INFORME ANUAL DE PEAJES. Proyección Enero Diciembre 2009.

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1 INFORME ANUAL DE PEAJES. Proyección Enero Diciembre Autor Dirección de s CDEC-SING. Fecha de Creación 31-dic-2004 Fecha Impresión 31-dic Correlativo CDEC-SING C-0089/2004. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 1 de 266

2 Control del Documento. Aprobación. Versión Carlos Finat D. Director de s CDEC-SING. Aprobado por Registro de Cambios. Fecha Autor Versión Descripción de Cambio Dirección de s 1.0 Documento Original Revisores. Nombre Claudia Carrasco A. Víctor Araya J. Jorge Venegas F. Cargo Subdirectora de s CDEC-SING. Subdirector de Operación CDEC-SING. Ingeniero de s CDEC-SING. Distribución. Copia 1 Presidente del Directorio 7 Directores CDEC-SING. Nombre Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 2 de 266

3 Contenido. CONTROL DEL DOCUMENTO... 2 APROBACIÓN... 2 REGISTRO DE CAMBIOS... 2 REVISORES... 2 DISTRIBUCIÓN PRESENTACIÓN REPRESENTACIÓN DEL SING NUDOS DEL SISTEMA PARQUE GENERADOR SISTEMA DE TRANSMISIÓN UNILINEAL DEL SING OPERACIÓN ESPERADA DEL SING PARA EL PERÍODO CRECIMIENTO DE LA DEMANDA CURVA DE DURACIÓN PLAN DE MANTENIMIENTOS DE UNIDADES INTERCONEXIÓN SING-SIC INTERCONEXIÓN SING-SADI RESTRICCIONES DE GAS NATURAL NIVEL DE INYECCIÓN NETA MÁXIMA MODELO UTILIZADO PARA DETERMINAR LA OPERACIÓN ESPERADA DEL SING ÁREA DE INFLUENCIA PROYECCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS, CAPACIDADES, USOS ADICIONALES MÁXIMOS Y CÁCULO DE PEAJES BÁSICOS Y ADICIONALES ANUALIDAD Y COSTOS DE OPERACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA CAPACIDAD Y USO ADICIONAL DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR TRAMO INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR TRAMO DE ENERGÍA INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE POTENCIA DE PUNTA CÁLCULO DEL PEAJE ANUAL POR TRAMO INSTALACIONES SUJETAS A PEAJE BÁSICO INSTALACIONES SUJETAS A PEAJE ADICIONAL PAGO DEL PEAJE ANUAL POR TRAMO TRAMOS SUJETOS SÓLO A PEAJES BÁSICOS TRAMOS SUJETOS SÓLO A PEAJES ADICIONALES TRAMOS SUJETOS A PEAJES BÁSICOS Y ADICIONALES TRAMOS SUJETOS A PEAJES ADICIONALES POR DISTINTOS RETIROS DURANTE LOS SUBPERIODOS DEL AÑO PROYECCIÓN DE POTENCIA FIRME RESULTADOS...25 Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 3 de 266

4 ANEXO 1 : NUDOS O BARRAS DEL SING ANEXO 2 : CENTRALES GENERADORAS DEL SING ANEXO 3 : INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN DEL SING ANEXO 4 : PREVISIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA PERÍODO ANEXO 5 : CURVA DE DURACIÓN - PERÍODO ANEXO 6 : PLAN DE MANTENIMIENTO MAYOR PERÍODO ANEXO 7 : DETERMINACIÓN DE TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS ANEXO 8 : ÁREA DE INFLUENCIA DE CADA CENTRAL ANEXO 9 : ANUALIDAD Y COSTOS DE OPERACIÓN ANEXO 10 : TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS ANEXO 11 : CAPACIDAD Y USO ADICIONAL ANEXO 12 : INGRESOS TARIFARIOS ANUALES TOTALES ANEXO 13 : INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE ENERGÍA ANEXO 14 : INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE POTENCIA DE PUNTA ANEXO 15 : CÁLCULO DEL PEAJE ANUAL POR TRAMO ANEXO 16 : CÁLCULO DEL PEAJE BÁSICO ANUAL POR TRAMO ANEXO 17 : CÁLCULO DEL PEAJE ADICIONAL ANUAL POR TRAMO ANEXO 18 : CÁLCULO DEL PEAJE BÁSICOS Y ADICIONALES ANUALES POR TRAMO ANEXO 19 : INSTALACIONES SUJETAS A PEAJE ADICIONAL ANEXO 20 : PROYECCIÓN DE POTENCIA FIRME Y FLUJOS DE POTENCIA FIRME ANEXO 21 : PRECIOS DE NUDO ABRIL Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 4 de 266

