INFORME ANUAL DE PEAJES. Período: Enero 2007 Diciembre 2011.

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1 INFORME ANUAL DE S. Período: Enero 2007 Diciembre Autor Dirección de Peajes CDEC-SING. Fecha de Creación 05-ene-2007 Fecha Impresión 05-ene-2007 Correlativo CDEC-SING C-0001/2007. Informe anual de peajes. Período Pág. 1 de 332

2 Control del Documento. Aprobación. Versión Carlos Finat D. Director de Peajes CDEC-SING. Aprobado Registro de Cambios. Fecha Autor Versión Descripción de Cambio Dirección de Peajes 1.0 Elaboración del documento. Revisores. Nombre Claudia Carrasco A. Jorge Venegas F. Subdirectora de Peajes CDEC-SING. Ingeniero de Peajes CDEC-SING. Cargo Distribución. Copia 8 Directores CDEC-SING. Nombre Informe anual de peajes. Período Pág. 2 de 332

3 Contenido. CONTROL DEL DOCUMENTO... 2 APROBACIÓN... 2 REGISTRO DE CAMBIOS... 2 REVISORES... 2 DISTRIBUCIÓN PRESENTACIÓN REPRESENTACIÓN DEL SING BARRAS 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 RESTRICCIONES DE GAS NATURAL DESPACHOS DE LAS UNIDADES GENERADORAS MODELO UTILIZADO PARA DETERMINAR LA OPERACIÓN ESPERADA DEL SING ÁREA DE INFLUENCIA PROYECCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS, CAPACIDADES, USOS ADICIONALES MÁXIMOS Y CÁLCULO DE S BÁSICOS Y ADICIONALES ANUALIDAD Y COSTOS DE OPERACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS DE LOS S DEL SISTEMA CAPACIDAD Y USO ADICIONAL DE LOS S DEL SISTEMA INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR DE ENERGÍA INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE POTENCIA DE PUNTA CÁLCULO DEL ANUAL POR INSTALACIONES SUJETAS A BÁSICO INSTALACIONES SUJETAS A ADICIONAL PAGO DEL ANUAL POR S SUJETOS SÓLO A S BÁSICOS S SUJETOS SÓLO A S ADICIONALES S SUJETOS A S BÁSICOS Y ADICIONALES S QUE ENTRAN O SALEN DE SERVICIO DURANTE EL AÑO PROYECCIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA FIRME RESULTADOS...26 Informe anual de peajes. Período Pág. 3 de 332

4 ANEXO 1 : S ANUALES ANEXO 2 : BARRAS DEL SING Y CONSUMOS ANEXO 3 : CENTRALES GENERADORAS DEL SING ANEXO 4 : INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN DEL SING ANEXO 5 : PREVISIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA PERÍODO ANEXO 6 : CURVA DE DURACIÓN - PERÍODO ANEXO 7 : PLAN DE MANTENIMIENTO MAYOR PERÍODO ANEXO 8 : DETERMINACIÓN DE TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS ANEXO 9 : ÁREA DE INFLUENCIA DE CADA CENTRAL ANEXO 10 : ANUALIDAD Y COSTOS DE OPERACIÓN ANEXO 11 : TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS ANEXO 12 : CAPACIDAD Y USO ADICIONAL ANEXO 13 : INGRESOS TARIFARIOS ANUALES TOTALES ANEXO 14 : FLUJOS DE POTENCIA FIRME ANEXO 15 : PRECIOS DE NUDO OCTUBRE Informe anual de peajes. Período Pág. 4 de 332

5 1. PRESENTACIÓN. El presente informe muestra el cálculo de los peajes provisionales del período , según los artículos transitorios N 3 y N 4 de la Ley Num , Marzo 2004, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos D.F.L. Nº 1, Septiembre El Artículo Transitorio N 3, indica lo siguiente: El régimen de recaudación y pago 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 la respectiva Dirección de Peajes, de los pagos que deban efectuarse 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 Peajes, el ingreso tarifario corresponderá al "ingreso tarifario esperado tramo, definido en el artículo El primer estudio de transmisión troncal determinará los valores de inversión, V.I., tramo correspondientes tanto para el período transcurrido desde la publicación de la ley, como los V.I. 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 este concepto se encuentre incorado en la valorización de las instalaciones empleada la Dirección de Peajes 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, los propietarios de centrales y las empresas que efectúen retiros, y dentro del primer período tarifario los usuarios finales.... Por su parte, el Artículo Transitorio N 4, indica lo siguiente:...durante el período que medie entre la fecha de publicación de la presente ley y la fecha de la primera fijación de los peajes de subtransmisión a los que se refiereel artículo de esta ley, los pagos uso de los sistemas de transmisión no calificados como troncales conforme las disposiciones de la presente ley se efectuarán en conformidad a las disposiciones que esta ley modifica... Informe anual de peajes. Período Pág. 5 de 332

