INFORME ANUAL DE CUMPLIMIENTOS ARTÍCULO 1-15, NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO.

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1 INFORME ANUAL DE CUMPLIMIENTOS ARTÍCULO 1-15, NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO. Autor Dirección de Operación y Peajes Fecha Creación Versión 1.0

2 1. INTRODUCCIÓN 3 2. DESCRIPCIÓN DE LAS EXIGENCIAS INFORMADAS SISTEMA DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL DISPONIBILIDAD DE CANALES DE VOZ IMPLEMENTACIÓN DE ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN DE CARGA (EDAC), ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN (EDAG) Y ESQUEMAS DE REDUCCIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN (ERAG) INFORMACIÓN TÉCNICA IMPLEMENTACIÓN DE PLANES DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS) PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIAS EXTREMAS COMPENSACIÓN REACTIVA INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA Y FORZADA ANEXOS. 20 Página 2 de 20

3 1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a lo establecido en el Artículo 1-15 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), la Dirección de Operación (DO) del Centro de Despacho Económico de Carga del Norte Grande, CDEC-SING, debe informar anualmente a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) el grado de cumplimiento de cada Coordinado, informando al menos los siguientes aspectos: a) Tiempos de actualización de la información requerida para el Sistema de Información en Tiempo Real y Disponibilidad de la misma. b) Disponibilidad de los Canales de Voz con los Centros de Control (CC). c) Implementación de EDAC, EDAG y ERAG solicitados. d) Entrega de Información Técnica y calidad de la misma. e) Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. f) Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas. g) Cumplimiento de exigencias de Compensación Reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales. h) Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad Programada y Forzada aceptables de la generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión. La información se presenta adjunta al presente Informe en los formatos definidos para tales efectos, los cuales fueran aprobados mediante Resolución Exenta CNE Nº 879, de fecha 30 de Diciembre de En cumplimiento de lo anteriormente señalado, el presente Informe Anual de Cumplimientos de los Coordinados del CDEC-SING para el año 2011, incluye las materias definidas en los literales antes descritos y realiza una síntesis de la evolución de los cumplimientos de las exigencias. Página 3 de 20

4 2. DESCRIPCIÓN DE LAS EXIGENCIAS INFORMADAS 2.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL La disponibilidad del Sistema de Información en Tiempo Real (SITR), se refiere al porcentaje de tiempo total en un intervalo de tiempo determinado, en el cual se tuvo acceso a la información real correspondiente a las variables de cada Coordinado, de tipo análogas, estados y alarmas. Por lo tanto, la plataforma del SITR entre cada Coordinado y el Centro de Despacho y Control (CDC) del CDEC-SING debe contar con la arquitectura adecuada para cumplir la disponibilidad exigida por la NTSyCS. En relación a lo anterior, el porcentaje de disponibilidad global del sistema de información en tiempo real, que incluye la disponibilidad de información de las variables análogas, estado y alarmas para cada Coordinado, durante el año 2011 y su respectiva comparación con el año 2010, se muestra en el Gráfico N 1. Cabe señalar que, la disponibilidad, en un periodo de un (1) año, establecido en el Artículo 4-12 de la NTSyCS, debe ser mayor o igual a 99,5%. De acuerdo al análisis realizado en este punto en particular, se pudo visualizar que la mitad de los Coordinados ha presentado una disminución en el porcentaje de disponibilidad, con respecto a lo que se presentó en el Informe Anual de Cumplimiento 2010 enviado a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. El detalle de la información relativa al cumplimiento de esta exigencia, se presenta en el Anexo I-A. Página 4 de 20

5 Porcentaje Disponibilidad de SITR XSTRATA COPPER - ALTONORTE TRANSELEC NORTE SQM GNL MEJILLONES MINERA EL ABRA NORGENER MOLY-COP MINERA SPENCE MINERA RAYROCK MINERA MICHILLA MINERA MERIDIAN MINERA GABY MINERA ESPERANZA MINERA ESCONDIDA MINERA EL TESORO HORNITOS INACAL S.A. HALDEMAN GRACE GASATACAMA ENORCHILE ENAEX MINERA MANTOS BLANCOS ANGAMOS ELIQSA EMELARI ELECDA TRANSEMEL ELECTROANDINA E-CL CELTA MINERA ZALDIVAR MINERA QUEBRADA BLANCA MINERA LOMAS BAYAS MINERA COLLAHUASI MINERA CERRO COLORADO CODELCO NORTE ANDINA MINERA ATACAMA MINERALS ATACAMA AGUA AES GENER % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Porcentaje Gráfico N 1: Porcentaje de Disponibilidad de SITR por Coordinado. Página 5 de 20

