proceso de optimización de la planificación de la operación, uno de los criterios considerados corresponde a la minimización del costo de abastecimiento y de falla, para un nivel de seguridad definido. Los Costos de Racionamiento utilizados corresponden a aquellos publicados por la Comisión Nacional de Energía en su Informe de Fijación de Precios de Nudo, estando vigentes durante el mes de enero, los siguientes valores: PROFUNDIDAD [%] COSTO [USD/MWh] , , ,44 Sobre ,56 Tabla 10: Costo racionamiento enero-17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 30

31 En los siguientes puntos, y para el período febrero 2017 enero 2018, se presenta la producción esperada en el SIC, para los tres escenarios hidrológicos que se indican, así como el Costo Marginal Esperado en la barra Quillota 220 kv. En Anexo SIC-Ene17 de este informe se incorpora un programa de operación mensual previsto para el período Febrero 2017 Enero 2018, el cual considera: Febrero 2017-Marzo 2017: Caudales según Pronóstico de Deshielo N 6. Abril 2017 Enero 2018: Caudales estadísticos según Hidrología seca (probabilidad de excedencia 90%), Hidrología media (probabilidad de excedencia 50%) e Hidrología húmeda (probabilidad de excedencia 20%). En el mismo Anexo se incluye el Pronóstico de Deshielo N 6 de la temporada -2017, recibido a comienzos de febrero. En la elaboración de este programa se han considerado los mantenimientos actualizados al 1 de febrero. Las siguientes figuras muestran el abastecimiento esperado para cada escenario. Figura 18: Abastecimiento esperado hidrología seca en el SIC enero-17. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 31

32 Figura 19: Abastecimiento esperado hidrología media en el SIC enero-17. Figura 20: Abastecimiento esperado hidrología húmeda en el SIC enero-17. La variación del costo marginal esperado en la barra Quillota 220 kv, se muestra en las siguientes figuras. Para el mes de febrero de 2017, se espera en Quillota 220 kv un costo marginal promedio que bordearía los 47,9 USD/MWh, lo que representaría una disminución del 15,9% en relación a los 56,9 USD/MWh de costo marginal promedio registrado en febrero de. Junto con incorporar la producción esperada para los próximos 12 meses, en Anexo SIC-Ene16 se incluye la proyección de costos marginales, por barra y por hidrología. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 32

33 Figura 21: Costo marginal esperado en horas de demanda alta. Figura 22: Costo marginal esperado en horas de demanda media. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 33

34 Figura 23: Costo marginal esperado en horas de demanda baja. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 34

35 A continuación, se detalla el contenido del archivo adjunto al presente informe, en formato Excel. Sección I Desacoples SIC Contiene la información relativa a restricciones del sistema de transmisión, así como un comparativo de desacoples vs Sección II Matrices de CMG Contiene planillas de costos marginales horarios (en USD/MWh), en barras de 220 kv representativas del SIC. Sección III CMG Promedio Mensual Contiene un comparativo vs 2015 de costo marginal de energía promedio mensual. Sección IV Costo medio de Operación del SIC Contiene un comparativo costo medio de operación vs costo marginal promedio mensual en barra Quillota 220 kv. Sección V Operación real vs programada del SIC Presenta los antecedentes que permiten una comparación de la producción real vs programada para el mes de enero. Sección VI Estudios de Análisis de Falla Presenta un cuadro con los EAF elaborados por fallas ocurridas en el mes de enero, instalaciones afectadas y estimación de energía no suministrada por falla. Sección VII Costos Combustibles Presenta un cuadro con los Costos Combustibles utilizados en la planificación de la operación efectuada durante el mes de enero. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 35

36 Sección VIII Condiciones Especiales de Operación Presenta las condiciones de agotamiento / vertimiento de centrales hidráulicas del SIC. Sección IX Instalaciones de Generación y Transmisión Presenta un cuadro con las instalaciones de generación y transmisión en pruebas y entregadas a la operación. Sección X Cotas SIC Presenta un cuadro con las variaciones de los niveles de cota de embalses del sistema durante el mes de enero de Sección XI Consumos SIC Presenta un cuadro y gráfico con la previsión de consumos utilizado en la planificación de la operación realizada en enero de Sección XII Costo de Falla Presenta un cuadro con el valor de costo de falla, según profundidad de falla, informado por la Comisión Nacional de Energía, utilizado en el proceso de planificación de la operación. Sección XIII Programa de Mantenimiento Se presenta el programa de mantenimiento del SIC. Sección XIV Programa de Abastecimiento (Programa 12 Meses) Presenta tres programas de abastecimiento del SIC, para condición de hidrología seca, media y húmeda. Sección XV Costos Marginales Esperados Presenta los costos marginales esperados, para demanda alta, media y baja, y para cada uno de los tres programas de abastecimiento del SIC señalados anteriormente. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 36