5 1. PRESENTACIÓN. El presente informe muestra el cálculo de los peajes provisionales del período según lo dispuesto en el Artículo Transitorio N 3 de la Ley Num , Marzo 2004, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos D.F.L. Nº 1, Septiembre Dicho artículo, que da lugar al presente documento, indica lo siguiente: El régimen de recaudación y pago por el uso de las instalaciones de transmisión troncal, previsto en los artículos 71-29, y del decreto con fuerza de ley N 1, de 1982, del Ministerio de Minería, regirá desde la fecha de publicación de esta ley. No obstante, en el período que medie entre la fecha indicada y la dictación del primer decreto de transmisión troncal, los propietarios de centrales, las empresas que efectúen retiros y los usuarios finales que deban pagar los peajes de transmisión, lo harán en conformidad a las normas legales que la presente ley modifica y su reglamento. La determinación realizada por la respectiva Dirección de s, de los pagos que deban efectuarse por el uso de las instalaciones de cada sistema de transmisión troncal y subtransmisión, será vinculante para todas las empresas eléctricas señaladas en el artículo 71-6, sin perjuicio de las reliquidaciones a que hubiere lugar, conforme lo dispuesto en el inciso final de este artículo. Para efectos del cálculo de los peajes provisionales que debe efectuar la Dirección de s, el ingreso tarifario corresponderá al "ingreso tarifario esperado por tramo, definido en el artículo El primer estudio de transmisión troncal determinará los valores de inversión, V.I., por tramo correspondientes tanto para el período transcurrido desde la publicación de la ley, como los V.I. por tramo para los cuatro años siguientes. Para esta primera determinación de los V.I. y las siguientes, se considerará como valor efectivamente pagado para el establecimiento de las servidumbres de las instalaciones existentes a la fecha de la publicación de la presente ley, el valor que por este concepto se encuentre incorporado en la valorización de las instalaciones empleada por la Dirección de s del respectivo CDEC en sus informes vigentes al 6 de mayo de Sobre la base de tales valores, los centros de despacho económico de carga deberán reliquidar los pagos que deban efectuar las empresas y los usuarios finales, en su caso. Las diferencias que resulten respecto de las sumas pagadas deberán abonarse dentro de los treinta días siguientes a la reliquidación, por los propietarios de centrales y las empresas que efectúen retiros, y dentro del primer período tarifario por los usuarios finales.... Dado que a la fecha no se ha publicado el primer decreto de transmisión troncal, el procedimiento aplicado para la determinación de los peajes provisionales debe ser realizado en conformidad a las normas legales que la ley Ley Num modifica y su reglamento. Por lo tanto, el procedimiento aplicado está de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 del Decreto Supremo Nº327 de 1998 (DS327) en sus siguientes letras: Letra b): Realizar las proyecciones de capacidad y uso según se señala en el artículo Letra d): Requerir la información señalada en el artículo Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 5 de 266

6 Letra e): Proyectar ingresos tarifarios conforme se señala en el artículo Letra f): Proponer al Directorio las áreas de influencia conforme se señala en el artículo Letra g): Reunir la información relativa a los valores nuevos de reemplazo, costos de operación y mantenimiento, las proyecciones de potencia transitada y de ingresos tarifarios aplicables al cálculo de los peajes; y las capacidades disponibles en líneas y subestaciones para peajes adicionales, en los distintos tramos del sistema, y el cálculo de éstos, expresados en forma unitaria por unidad transmitida. Letra h): Proponer al Directorio el valor del peaje básico unitario, de acuerdo a lo señalado en el artículo Letra i): Informar al Directorio las instalaciones sujetas a peajes básicos y sus valores, de acuerdo a lo señalado en el artículo El documento contiene los valores nuevos de reemplazo (VNR) y costos de operación y mantenimiento (COyM), agrupados según tramos del sistema incluyendo las instalaciones de las subestaciones asociadas. También incluye proyecciones de potencia transitada, proyecciones de los ingresos tarifarios esperados por concepto de energía y potencia de punta, y peajes básicos y adicionales de los distintos tramos del sistema para el período comprendido entre el 1 de Enero de 2005 y el 31 de Diciembre de 2009 (período de cálculo). En lo que respecta a los montos de los VNR y COyM aplicables al cálculo de los peajes en los distintos tramos, así como sus correspondientes fórmulas de reajuste, se han utilizado los montos informados por los propietarios de las instalaciones de transmisión, los cuales se resumen en este informe para que queden a disposición de las empresas generadoras, autoproductoras y de todo interesado que deseen hacer uso del sistema de transmisión. 1 Las proyecciones incluidas en este informe provienen de programaciones de mediano y largo plazo, elaboradas de forma tal que, preservando la seguridad de servicio instantánea global del SING, minimizan el costo total actualizado de operación y de racionamiento en el período de estudio. La minimización se realiza para el conjunto de las instalaciones de generación y transporte del sistema, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones 2. La información relativa a la previsión de demandas de energía y potencia, así como su distribución geográfica, estacional, diaria y horaria, se encuentra en el ANEXO 4. Ésta fue elaborada por la Dirección de s de acuerdo al documento CDEC-SING C-0072/2004 Proyección de Demandas de Energía y Potencia Período Versión 2. 1 D.S. N 327/97 Artículo D.S. N 327/97 Artículo 187. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 6 de 266

7 La tasa de descuento, los costos de combustibles de las unidades, el costo de falla y los precios de nudos corresponden a los utilizados e informados por la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, en el informe técnico de cálculo de precios de nudo del SING de Abril de Los precios de nudo utilizados se presentan en el ANEXO 21. El programa de obras para los primeros doce meses proviene de lo informado por las empresas integrantes y consumidores al CDEC- SING. Para los meses siguientes se utiliza el mismo programa considerado por la Comisión en los cálculos de precios de nudo de Abril de del SING y el SIC. La proyección de Potencia de Firme de las centrales generadoras para el período Enero 2005 Diciembre 2009 se encuentra en el ANEXO Para realizar esta proyección se ha utilizado como base el primer año el Balance Preliminar de Potencia Firme 2005 preparado por la Dirección de Operación, informado a las empresas a través del informe CDEC-SING C-0083/2004 Informe de Cálculo del Balance preliminar de Potencia Firme de 2005 Versión 1. Para los restantes cuatro años la DP ha proyectado las potencias firmes de acuerdo al procedimiento descrito en el fax CDEC-SING B-1071/2002 del 25 de septiembre de Las Áreas de Influencia de las centrales generadoras del SING se encuentran en el ANEXO 8. Ellas corresponden a las áreas propuestas por la DP en el informe CDEC-SING C-0079/2004 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING Versión 1 el cual fue aprobado mediante acuerdo de mayoría por el Directorio del CDEC-SING en la Reunión Ordinaria de Directorio N 304/2004. Las instalaciones de transmisión del SING candidatas a percibir el pago de peajes adicionales corresponden a las candidatas informadas por la DP en el informe CDEC- SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales. Periodo del 21 de diciembre de El plan de mantenimiento mayor para las unidades generadoras, previsto para cada año del período de estudio, se encuentra en el ANEXO 6. El número de días de mantenimiento de cada unidad corresponde a una estimación basada en el plan previsto para el 2005 informado por la Dirección de Operación en el fax CDEC-SING B-1816/2004. El Ingreso Tarifario Esperado por tramo, para el caso de los tramos de propiedad compartida por dos o más empresas, ha sido asignado a un solo propietario en concordancia a la asignación de los Ingresos por Tramos Reales indicados en los Informes de Valorización de Transferencias elaborado mensualmente por la Dirección de Operación. No se ha determinado peajes a aquellas instalaciones cuyos propietarios no informaron los AVNR y COyM correspondientes. Los resultados del cálculo del informe y los antecedentes utilizados están en el CDROM CDEC-SING J-0001/ D.S. N 327/97 Artículo Proyección aproximada, calculada según aplicación de la Resolución Ministerial N 163/2001 y N 106/2003. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 7 de 266