6 TIEMPOS DE ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL El valor promedio de los tiempos de actualización de información, por tipo de variable analizada para cada Coordinado se pueden observar en el Gráfico N 2 y N 3. Las variables en las cuales se verificaron los tiempos de actualización, requeridas por el SITR, para cada uno de los Coordinados son las siguientes: a) Alarmas. b) Estados. De los Gráficos N 2 y N 3 se concluye que los tiempos de actualización del SITR han presentado mejoras en relación a lo informado para el año Sin embargo, el cumplimiento del Artículo 4-16 de la NTSyCS, establece que los tiempos de actualización de los datos en tiempo real no pueden superar los 10 [s]. El detalle de la información relativa al grado de cumplimiento de esta exigencia se puede visualizar en el Anexo I-B Página 6 de 20

7 Tiempos de Actualización de Alarmas XSTRATA COPPER - ALTONORTE TRANSELEC NORTE SQM GNL MEJILLONES MINERA EL ABRA NORGENER MOLY-COP MINERA SPENCE MINERA RAYROCK MINERA MICHILLA MINERA MERIDIAN MINERA GABY MINERA ESPERANZA MINERA ESCONDIDA MINERA EL TESORO HORNITOS INACAL S.A. HALDEMAN GRACE GASATACAMA ENORCHILE ENAEX MINERA MANTOS BLANCOS ANGAMOS ELIQSA EMELARI ELECDA TRANSEMEL ELECTROANDINA E-CL CELTA MINERA ZALDIVAR MINERA QUEBRADA BLANCA MINERA LOMAS BAYAS MINERA COLLAHUASI MINERA CERRO COLORADO CODELCO NORTE ANDINA MINERA ATACAMA MINERALS ATACAMA AGUA AES GENER Art NTSyCS Tiempo [seg] Gráfico N 2: Tiempos de Actualización de Alarmas y referencia de la exigencia de la NTSyCS. Página 7 de 20

8 Tiempo de Actualización de Estados XSTRATA COPPER - ALTONORTE TRANSELEC NORTE SQM GNL MEJILLONES MINERA EL ABRA NORGENER MOLY-COP MINERA SPENCE MINERA RAYROCK MINERA MICHILLA MINERA MERIDIAN MINERA GABY MINERA ESPERANZA MINERA ESCONDIDA MINERA EL TESORO HORNITOS INACAL S.A. HALDEMAN GRACE GASATACAMA ENORCHILE ENAEX MINERA MANTOS BLANCOS ANGAMOS ELIQSA EMELARI ELECDA TRANSEMEL ELECTROANDINA E-CL CELTA MINERA ZALDIVAR MINERA QUEBRADA BLANCA MINERA LOMAS BAYAS MINERA COLLAHUASI MINERA CERRO COLORADO CODELCO NORTE ANDINA MINERA ATACAMA MINERALS ATACAMA AGUA AES GENER Art NTSyCS Tiempo [seg] Gráfico N 3: Tiempos de Actualización de Estados y referencia de la exigencia de la NTSyCS.. Página 8 de 20