37 Sección XVI Pronóstico de Deshielo Presenta un resumen del pronóstico de caudales de deshielo de la temporada /2017, correspondiente a la actualización efectuada a fines de enero. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 37

38 Sección Dos Sistema Interconectado del Norte Grande La capacidad instalada del SING a enero de 2017 alcanza los MW, de los cuales el 88,9% es proveída por centrales termoeléctricas, como se muestra en la Figura 24. Respecto a los proyectos esperados a conectar durante 2017, el 100% corresponde a energías renovables, tanto solares como geotérmicas, totalizando 640 MW 3. Figura 25: Capacidad instalada SING El detalle de los costos marginales del mes de enero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión preliminar del comportamiento de los costos marginales promedio diarios, con la información disponible a la fecha. El costo marginal promedio del mes de enero de en la barra Crucero 220 kv fue de 61,0 US$/MWh, lo que representa un aumento de 26,0% con respecto al valor de enero de (48,5 US$/MWh). Además, esto constituye una disminución de 24,3% con respecto al costo marginal promedio del mes de diciembre de (80,6 US$/MWh). En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kv, Parinacota 220 kv, Atacama 220 kv y Domeyko 220 kv, observados durante el mes de enero de De acuerdo a Resolución Exenta N 36 del 23 de enero de. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 38

39 CMg [US$/MWh] Diciembre Crucero 220 kv Parinacota 220 kv Atacama 220 kv Domeyko 220 kv Figura 26: Costos Marginales Promedio Diarios en el SING del mes. El costo medio de operación promedio del mes de enero de 2017 fue de 41,5 US$/MWh, lo que representa un aumento de 17,8% con respecto al valor de enero de (35,2 US$/MWh). Además, esto constituye un aumento de 2,2% con respecto al costo medio de operación promedio del mes de diciembre de (40,5 US$/MWh). En la siguiente figura se presenta la comparación entre los promedios del costo medio de operación y el costo marginal promedio en la barra crucero 220 kv, de los últimos 12 meses. US$/MWh Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 2017 Costo Medio Operación Promedio Costo Marginal Promedio Crucero 220 kv Figura 27: Costos Medios de Operación y Costos Marginales de Crucero 220 kv, promedios mensuales últimos 12 meses. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 39

40 Energía [GWh] Energía [GWh] La generación bruta del mes de enero alcanzó 1.593,8 GWh, con una desviación de 0,5% con respecto al programa diario. A continuación, se presenta gráficamente la comparación entre la generación real y la programada de las empresas que mayor aporte realizaron en la generación del mes ENGIE ANGAMOS AES GENER COCHRANE ANDINA HORNITOS OTROS Real Programada Figura 28: Comparación Generación Real y Programada por empresa. A su vez, en la siguiente figura se expone de manera gráfica la generación del mes, por tipo de combustible Solar Eólico Hidro Cogeneración Derivados del Petróleo Gas Natural Carbón Real Programada Figura 29: Comparación Generación Real y Programada por combustible. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 40

41 Energía [GWh] En el siguiente cuadro se presenta el total de generación bruta real, consumos propios y retiros de energía a clientes libres y regulados del mes de enero. Cabe destacar que los retiros corresponden a valores preliminares, debido a que el Informe de Valorización de Transferencias del Coordinador Eléctrico Nacional tiene fecha de publicación posterior al presente documento. Resumen Mes GWh % Generación Bruta 1.593,8 100,0 Consumos Propios 140,8 8,8 Generación Neta 1.453,1 91,2 Pérdidas 41,2 2,6 Retiros a Clientes Libres 1.313,6 82,4 Retiros a Clientes Regulados 98,2 6,2 Total Retiros 1.411,8 88,6 Tabla 11: Operación Real del SING. Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de enero 2017, comparado con el mismo mes del año Enero 2017 Figura 30: Energía Bruta Diaria mensual. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 41