8 2. REPRESENTACIÓN DEL SING. 2.1 NUDOS DEL SISTEMA. En lo que respecta al presente informe, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se representa por un modelo de 62 barras o nudos. Cada nudo se identifica de acuerdo al tipo de consumo que suministra, clasificados como residencial o industrial. En el ANEXO 1 se presentan los nudos o barras de sistema ordenados según subestación y propietario. Además, en ese mismo Anexo se indican los consumos ordenados por barra de retiro con sus correspondientes suministradores. 2.2 PARQUE GENERADOR. Dado que no se ha recibido información de incorporación, modificación o retiro de unidades generadoras, el presente informe contempla la totalidad del parque generador existente a la fecha de emisión de este informe. En el ANEXO 2 se presentan las potencias máximas y mínimas netas de las unidades generadoras del SING 5, los costos variables de producción de cada unidad y las barras de inyección o generación utilizada para la simulación para la determinación del programa de generación de 5 años. 2.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN. En el ANEXO 3 se presentan los tramos que conforman el sistema de transmisión representado en el modelo del SING, con sus respectivos parámetros técnicos equivalentes y capacidades máximas admisibles. En esta modelación sólo se han considerado líneas de transporte de tensión mayor o igual a 66 kv y todas las instalaciones de transmisión que permiten conectar la barra de inyección de todas las centrales al sistema. Por esta ultima razón, se ha considerado la excepción constituida por la línea 13,8 kv Central Diesel Antofagasta Antofagasta. Algunas líneas que conectan radialmente consumos al sistema no han sido consideradas dado que no afectan los resultados de los flujos de energía y potencia de punta y simplifica el cálculo de ellos. La Tabla 1 detalla los nuevos proyectos de transmisión y sus respectivas fechas de puesta en servicio. 5 Potencia Neta = Potencia Bruta - Consumos Propios. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 8 de 266

9 Tabla 1: Proyectos de interconexión, líneas de transmisión y transformadores. LÍNEA FECHA DE PUESTA EN SERVICIO Línea 220 kv Nueva Zaldívar - Sulfuros Julio 2005 Línea 220 kv Domeyko - Sulfuros Agosto 2005 Línea 220 kv Chuquicamata - Salar Octubre 2005 Línea 220 kv Crucero - Salar Octubre 2005 Línea 110 kv Central Tocopilla - Salar Octubre 2005 Línea 110 kv Salar - Calama Octubre 2005 Línea 110 kv Salar - KM 6 Octubre 2005 Transformador Salar 220/110 kv Octubre 2005 Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 9 de 266

10 2.4 UNILINEAL DEL SING 6. CD ARICA66 AGUILA66 CHAP66 PARINA ARICA 110 TAMAR66 DOLOR110 CONDOR220 CAVA66 CDIQUIQ66 POZO110-1 IQUIQ66 POZO66 POZO220 POZO110-2 COLLA220 TARAP220 NORGE220 LACRUZ220 LAGUNA220 ATACAM220 ENCUEN220 ESMERA220 CRUCER220 ABRA220 RTOMIC220 TOCO220 ELLOA220 A110 CHUQUI TOCO110 TOCO 5 KM6 SALAR 110 SALAR 220 CHACA220 CALAMA110 LABER220 OESTE CDANTO13 MEJI ENAEX110 DESAL110 PAMPA110 CAPRI220 MBLANC220 CAPRI110 NEGRO110 ALTON110 LBAYAS220 MINSAL110 SALTA345 ANTOFA13 ANTOFA110 NEGRA110 ANDES220 ANDES345 DOMEY220 ESCOND220 NZALD220 OHIGG220 PALES220 ZALD220 SULFU220 6 El diagrama tiene propósitos ilustrativos y es de carácter referencial. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 10 de 266

11 3. OPERACIÓN ESPERADA DEL SING PARA EL PERÍODO Las proyecciones incluidas en este informe provienen de programaciones de mediano y largo plazo, elaboradas de forma tal que, preservando la seguridad de servicio instantánea global del SING, minimizan el costo total actualizado de operación y de racionamiento en el período de estudio. La minimización se realiza para el conjunto de las instalaciones de generación y transporte del sistema, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones. Estas proyecciones son utilizadas para determinar, entre otros, la transmisión media esperada de energía a lo largo de un año calendario en condiciones normales esperadas de operación y para determinar la proyección de potencias máximas transitadas a través de todos los tramos del sistema. A continuación se detalla los antecedentes y procedimientos utilizados para determinar las proyecciones anteriormente indicadas. 3.1 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA. En el ANEXO 4 se presenta la proyección de demanda de energía y potencia considerada para el período Enero 2005-Diciembre Además en el mismo Anexo se identifica cada nudo del sistema de acuerdo al tipo de consumo que suministra, residencial o industrial, y se indica el porcentaje de participación de cada uno de ellos respecto al consumo total del SING. Estos porcentajes corresponden a los observados durante el 2004 y fueron ajustados para incluir los incrementos de demanda previstos a partir del Los consumos que retiran electricidad en barras de tensión menor a 66 kv han sido modelados en la barra de más cercana tensión superior a 66 kv, excepto Sermob que ha sido modelado en la barra de 13,8 kv de la S/E Central Diesel Antofagasta, y ELECDA-Tocopilla y LIPESED que han sido modelados en la barra 5 kv de la S/E Central Tocopilla. 3.2 CURVA DE DURACIÓN. La demanda de cada mes se representa por una curva de duración compuesta por seis etapas o bloques. La duración de los bloques obedece a un ajuste sobre lo observado históricamente en los años 2003 y 2004 en el SING. En el ANEXO 5 se detalla, para el período de estudio, la duración de cada bloque por mes, la amplitud o demanda de cada bloque representada a partir del promedio de las demandas que componen cada bloque y la demanda disgregada en los nudos del SING, de acuerdo a los consumos residenciales e industriales. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 11 de 266