9 Los Coordinados que han implementado el SITR, durante el transcurso del año 2011 son los siguientes: - Central Termoeléctrica Andina S.A - Empresa Eléctrica Angamos S.A - Inversiones Hornitos S.A - Minera Spence S.A Por otra parte, a la fecha, hay algunos Coordinados que presentan interrupciones debido a posibles fallas en las RTU e inestabilidad en su aplicación, lo cual ha generado tiempos de actualización poco confiables para cada una de las variables medidas. Estos Coordinados son los siguientes: - Compañía Minera Teck Quebrada Blanca S.A - Minera El Tesoro. - Minera El Abra. - Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel S.A - Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A (ELECDA) - Empresa Eléctrica de Arica S.A (EMELARI) - Empresa Eléctrica de Iquique S.A (ELIQSA). A la fecha del presente Informe, los Coordinados que aún no han integrado su SITR con el CDC, son los siguientes: - Atacama Agua y Tecnología Ltda. - Atacama Minerals Chile S.C.M - Compañía Minera Cerro Colorado Ltda. - Haldeman Mining Company S.A - Minera Meridian Ltda. - Minera Rayrock Ltda. - Moly-Cop Chile S.A - Sociedad GNL Mejillones S.A. - Sociedad Química y Minera de Chile (SQM). Finalmente, GasAtacama Chile S.A y Grace S.A, no presentan disponibilidad de información en tiempo real de las alarmas, solamente de los estados. Página 9 de 20

10 2.2 DISPONIBILIDAD DE CANALES DE VOZ En la presente sección, se informa si los Centros de Control (CC) de los Coordinados presentan canales de voz disponibles y en correcto funcionamiento con el CDC, de no ser así, se detalla la situación que presenta el Coordinado. Durante el año 2011, el canal oficial de comunicación, esto es, comunicación punto a punto, y comunicación de respaldo, principalmente vía telefónica, presentaron un 100% de disponibilidad. Esto significa que durante el año 2011, no se registraron fallas o contingencias que pudiesen provocar una pérdida de comunicación entre el CDC y los Centros de Control de los Coordinados. Por lo tanto, en relación con la disponibilidad de los canales de voz, se establece una mejora en los porcentajes de algunos Coordinados en comparación al año En el Gráfico N 4, se presentan los porcentajes de disponibilidad de los años 2010 y 2011 respectivamente, en el cual se visualiza la mejora en el porcentaje de disponibilidad de las vías de comunicación oficial y de respaldo de los siguientes Coordinados: - EC-L - ELECTROANDINA - ENORCHILE - INACAL Durante el año 2010, estas empresas presentaron una serie de contingencias de tipo técnicas propias del proveedor de servicios de telecomunicaciones, que no se registraron durante el año 2011, por lo que hubo una disponibilidad total de los canales de comunicación oficial y de respaldo. Finalmente, los Coordinados Gas Atacama, Norgener y Transelec Norte, habilitaron un Canal Alternativo de Comunicación con el Centro de Control, con un 100% de disponibilidad. Página 10 de 20

11 100,00% Porcentaje de Disponibilidad Canales de Voz 99,95% 99,90% 99,85% 99,80% 99,75% 99,70% ,65% Gráfico N 4: Porcentaje de disponibilidad de canal oficial de comunicación por parte de Coordinados. 2.3 IMPLEMENTACIÓN DE ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN DE CARGA (EDAC), ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN (EDAG) Y ESQUEMAS DE REDUCCIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN (ERAG). EDAC POR SUBFRECUENCIA Y/O SUBTENSIÓN. A continuación se informa respecto del grado de cumplimiento de los Coordinados, en relación al monto requerido de potencia a desconectar, durante las variaciones de frecuencia, posteriores a una contingencia. El monto solicitado a cada Coordinado, y el escalón de frecuencia en el cual deben actuar dichos esquemas, es determinado en el Estudio respectivo del Capítulo 6 de la NTSyCS, con una periodicidad bianual. En el Gráfico Nº5, se presenta la potencia solicitada a desconectar y la potencia real desconectada durante los años 2010 y En función de los antecedentes registrados, se verifica que un 97% de los Coordinados dan cumplimiento a la desconexión de carga solicitada, lo cual se refleja en el Anexo III-A. Sin embargo, durante el 2011, algunos Coordinados se encontraban realizando modificaciones e implementando sus EDAC respectivos. Los Coordinados que presentan esta situación son los siguientes: - Atacama Agua y Tecnología Ltda., cuya Subestación de desconexión es el Tap-off Desalant, y actualmente se encuentran desarrollando el EDAC correspondiente. Página 11 de 20