42 Potencia [MW] A continuación, se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de enero. La máxima generación fue de 2.404,5 MW durante la hora 23 del día 2 de enero, y la mínima fue de 1.706,0 MW durante la hora 20 del día 26 de enero Día Figura 31: Potencia Media Horaria Bruta del mes. Potencia Media Horaria Resumen del Mes MW Promedio 2.143,3 Desviación Estándar 126,2 Mínima 1.706,0 Máxima 2.404,5 Factor de Carga 89,1% Coeficiente Variación 5,9% Tabla 12: Resumen potencia media horaria. Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 78,8% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 10,3%. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 1,1%, la cogeneración aportó un 0,7%, la energía hídrica con un 0,5% y la energía eólica y solar con un 8,7%. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 42

43 Generación (GWh) Operación con gas natural: En el siguiente cuadro resumen, se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de enero, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa. Tabla 13: Generación con Gas Natural del mes. Empresa GWh GasAtacama 0 ENGIE 98,3 Tamakaya Energía 65,4 Total 163, Tamakaya Energía 40% ENGIE 60% Enero ENGIE Tamakaya Energía Figura 32: Generación con gas natural por empresa. Operación por región: En la siguiente figura se presenta la generación del sistema durante el mes de enero, según región. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 43

44 Generación [GWh] Región de Arica y Parinacota Región de Tarapacá Región de Antofagasta XV I II Térmica Renovable Figura 33: Generación total del mes, por región. El día viernes 12 de febrero de, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se interconectó con el Sistema Argentino De Interconexión (SADI) a través de la línea 345 kv Central Salta Andes, permitiendo desde esa fecha el intercambio de energía entre ambos países. Durante el mes de enero, no hubo intercambios de energía entre los sistemas SING y SADI. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 44

45 Durante el mes de enero se desarrolló mantenimiento mayor de las siguientes unidades de acuerdo con el programa vigente. Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora ANG1 ANGAMOS 30-ene 16:22 01-feb 0:00 CCR1 COCHRANE 01-ene 9:24 31-ene 0:45 CCR2 COCHRANE 03-ene 0:00 05-ene 0:00 U16-TG ENGIE 01-ene 0:00 16-ene 6:36 U16-TV ENGIE 01-ene 0:00 16-ene 9:07 Tabla 14: Mantenimiento Mayor según Programa Adicionalmente, durante el mes de enero se realizaron desconexiones de unidades generadoras fuera del programa vigente. El detalle de las desconexiones con duración mayor a 24 horas, se encuentra en el archivo anexo al presente informe. A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de enero, que tienen como resultado la elaboración de un Estudio de Análisis de Falla (EAF) de acuerdo a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. Estos eventos corresponden a contingencias en instalaciones de un Coordinado que produzcan la interrupción de suministro en instalaciones de otros Coordinados y/o condiciones operativas que tengan como consecuencia la interrupción de suministro. Los datos presentes en esta sección son de carácter preliminar, al no finalizarse a la fecha del presente informe, la publicación de EAF del mes en su totalidad. Evento Fecha Hora Descripción Causa Presunta ene 00:13 Desenganche de la unidad CTM1. Alta temperatura de vapor por falla del equipo controlador del sistema de atemperación. Frecuencia [Hz] Nº Escalón Pérdida de Generación [MW] Desconexión Consumos [MW] ,0 22,1 Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 45

46 Evento Fecha Hora Descripción Causa Presunta Frecuencia [Hz] Nº Escalón Pérdida de Generación [MW] Desconexión Consumos [MW] ene 16:12 Desenganche de la unidad ANG2. Alta presión de la unidad provocada por el cierre de las válvulas de control de la turbina. 48, ,0 38, ene 06:19 Regresión de carga de la unidad U16-TG+U16-TV y posterior desenganche. Señal errónea en válvula de venteo línea de combustible diésel. 48, ,0 82, ene 22:51 Desenganche de la unidad ANG1 Presurización de la caldera 48, ,0 107, ene 22:20 Runback de la unidad U16 Descontrol de temperatura del OTC (Enfriamiento de aire turbina de gas) ,0 11,9 Tabla 15: Fallas de Unidades de Generación. Evento Fecha Hora Descripción Causa Presunta Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] ene 22:00 Interrupción de línea 220 kv Andes - Laberinto. Cortocircuito monofásico producto de una descarga atmosférica en la línea. 50,0 27, ene 15:49 Interrupción de Línea 110 kv Mejillones - Enaex Ruptura de la rigidez dieléctrica del aire entre la fase 1 y 2 en mitad de vano entre postes 3 y 4 50,1 18, ene 17:17 Falla en Subestación Escondida Se investiga. 51,5 526,0 Tabla 16: Fallas del Sistema de Transmisión. Durante el mes de enero no se registraron fallas en instalaciones de clientes. Evento Fecha Hora Descripción Causa Presunta ene 08:44 Condiciones operativas del sistema. Condiciones del sistema que provocan el descenso de la frecuencia activando parcialmente el primer escalón del EDAC. Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] 49,01 12,1 Durante el mes de diciembre no se registraron desconexiones manuales de carga. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 46