12 Con lo expuesto en este punto se obtiene una distribución geográfica, estacional y por bloques de la demanda del SING dentro del período de estudio. 3.3 PLAN DE MANTENIMIENTOS DE UNIDADES. El plan de mantenimiento mayor para las unidades generadoras, previsto para cada año del período de estudio, se encuentra en el ANEXO INTERCONEXIÓN SING-SIC. Dentro del programa de obras del informe técnico de cálculo de precios de nudo del SING y del SIC de Abril de 2004, no se contempla este proyecto para los próximos 5 años. 3.5 INTERCONEXIÓN SING-SADI. Dentro de los proyectos contemplados en el informe anual de peajes 2001 y 2002 se indicaba que estaba la intención de interconexión de la Subestación SALTA de AES GENER con la subestación Cobos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Para efectos del presente informe, no se ha considerado este proyecto por no existir nuevos antecedentes que permitan suponer su ejecución. 3.6 Restricciones de Gas Natural. Desde comienzos del 2004 el SING estuvo sujeto a una serie de restricciones en el suministro de gas natural proveniente desde Argentina, resultado de diversas medidas aplicadas por la autoridad de ese país. No disponiendo la DP de una mejor información a esta fecha, se ha optado por utilizar supuestos de disponibilidad de gas similares a los empleados por la CNE en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de Por lo anterior, para representar estas restricciones de gas natural se ha modelado que las centrales de ciclo combinado a gas natural están indisponibles un cierto número de días al año para los 5 años del horizonte de cálculo, y son sustituidas por centrales a ciclo combinado operando con diesel. Para los meses de Abril a Agosto o de Mayo a Agosto, según corresponda, el número de días indisponibles utilizados para representar las restricciones de gas natural, corresponden a los utilizados por la CNE en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de Estos valores se indican en la Tabla N 2. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 12 de 266

13 Tabla N 2: Días de indisponibilidad de ciclos combinados en invierno Unidad Días de Restricción por cada mes Período Salta 5 Abril-Agosto CC1 7 Mayo-Agosto CC2 7 Mayo-Agosto U16 6 Mayo-Agosto CTM3 5 Mayo-Agosto Para los meses de Septiembre a Marzo o de Septiembre a Abril, según corresponda, la restricción se ha modelado como días de indisponibilidad mensuales calculados de acuerdo a la generación bruta observada durante el período Septiembre- Octubre 2004 comparada con la generación bruta teórica esperada para igual periodo. Estos valores se indican en la Tabla N 3. Tabla N 3: Días de indisponibilidad de ciclos combinados en verano Días de Restricción Central por cada mes Período Salta 1.1 Septiembre-Marzo CC1 0.0 Septiembre-Abril CC Septiembre-Abril U Septiembre-Abril CTM3 0.8 Septiembre-Abril 3.7 NIVEL DE INYECCIÓN NETA MÁXIMA. El modelo de despacho seguro y económico del SING incluye, entre otras, dos restricciones que es necesario tener presentes: a) Proyección de nivel de inyección neta máxima: Demanda Máxima Bruta [MW] b) Reserva en giro por unidad. Pot. Máx. Neta Despacho [MW] Esta restricción esta calculada sobre la base de que la unidad CC2 actualmente es despachada con una potencia máxima de 308 MW. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 13 de 266

14 Cada unidad debe reservar al menos un 8,5% de su producción máxima admisible. Este porcentaje permanece constante en todo el período de estudio. Los valores indicados son estimativos y se han obtenido sobre la base de una proyección de los criterios de seguridad aplicados a la fecha por la DO y son exclusivamente para los fines indicativos de este informe. Por ello, no se ha considerado el efecto de posibles contingencias y se han realizado otras simplificaciones considerando que este informe abarca un plazo de cinco años. Los valores aquí señalados no necesariamente corresponden a la operación efectiva que se realice en el marco de las actualizaciones futuras del Plan de Seguridad del SING dado que los criterios antes indicados, así como otros que puede considerar el Plan de Seguridad, son modificados en atención a los requerimientos del sistema. 3.8 MODELO UTILIZADO PARA DETERMINAR LA OPERACIÓN ESPERADA DEL SING. Las condiciones normales de operación esperadas para el SING 8 se obtienen a partir de la programación de la generación de mediano y largo plazo que cumple con: a) Las restricciones técnicas y de seguridad; y, b) Minimiza el costo total actualizado de operación y racionamiento del SING. Para este proceso se ha utilizado el Modelo PCP. Dentro de los resultados que entrega este modelo se pueden indicar: a) Flujos de potencia por las líneas. b) Pérdidas de transmisión por las líneas. c) Producción de las unidades generadoras. d) Costos marginales e) Ingresos por tramos En el ANEXO 7 se describe el procedimiento utilizado para la determinación de las transmisiones netas y usos máximos de los tramos del sistema. 8 D.S. N 327/97 Artículo 88. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 14 de 266

15 4. ÁREA DE INFLUENCIA. Para el período de estudio y con fines referenciales, la Dirección de s propuso al Directorio del CDEC-SING el conjunto de instalaciones involucradas en el área de influencia de cada una de las centrales generadoras cuya operación coordina el CDEC-SING. El informe respectivo se envió en el documento CDEC-SING C- 0079/2004 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING Versión 1 el cual fue aprobado mediante acuerdo de mayoría por el Directorio del CDEC-SING en la Reunión Ordinaria de Directorio N 304/2004. En el ANEXO 8 se presenta las Áreas de Influencia de las centrales para el período de estudio, según el informe antes indicado. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 15 de 266