12 - Minera Esperanza, que se encuentra en un periodo de actualización de su sistema, que involucra la inclusión de nuevas cargas Variación EDAC Desconexión Real [MW] Desconexión Solicitada [MW] Gráfico N 5: EDAC solicitado v/s real. La diferencia entre los desprendimientos de carga reales (622 MW) y los desprendimientos de carga solicitados (661,7 MW), se debe principalmente en la ausencia del EDAC del Coordinado Minera Esperanza. Este Coordinado se encuentra en periodo de actualización de su sistema, que involucra la inclusión de algunas nuevas cargas. Esto se puede visualizar en el Anexo III-A. EDAG POR SOBREFRECUENCIA Al igual que el punto anterior, se informa si los Coordinados cumplen con el monto de potencia de generación a desconectar, en caso que alguna contingencia provoque un aumento en la frecuencia del sistema. Dicho monto es determinado en el Estudio citado en el párrafo anterior, y requerido por la DOP. En función de los antecedentes registrados, se corrobora que para el año 2011, la disponibilidad de los montos determinados por la DOP ha sido implementado en un 100%, por parte de los Coordinados del Segmento de Generación. En el Gráfico Nº6, se presenta la comparación del grado de cumplimiento de los EDAG solicitados por el CDEC-SING, para el año 2010 y 2011, respectivamente. La información se detalla en el Anexo III b). Página 12 de 20

13 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Disponibilidad EDAG Gráfico N 6: Porcentaje de disponibilidad de los EDAG solicitados. La diferencia de disponibilidad entre el año 2010 y 2011 se explica principalmente porque durante el año 2011, se implementó el EDAG requerido en la unidad CTM2, de la Central Térmica Mejillones. En relación a los rangos de potencia solicitados para la desconexión automática de generación, con respecto a los reales informados por cada empresa y disponibles en caso de contingencias, el cumplimiento es de 100%. ERAG POR SOBREFRECUENCIA A la fecha del presente Informe, este CDEC no ha definido el diseño e implementación de un ERAG. 2.4 INFORMACIÓN TÉCNICA El presente Anexo contiene información relativa a la entrega de la Información Técnica por parte de los Coordinados, exigida por el CDEC, en los plazos correspondientes. Adicionalmente, se detalla la situación del Coordinado respecto de dicha entrega. A continuación se presenta el porcentaje de cumplimiento de la entrega de información Técnica para los años 2010 y 2011, en forma comparativa. Página 13 de 20

14 Al respecto, se observa que, en términos generales, el grado de cumplimiento de los Coordinados ha presentado mejoras. Existen casos puntuales en que, al existir desarrollos o ampliaciones de las instalaciones de propiedad de un Coordinado, y no ser oportunamente entregada dicha información, su nivel de cumplimiento se ve desmejorado respecto del año Página 14 de 20

15 Porcentaje Cumplimiento de Información Técnica XSTRATA COPPER - ALTONORTE EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA TRANSEMEL S.A. TRANSELEC NORTE S.A. SOCIEDAD QUIMICA Y MINERA DE CHILE S.A. NORGENER S.A. MOLY-COP CHILE S.A. COMPAÑIA MINERA ZALDIVAR MINERA SPENCE S.A. MINERA RAYROCK LTDA. COMPAÑIA MINERA QUEBRADA BLANCA S.A. MINERA MICHILLA S.A. MINERA MERIDIAN LIMITADA SOCIEDAD ANGLO AMERICAN NORTE S.A. COMPAÑIA MINERA LOMAS BAYAS MINERA GABY S.A. MINERA ESPERANZA MINERA ESCONDIDA LTDA. MINERA EL TESORO SOCIEDAD CONTRACTUAL MINERA EL ABRA COMPAÑIA MINERA DOÑA INES DE COLLAHUASI COMPAÑIA MINERA CERRO COLORADO LTDA. ATACAMA MINERALS CHILE SCM EQUIPOS DE GENERACION S.A. CENTRAL TERMOELÉCTRICA HORNITOS S.A. HALDEMAN MINING COMPANY S.A. GRACE S.A. GASATACAMA CHILE S.A. ENORCHILE S.A. ENAEX S.A. EMPRESA ELECTRICA DE ARICA S.A. EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. EMPRESA ELECTRICA DE ANTOFAGASTA S.A. E-CL CODELCO CHILE - DIVISION CODELCO NORTE COMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ S.A. CAVANCHA S.A. ATACAMA AGUA Y TECNOLOGÍA LIMITADA EMPRESA ELÉCTRICA ANGAMOS S.A. CENTRAL TERMOELÉCTRICA ANDINA S.A. EMPRESA AGUAS DEL ALTIPLANO S.A. AES GENER S.A Porcentaje Gráfico N 7: Porcentaje de cumplimiento de entrega de Información Técnica. Página 15 de 20