47 A continuación, se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de enero, incluyéndose el detalle respectivo en el archivo anexo al presente informe. En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de enero para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, diesel y gas natural. Cabe destacar que la publicación de los precios del carbón y del gas natural se realiza utilizando una base equivalente de kcal/kg para el precio del carbón y de kcal/kg para el precio del gas natural. Además, notar que los valores informados de precios de carbón corresponden al valor promedio del combustible utilizado para sus unidades correspondientes. Carbón US$/Ton TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 95,35 TERMOELÉCTRICA ANGAMOS 85,48 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 94,94 TERMOELÉCTRICA ANDINA 79,86 TERMOELÉCTRICA HORNITOS 97,98 TERMOELÉCTRICA NORGENER 102,33 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 73,75 Tabla 17: Precio promedio mensual Carbón. Diesel US$/m3 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 462,98 ATACAMA 496,48 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 464,45 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 474,28 Tabla 18: Precio promedio mensual Diesel. Gas Natural US$/MMBTU TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 5,23 ATACAMA 7,60 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 5,23 Tabla 19: Precio promedio mensual Gas Natural. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 47

48 [US$/m3] [US$/Ton] Asimismo, a continuación se muestran las evoluciones de estos precios promedios mensuales en los últimos 12 meses. Carbón Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 2017 Series1 Series2 Series3 Series4 Series5 Series6 Series7 Figura 34: Evolución del precio promedio mensual del carbón por central generadora. Diesel Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 2017 C.Atacama C.Tarapacá C.Tocopilla C.Mejillones Figura 35: Evolución del precio promedio mensual del diesel por central generadora. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 48

49 [US$/MMBTU] Gas Natural Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene 2017 C.Mejillones/C.Tocopilla C.Atacama Figura 36: Evolución del precio promedio mensual del gas natural por central generadora. Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 49

50 En relación a lo establecido en el Artículo 32 del Procedimiento DO Interconexión, Modificación y Retiro de instalaciones del SING aprobado mediante Res. Exenta N 627 de la Comisión Nacional de Energía, de fecha 22 de agosto de 2012, se presentan las instalaciones de Generación, Transmisión y Clientes del SING, que fueron autorizadas para entrar en Operación desde febrero de hasta enero de Nº Nombre Propietario Potencia Bruta [MW] Fecha Inicio Operación 1 Central Ujina Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi S.A. 44,6 30 marzo 2 Andes Solar AES GENER 21,8 28 mayo 3 Unidad N 1 Central Cochrane Empresa Eléctrica Cochrane 266,0 09 julio 4 FV Pampa Camarones ENGIE 6,2 09 septiembre 5 Solar Jama Planta Solar San Pedro III SpA 52,5 24 septiembre 6 Unidad N 2 Central Cochrane Empresa Eléctrica Cochrane 266,0 12 octubre 7 BESS Cochrane Empresa Eléctrica Cochrane 20,0 13 octubre Unidad N 1 de la Central Kelar (KELAR TG1) Unidad N 2 de la Central Kelar (KELAR TG2) Componente TV de la Central Kelar (KELAR TV) Tamakaya Energía SpA 181,03 27 diciembre Tamakaya Energía SpA 181,03 27 diciembre Tamakaya Energía SpA 155,0 27 diciembre Tabla 20: Nuevas instalaciones de Generación en operación en el SING. Nº Nombre Propietario Tensión [kv] Longitud [km] N Circuitos Fecha Inicio Operación 1 2 Ampliación S/E Lagunas 220 kv, Banco de condensadores de 60 MVAr y cambio TTCC paños J1 y J2. Ampliación S/E Encuentro 220 kv, aumento de capacidad de línea 2x220 Crucero-Encuentro y cambio TTCC y trampa de onda paño J5 S/E Crucero. TRANSELEC marzo TRANSELEC marzo Enero 2017 COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL 50