16 5. PROYECCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS, CAPACIDADES, USOS ADICIONALES MÁXIMOS Y CÁCULO DE PEAJES BÁSICOS Y ADICIONALES. A continuación se describe el procedimiento de Proyección de Ingresos Tarifarios, Capacidades, Usos Adicionales Máximos y Cálculo de s Básicos y Adicionales para los distintos tramos del sistema. 5.1 ANUALIDAD Y COSTOS DE OPERACIÓN. En el Artículo 172 k) del DS327 se indica que los montos de los VNR y COyM aplicables al cálculo de los peajes en los distintos tramos, así como sus correspondientes fórmulas de reajuste, se entienden que son los que proponen los propietarios de las instalaciones de transmisión a las entidades generadoras y demás interesados. En el ANEXO 9 se presentan los valores nuevos de reemplazo (VNR) y costos de operación y mantenimiento (COyM) informados por las empresas propietarias de las instalaciones de transmisión, agrupados según tramos del sistema incluyendo las instalaciones de las subestaciones asociadas y expresados en miles de dólares (kus$). 5.2 DETERMINACIÓN DE LAS TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA. El procedimiento utilizado para determinar las transmisiones de potencia máximas anuales y las transmisiones netas de los distintos tramos del sistema, las que se definen como la transmisión media de energía a lo largo de un año calendario 9, se describe en el ANEXO 7. En el ANEXO 10 se presenta las transmisiones netas y usos máximos para todos los tramos del sistema para cada uno de los años del período de estudio. 5.3 CAPACIDAD Y USO ADICIONAL DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA. La capacidad máxima de los tramos se entiende que son las informadas por las empresas propietarias de las instalaciones de transmisión y que se encuentran disponibles en la carpeta CDEC-SING_20. 9 D.S. N 327/97 Artículo 92. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 16 de 266

17 El uso adicional máximo de un tramo del sistema se determina como la diferencia entre la capacidad máxima, expresada en MW, menos el uso máximo del tramo determinado de acuerdo al procedimiento descrito en el ANEXO 7. Para expresar en MW la capacidad máxima se ha considerado un factor de potencia igual a 0.89 para todos los tramos del sistema. Luego de analizar flujos de potencia típicos del SING, la DP ha determinado que este factor de potencia es un valor representativo del sistema de transmisión del SING. En el ANEXO 11 se presentan las capacidades y usos adicionales de los tramos del sistema para cada uno de los años del período de estudio. 5.4 INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR TRAMO. De acuerdo a lo estipulado en el Artículo del DFL N 1/82, el ingreso tarifario esperado por tramo es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo. En el ANEXO 21 se presentan los precios de nudo informamos en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Abril de 2004, en cada una de las barras o nudos del sistema. En el ANEXO 12 se resumen los Ingresos Tarifarios Esperados por Tramo los cuales se determinan de acuerdo a la siguiente expresión: donde: n ij total IT n n ij total = ITij E + IT n ij PP IT : Ingreso Tarifario Esperado del año n para el tramo ij. IT : Ingreso Tarifario Esperado de Energía del año n para el tramo ij. n ij E n ITij : Ingreso Tarifario Esperado de Potencia de Punta del año n para el PP tramo ij INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR TRAMO DE ENERGÍA. La proyección de Ingresos Tarifarios Esperados por Tramos por concepto de Energía se determina a partir de los costos marginales esperados de energía y las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transporte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos por otras líneas de transporte que resultan de la operación esperada del sistema. Las expresiones utilizadas son las siguientes: R IT t, B IR = Cmg t, B I F t, B I Cmg t, B R F t, B R I F R F I Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 17 de 266

18 Donde: IT IR IT, t B IR Cmg, t I B IT IR = t B t IT B t, B IR Nh Nh : Ingreso Tarifario Esperado por concepto de Energía del tramo comprendido entre la barra I y la barra R. : Ingreso Tarifario Esperado por concepto de Energía del tramo comprendido entre la barra I y la barra R del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. : Costo Marginal de la barra barra I del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. t, B t, B P t P t Cmg, t B R : Costo Marginal de la barra barra R del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. t B F, I t B F, R : Inyección de energía del tramo IR del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. : Retiro de energía del tramo IR del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. N t,b : Número de horas del bloque B de demanda para la condición de operación esperada t. Pt : Probabilidad de ocurrencia de la condición de operación esperada t durante el año. Las inyecciones y retiros de energía en un tramo corresponden a los flujos medios esperados, obtenidos de la simulación y multiplicados por el número de horas del año correspondiente, determinados de acuerdo a lo descrito en el ANEXO 7. En el ANEXO 13 se presentan los Ingresos Tarifarios Esperados de Energía para el período INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE POTENCIA DE PUNTA. La proyección de Ingresos Tarifarios Esperados por tramos por concepto de potencia de punta se determina a partir de los costos marginales esperados de potencia y las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transporte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos por otras líneas de transporte. La expresión utilizada es: IT ( P) IR = Cmg( P) F Cmg( P) I I R F R Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 18 de 266

19 R I F R F I Donde: IT(P) IR F I F R Cmg (P) I Cmg(P) R Ingreso Tarifario Esperado por concepto de potencia del tramo comprendido entre la barra I y la barra R. Inyección de potencia de punta del tramo IR. Retiro de potencia de punta del tramo IR. Costo Marginal Esperado de potencia de punta en el nudo de inyección del tramo. Costo Marginal Esperado de potencia de punta en el nudo de retiro a ser transmitido. Los flujos de potencia de punta corresponden a los flujos de potencia firme determinados sobre la base de la proyección de Potencia Firme para el período La proyección de Potencia de Firme de las centrales generadoras para el período Enero 2005 Diciembre 2009 se encuentra en el ANEXO Para realizar esta proyección se ha utilizado para el primer año el Balance Preliminar de Potencia Firme 2005 preparado por la Dirección de Operación, informado a las empresas a través del informe CDEC-SING C-0083/2004 Informe de Cálculo del Balance preliminar de Potencia Firme de 2005 Versión 1. Para los restantes cuatro años la DP ha proyectado las potencias firmes de acuerdo al procedimiento descrito en el fax CDEC-SING B-1071/2002 del 25 de septiembre de Los costos marginales esperados de potencia corresponden a los precios de nudo de potencia de punta en cada una de las barras o nudos del sistema los que se han determinado sobre la base de la fijación tarifaria de abril de En el ANEXO 14 se presentan los Ingresos Tarifarios Esperados por concepto de Potencia de punta para el período Proyección aproximada, calculada según aplicación de la Resolución Ministerial N 163/2001 y N 106/2003. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 19 de 266