16 2.5 IMPLEMENTACIÓN DE PLANES DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS) Este Anexo da cuenta del grado de cumplimiento, por parte de cada Coordinado, de la implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. Durante el año 2011, los Coordinados que han implementado en un 100% el Plan de Recuperación de Servicio, determinado por la Dirección de Operación (DO), son los siguientes: - TRANSEMEL S.A - INACAL S.A Por su parte, en relación a lo solicitado a EC-L, la DO no ha recibido ninguna información posterior por parte del Coordinado en relación al cumplimiento de la implementación del PRS, que permita asignar un porcentaje de avance de la medida propuesta. 2.6 PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIAS EXTREMAS Durante el año 2011, y de acuerdo a lo indicado en el Artículo 6-58 de la NTSyCS, correspondía realizar una actualización del Estudio Plan de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE). Sin embargo, considerando que durante dicho año se concretaron cambios topológicos relevantes en el sistema, tanto en el Segmento de Generación como en el de Transmisión, la elaboración del citado Estudio fue postergada para el año 2012, postergación informada a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, mediante carta CDEC-SING N 1377/2011, de fecha 30 de noviembre de Adicionalmente, mediante carta CDEC-SING N 0167/2012, de fecha 15 de febrero de 2012, se informó a la Comisión Nacional de Energía, que el PDCE aplicable al SING, será estudiado durante el primer semestre del presente año, para posteriormente definir las etapas y plazos de implementación de los resultados que arroje dicho Estudio. En virtud de lo anterior, no se presenta información relativa al grado de cumplimiento de esta exigencia de la NTSyCS. 2.7 COMPENSACIÓN REACTIVA. En relación al grado de cumplimiento de las exigencias de Compensación Reactiva de los Sistemas de Subtransmisión y Adicionales, contenidas en los Artículos 3-24 al 3-26 de la NTSyCS, la DO ha debido postergar la aplicación de dichos artículos, y la aplicación del Procedimiento DO Determinación de Pérdidas y Excedentes Máximos en Sistemas de Subtransmisión y Adicional, éste último enviado a la Comisión Nacional de Energía para Informe Favorable, el 16 de Diciembre del Página 16 de 20

17 Tal como se informara a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, mediante carta - SING N 0292/2011, de fecha 24 de Marzo de 2011, los resultados del Estudio Pérdidas y excedentes máximos en Sistemas de Subtransmisión y Adicional, basado en la metodología planteada en la NT SyCS, y contenida en el Procedimiento DO citado, no permite recoger apropiadamente el efecto sistémico de una operación interconectada, ni las condiciones de operación en tensión y potencia presentes en el resto de las instalaciones del sistema, arrojando resultados inconsistentes con las compensaciones que se consideran necesarias en virtud del registro de la operación en tiempo real, por lo que dicha metodología no sería aplicable a un sistema interconectado como el SING. En virtud de las inconsistencias verificadas en dicho estudio, ésta situación será observada en el proceso de revisión cuatrianual de la NT SyCS, actualmente en desarrollo por parte de los CDEC y de la Comisión Nacional de Energía. 2.8 INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA Y FORZADA Los índices de indisponibilidad programada y forzada de generación y transmisión se calcularon utilizando la información estadística disponible para completar el promedio de dos (2) años, en consistencia con la vigencia de la NTSyCS. De acuerdo al horizonte de tiempo establecido en dos (2) años, se calculan los índices de indisponibilidad programada y forzada para cada uno de los Coordinados que posean instalaciones tanto de generación como de transmisión y posterior a ello se verifica el cumplimiento de lo establecido en el Artículo 5-69 y 5-70 de la NTSyCS. RESUMEN DE GENERACIÓN De acuerdo a los cálculos efectuados para determinar los índices de indisponibilidad programada y forzada, junto con la frecuencia de salidas por concepto de ésta última, para todas las unidades generadoras pertenecientes a cada Coordinado, se muestra el siguiente gráfico resumen del grado de cumplimiento de los estándares de indisponibilidad aceptables según lo establecido en el Artículo 5-69 de la NTSyCS. El Gráfico N 8 refleja el porcentaje total de unidades correspondiente a cada uno de los Coordinados, que cumplen con lo establecido según la normativa vigente. Página 17 de 20

18 Porcentaje Cumplimiento Índices de Indisponibilidad de Generación NORGENER HORNITOS GASATACAMA EQUIPOS DE GENERACION S.A. ENORCHILE E-CL CELTA ANGAMOS ANDINA AES GENER FFORg HFORg HPROg 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Porcentaje Gráfico N 8: Porcentaje de cumplimiento de los índices de indisponibilidad de generación, por Coordinado. La información restante se puede visualizar en Anexo VIII-A y VIII-B. RESUMEN DE TRANSMISIÓN De acuerdo a los cálculos efectuados para determinar los índices de indisponibilidad programada y forzada, junto con la frecuencia de salidas por concepto de éstas últimas, para instalaciones de transmisión pertenecientes a cada Coordinado, se muestra en el Gráfico N 9 el grado de cumplimiento de los estándares de indisponibilidad aceptables según lo establecido en el Artículo 5-69 de la NTSyCS. Al igual que en el caso de los índices de indisponibilidad en generación, el Gráfico N 9 refleja el porcentaje total de instalaciones de transmisión correspondiente a cada uno de los Coordinados, que cumplen con lo establecido según la normativa vigente. La información restante se puede visualizar en Anexo VIII-C y VIII-D Página 18 de 20

19 Porcentaje Cumplimiento Índice de Indisponibilidad de Transmisión XSTRATA COPPER - ALTONORTE TRANSEMEL TRANSELEC NORTE SQM NORGENER NORACID MOLY-COP MINERA ZALDIVAR MINERA SPENCE MINERA RAYROCK MINERA QUEBRADA BLANCA MINERA MICHILLA MINERA MERIDIAN MINERA MANTOS BLANCOS MINERA LOMAS BAYAS MINERA GABY MINERA ESPERANZA MINERA ESCONDIDA MINERA EL TESORO MINERA EL ABRA MINERA COLLAHUASI MINERA CERRO COLORADO MINERA ATACAMA MINERALS HALDEMAN GRACE EQUIPOS DE GENERACION S.A. ENORCHILE ENAEX EMELARI ELIQSA ELECDA E-CL CODELCO NORTE ATACAMA AGUA ANGAMOS AGUAS DEL ALTIPLANO AES GENER FFORt HFORt HPROt 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Porcentaje Gráfico N 9: Porcentaje de cumplimiento de los índices de indisponibilidad de transmisión, por Coordinado. Página 19 de 20

20 3. ANEXOS. ANEXO I Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma. a) Porcentajes de disponibilidad SITR. b) Tiempos de actualización SITR. ANEXO II ANEXO III Disponibilidad de los canales de voz con los Centros de Control de cada Coordinado. Implementación de EDAC, EDAG, ERAG solicitados. a) Implementación de EDAC. b) Implementación de EDAG. c) Implementación de ERAG. ANEXO IV ANEXO V ANEXO VIII Entrega de Información Técnica y Calidad de cada Coordinado. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. Cumplimiento de los estándares de indisponibilidad programada y forzada que sean aceptables para la Generación y para los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión. a) Índices de indisponibilidad de generación por parte de los Coordinados. b) Resumen porcentaje de cumplimiento en generación. c) Índices de indisponibilidad de transmisión por parte de los Coordinados. d) Resumen porcentaje de cumplimiento en transmisión. e) Modalidad de cálculo. Página 20 de 20