20 5.5 CÁLCULO DEL PEAJE ANUAL POR TRAMO. Para efectos del cálculo provisional, el Anual de un tramo es la cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los AVNR y COyM, calculados de acuerdo al punto 5.1 y deducido el ingreso tarifario esperado por tramo calculado según el punto 5.4 para el tramo. En el ANEXO 15 se presenta los s Anuales por tramo para el período , los cuales se han calculado de acuerdo a la siguiente expresión: P n ij = ( AVNR + COyM ) n ij IT n ij total donde: n P : Anual para el tramo ij en el año n. ij AVNR+COyM : Anualidad del valor nuevo de reemplazo y costos de operación y mantenimiento para el tramo ij en el año n. IT : Ingreso Tarifario Esperado para el tramo ij del año n. n ij total 5.6 INSTALACIONES SUJETAS A PEAJE BÁSICO. Las instalaciones sujetas a pago de peaje básico son aquellas que pertenecen al Área de Influencia de una central. El peaje básico se calcula a prorrata de la potencia máxima transitada por cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada por todos los usuarios, incluido el dueño de las líneas, subestaciones y demás instalaciones referidas. Para estos efectos, el factor de prorrata será el FUPTP, ajustado de acuerdo a las centrales que tienen dicho tramo dentro de su área de influencia, de acuerdo a lo indicado en el Artículo 92-1 letra e) del DS327. La metodología de cálculo del factor FUPTP se describe en detalle en el punto 3.3 y 3.4 del informe CDEC-SING C-0079/2004 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING Versión 1. En el ANEXO 8 se presenta las instalaciones involucradas en las áreas de influencia de las centrales, y por lo tanto sujetas a peaje básico, y los tramos del sistema de transmisión que son utilizados por una o más centrales por peaje básico. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 20 de 266

21 5.7 INSTALACIONES SUJETAS A PEAJE ADICIONAL. En el informe CDEC-SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales Versión 1 la DP identifica las instalaciones candidatas a percibir peajes adicionales por ser necesarias para abastecer los consumos del sistema. Sin embargo, las instalaciones sujetas a percibir peaje adicional son las instalaciones mencionadas en el punto anterior, descartando aquellas que si bien son necesarias para abastecer un consumo pertenecen al mismo tiempo al Área de Influencia de una central cuyo propietario suministra el consumo en cuestión 11. También se deben descartar aquellas instalaciones que presentan transmisiones netas en sentido opuesto al nudo del retiro (contraflujo) 12. El peaje adicional se calcula a prorrata de la potencia máxima transitada por cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada por todos los usuarios, incluido el dueño de las líneas, subestaciones y demás instalaciones referidas. Para estos efectos, el factor de prorrata será el FUPTPR, determinado de acuerdo a lo indicado en el informe CDEC-SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales Versión 1 y ajustado de acuerdo a los retiros que deben pagar peaje adicional por dicho tramo. En el ANEXO 19 se presentan las instalaciones sujetas a peaje adicional, es decir se muestran los tramos sujetos a percibir peajes adicional por uno o más consumos o retiros para cada uno de los años del período de estudio. 5.8 PAGO DEL PEAJE ANUAL POR TRAMO TRAMOS SUJETOS SÓLO A PEAJES BÁSICOS Para aquellos tramos del sistema que solamente están sujetos al pago de peajes básicos, éstos se calculan a prorrata de los FUPTP de las centrales cuyas Áreas de Influencias incluyen dicho tramo. Dado el tramo i-j que pertenece al Área de Influencia de la central g, se tiene: PB n i j = P n i j PB g n i j = G g = 1 FUPTP n g, i j FUPTP n g, i j PB n i j donde: 11 D.S. N 327/97 Artículo D.S. N 327/97 Artículo 91. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 21 de 266

22 P : Anual para el tramo i-j en el año n. n i j PB : Básico Anual para el tramo i-j en el año n. n i j g n PB : Básico Anual correspondiente a la central g por uso del i j tramo i-j en el año n. n FUPTPg, i : Factor de Utilización de Potencia por Tramo Promedio de la j central g en el tramo i-j en el año n. G : Número de centrales que tienen al tramo i-j como parte de su Área de Influencia TRAMOS SUJETOS SÓLO A PEAJES ADICIONALES Para aquellos tramos del sistema que solamente están sujetos al pago de peajes adicionales de acuerdo a lo indicado en el punto 5.7, éstos se calculan a prorrata de los FUPTPR de los retiros que deben pagar peaje adicional por dicho tramo. Los consumos involucrados son aquellos que cumplen con las siguientes características: - Son candidatos a pagar peaje adicional por el tramo de acuerdo al informe CDEC-SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales Versión 1, - Ninguno de sus suministradores es dueño de alguna central que tiene como parte de su Área de Influencia el tramo. - El tramo presenta transmisiones netas hacia el nudo del retiro. Dado el tramo i-j que está sujeto a peaje adicional por parte del consumo r, se tiene: donde: n i j PA r n i j = R r= 1 PA n i j = P FUPTPR n i j FUPTPR n r, i j n r, i j PA n i j P : Anual para el tramo i-j en el año n. PA : Adicional Anual para el tramo i-j en el año n. n i j r n PA : Adicional Anual correspondiente al retiro r por uso del i j tramo i-j en el año n. n FUPTPRr i j, : Factor de Utilización de Potencia por Tramo Promedio del Retiro r en el tramo i-j en el año n. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 22 de 266

23 R : Número de consumos que deben pagar peaje adicional por el tramo i-j TRAMOS SUJETOS A PEAJES BÁSICOS Y ADICIONALES El pago del Anual de un tramo que está sujeto tanto al pago de peajes básicos como a peajes adicionales, se calcula en este informe sobre la base del número de veces esperadas que el tramo es utilizado para inyectar generación hacia a la subestación de peajes y el número de veces esperadas que el tramo es utilizado para retirar energía desde la subestación de peajes. Estos valores esperados se determinan en base a los sentidos de los flujos de los tramos para las 792 condiciones operacionales esperadas utilizadas para la determinación de las áreas de influencia de las centrales y de las instalaciones de transmisión del SING candidatas a percibir el pago de peajes adicionales, el número de horas de cada bloque y la probabilidad de ocurrencia de cada escenario. Dado el tramo i-j que está sujeto a peaje básico por el conjunto de generadores G y peaje adicional por el conjunto de consumos R, se tiene que el Anual del tramo se calcula de acuerdo a las siguientes expresiones: P = PB + PA n ij n ij n ij PB n i j = N N G i j G i j + N R i j P n i j PA n i j = N N G i j R i j + N donde: G Ni : Número de veces esperadas que el tramo es utilizado para j inyectar generación hacia a la subestación de peajes. R Ni : Número de veces esperadas que el tramo es utilizado para retirar j energía desde la subestación de peajes. R i j P n i j Una vez que se determina el porcentaje del Anual correspondiente a Básico, éste último se prorratea usando los FUPTP de las centrales cuyas Áreas de Influencia incluyen dicho tramo, usando el procedimiento indicado en el punto De la misma forma, una vez que se determina el porcentaje del Anual que corresponde a Adicional, éste último se prorratea usando los FUPTPR de los consumos involucrados en el tramo, usando el procedimiento indicado en el punto Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 23 de 266

24 5.8.4 TRAMOS SUJETOS A PEAJES ADICIONALES POR DISTINTOS RETIROS DURANTE LOS SUBPERIODOS DEL AÑO Dado que en el año 2005 entran en operación varias líneas de transmisión, se presenta el caso que algunos tramos están sujetos al pago de peaje adicionales por parte de distintos retiros para los subperiodos 1, 2, 3 y 4, tal como se indica en el informe CDEC-SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales Versión 1. Por lo tanto, en estos casos se aplica el siguiente procedimiento para determinar la prorrata anual entre los distintos retiros que deben pagar peaje adicional sobre estos tramos: 1. En base al valor del Adicional del tramo se determina la fracción de éste que corresponde al Subperiodo 1, 2, 3 y 4, en base al número de meses de cada uno de estos (6, 1, 2 y 3 meses respectivamente). PA Subp1 PA Subp2 PA Subp3 = 6 PA 12 = 1 PA 12 = 2 PA PA Subp4 = 3 PA Para cada uno de los subperiodos del año 2005 se prorratea PA subp_i correspondiente en los retiros que hacen uso de él durante ese periodo, de acuerdo al procedimiento descrito en el punto PROYECCIÓN DE POTENCIA FIRME. En el ANEXO 20 se presenta las potencias firmes de las centrales generadoras del SING y los flujos de potencia firme para el período Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 24 de 266

25 6. RESULTADOS A continuación se muestra el resultado del cálculo de los peajes provisionales para el período : 1. Resumen de s Anuales Provisionales Totales por Propietario y Usuarios de instalaciones de Transmisión Troncales. Cabe señalar que durante el año 2005 y 2009, el tramo Crucer220 - Encuen220 resulta sin pago de peajes. Esto se debe a: - No resulta incluido como parte del área de influencia de ninguna central, de acuerdo al informe CDEC-SING C-0079/2004 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING Versión 1. - Si bien, son candidatos a pagar peaje adicional por este tramo los consumos modelados en las barras COLLA220, ENCUEN220 y ESMERA220, de acuerdo al informe CDEC-SING C-0081/2004 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de s Adicionales Versión 1, el tramo presenta transmisiones netas en contra ( contraflujo ) de estos nudos de retiro, por lo que quedan liberados del pago de peajes adicionales por este tramo Detalle de s Anuales Provisionales Totales por tramo, propietario y usuario, de instalaciones de Transmisión Troncales y no Troncales. 3. Resumen de s Unitarios. 13 D.S. N 327/97 Artículo 91. Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 25 de 266

26 Resumen de s Anuales Provisionales Totales por Propietario y Usuarios de instalaciones de Transmisión Troncales Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 26 de 266

27 PEAJE ANUAL POR TRAMO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2005 NOMBRE TRAMO CRUCER220 - ENCUEN220 Anual por Propietario USUARIO TRAMO PROPIETARIO TRAMO CELTA GASATACAMA SIN Total general TRANSELEC NORTE Total general PEAJE ANUAL POR TRAMO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2006 NOMBRE TRAMO CRUCER220 - ENCUEN220 Suma de Anual por Propietario USUARIO TRAMO PROPIETARIO TRAMO CELTA GASATACAMA SIN Total general TRANSELEC NORTE Total general Nº NOMBRE PROPIETARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA PEAJE FUPTP Anual AJUSTADO 34 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE COLLA220-CELTA 25.73% COLLA220-GASATACAMA 11.82% ENCUEN220-GASATACAMA 20.49% ENCUEN220-SIN 13.13% ESMERA220-GASATACAMA 28.84% Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 27 de 266

28 PEAJE ANUAL POR TRAMO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2007 NOMBRE TRAMO CRUCER220 - ENCUEN220 Suma de Anual por Propietario USUARIO TRAMO PROPIETARIO TRAMO CELTA GASATACAMA SIN Total general TRANSELEC NORTE Total general Nº NOMBRE PROPIETARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA PEAJE FUPTP Anual AJUSTADO 34 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE COLLA220-CELTA 17.40% COLLA220-GASATACAMA 8.04% ENCUEN220-GASATACAMA 14.63% ENCUEN220-SIN 41.08% ESMERA220-GASATACAMA 18.85% PEAJE ANUAL POR TRAMO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2008 NOMBRE TRAMO CRUCER220 - ENCUEN220 Suma de Anual por Propietario USUARIO TRAMO PROPIETARIO TRAMO CELTA GASATACAMA SIN Total general TRANSELEC NORTE Total general Nº NOMBRE PROPIETARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA PEAJE FUPTP Anual AJUSTADO 34 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE COLLA220-CELTA 15.78% COLLA220-GASATACAMA 7.48% ENCUEN220-GASATACAMA 15.12% ENCUEN220-SIN 42.93% ESMERA220-GASATACAMA 18.69% Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 28 de 266

29 PEAJE ANUAL POR TRAMO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2009 NOMBRE TRAMO CRUCER220 - ENCUEN220 Suma de Anual por Propietario USUARIO TRAMO PROPIETARIO TRAMO CELTA GASATACAMA SIN Total general TRANSELEC NORTE Total general Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 29 de 266

30 Detalle de s Anuales Provisionales Totales por tramo, propietario y usuario, de instalaciones de Transmisión Troncales y No Troncales Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 30 de 266

31 PROPIETARIO TRAMO USUARIO TRAMO NOMBRE TRAMO PEAJES PROVISIONALES 2005 AVNR +COyM IT Total Anual EDELNOR CELTA CRUCER220 - LAGUNA220_ LAGUNA220 - POZO Total CELTA COMENTARIO EDELNOR AGUILA66 - ARICA ANTOFA110 - ANTOFA ANTOFA110 - DESANT ANTOFA110 - NEGRA Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Antofagasta. ARICA110 - ARICA ARICA110 - DOLOR CAPRI110 - NEGRO CAPRI220 - CAPRI CAPRI220 - MBLANC Propietario no informa VNR y COyM Paño de línea en S/E Mantos Blancos CAVA66 - POZO CDANTO13 - ANTOFA CDARICA66 - ARICA CDIQUIQ66 - IQUIQ CRUCER220 - LAGUNA220_ CHACA220 - CRUCER CHACA220 - MEJI CHAP66 - AGUILA DESANT110 - PAMPA IQUIQ66 - POZO LAGUNA220 - POZO MEJI220 - MEJI NEGRA110 - ALTON Propietario no informa VNR y COyM de Línea NEGRO110 - ALTON PAMPA110 - MEJI POZO66 - TAMAR DOLOR110 - POZO POZO220 - POZO POZO110 - POZO Total EDELNOR ELECTROANDINA CAPRI110 - NEGRO CAPRI220 - CAPRI Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 31 de 266

32 PROPIETARIO TRAMO USUARIO TRAMO NOMBRE TRAMO AVNR +COyM IT Total Anual COMENTARIO CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv CRUCER220 - LAGUNA220_ ELLOA220 - CRUCER CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. Total ELECTROANDINA GASATACAMA ANTOFA110 - DESANT ANTOFA110 - NEGRA Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Antofagasta. CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv CRUCER220 - LAGUNA220_ CHACA220 - MEJI DESANT110 - PAMPA KM6 - CALAMA Propietario no informa VNR y COyM de Paño de línea en S/E KM6 (Chuquicamata). LAGUNA220 - POZO MEJI220 - MEJI PAMPA110 - MEJI POZO66 - TAMAR POZO110 - POZO CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. SALAR110 - CALAMA Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. Total GASATACAMA SIN CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv CRUCER220 - LAGUNA220_1 LAGUNA220 - POZO220 CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. Total SIN ELECTROANDINA ELECTROANDINA CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv ELLOA220 - CRUCER TOCO110 - A Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E A (Chuquicamata) TOCO220 - ELLOA TOCO220 - TOCO CRUCER220 - CHUQUI2207B Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Chuquicamata 220 kv CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. TOCO110 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. TOCO110 - TOCO Total ELECTROANDINA GASATACAMA CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 32 de 266

33 PROPIETARIO TRAMO USUARIO TRAMO NOMBRE TRAMO AVNR +COyM IT Total Anual COMENTARIO CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. TOCO110 - TOCO Total GASATACAMA SIN CRUCER220 - CHUQUI Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E Chuquicamata 220 kv TOCO110 - A Propietario no informa VNR y COyM de Paños de línea en S/E A (Chuquicamata) CRUCER220 - CHUQUI2207B Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Chuquicamata 220 kv CRUCER220 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. TOCO110 - SALAR Propietario no informa VNR y COyM de línea y Paño de línea en S/E Salar. Total SIN NORGENER AES GENER OESTE220 - LABER Total AES GENER NORGENER LACRUZ220 - CRUCER NORGE220 - LACRUZ OESTE220 - OESTE Total NORGENER CELTA CELTA LAGUNA220 - COLLA Total CELTA GASATACAMA LAGUNA220 - COLLA Total GASATACAMA AES GENER AES GENER ANDES220 - OESTE ANDES345 - ANDES CRUCER220 - LABER Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Crucero. SALTA345 - ANDES Propietario no informa VNR y COyM Paño de línea en S/E Central Salta Total AES GENER EDELNOR LABER220 - MBLANC Total EDELNOR GASATACAMA LABER220 - NVAZAL Propietario no informa VNR y COyM de Línea Laberinto Nueva Zaldívar. NVAZAL220 - ZALDIV Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Zaldívar. Total GASATACAMA NORGENER LABER220 - NVAZAL Propietario no informa VNR y COyM de Línea Laberinto Nueva Zaldívar. NVAZAL220 - ZALDIV Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Zaldívar. Total NORGENER SIN LABER220 - NVAZAL Propietario no informa VNR y COyM de Línea Laberinto Nueva Zaldívar. NVAZAL220 - ZALDIV Propietario no informa VNR y COyM de Línea y Paño de línea en S/E Zaldívar. Total SIN Informe anual de peajes. Enero Diciembre Pág. 33 de 266