6 Dado que a la fecha no se ha publicado el primer decreto de transmisión troncal 1 ni la primera fijación de los peajes de subtransmisión 2, el procedimiento aplicado para la determinación de los peajes provisionales se realiza en conformidad a las normas legales que la 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 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 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 Los peajes provisionales del período se calcularon usando la previsión de demanda que se indica en el documento CDEC-SING C-0059/2006 Previsión de Demandas de Energía y Potencia Período Versión 1, los cuales se encuentran en el ANEXO 22. 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 concepto de energía y potencia de punta, y peajes básicos y adicionales de los distintos tramos del sistema para el período (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 los propietarios de las instalaciones de transmisión, los cuales se resumen en este informe para que queden a disposición de 1 El 19 de Diciembre de 2006 se realizó la audiencia pública de acuerdo a lo indicado en el Artículo del DFL1 ( 2 Se encuentra en curso la discrpencia N 10/2006, de acuerdo a lo indicado en el último inciso del Artículo del DFL1 ( Informe anual de peajes. Período Pág. 6 de 332

7 las empresas generadoras, autoproductoras y de todo interesado que deseen hacer uso del sistema de transmisión. 3 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 Sistema Interconectado del Norte Grande (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 transte del sistema, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones 4. La información relativa a la previsión de demandas de energía y potencia del período , así como su distribución geográfica, estacional, diaria y horaria, se encuentra en el ANEXO 4. Ésta fue elaborada la Dirección de Peajes (DP) de acuerdo al documento CDEC-SING C-0059/2006 Previsiones de Demandas de Energía y Potencia Período Versión 1. La tasa de descuento y el costo de falla de las unidades corresponden a los utilizados e informados la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, en el informe técnico definitivo de fijación de precios de nudo del SING de Octubre de Los precios de nudo utilizados se presentan en el ANEXO 21 y corresponden a los informados decreto N 340 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de Octubre de El programa de obras proviene de lo informado los Coordinados al CDEC-SING y del informe técnico definitivo de fijación de precios de nudo del SING de Octubre de La proyección de Potencia Firme de las centrales generadoras para el año 2007 se encuentra en el ANEXO 20. Para realizar esta proyección se ha utilizado el Balance Preliminar de Potencia Firme 2007 preparado la DP, informado a las empresas a través del informe CDEC-SING C-0067/2006 Versión 1 Informe de Cálculo del Balance Preliminar de Potencia Firme de Las Áreas de Influencia de las centrales generadoras del SING se encuentran en el ANEXO 8. Ellas corresponden a las áreas del período propuestas la DP en el informe CDEC-SING C-0063/2006 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING. Período Versión 1 el cual fue aprobado mayoría en la reunión Extraordinaria de Directorio N 368(E)/2006. Las instalaciones de transmisión del SING candidatas a percibir el pago de peajes adicionales corresponden a las informadas la DP en el informe CDEC-SING C- 0064/2006 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de Peajes Adicionales. Periodo El plan de mantenimiento mayor para las unidades generadoras, previsto para el período , 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 2007 aprobado en la Reunión Ordinaria de Directorio N 367/ D.S. N 327/97 Artículo D.S. N 327/97 Artículo 187. Informe anual de peajes. Período Pág. 7 de 332

8 El Ingreso Tarifario Esperado tramo, para el caso de los tramos de propiedad compartida dos o más empresas, ha sido asignado al o los propietarios de la línea de transmisión en concordancia a la asignación de los Ingresos Tramos Reales indicados en los Informes de Valorización de Transferencias que elabora mensualmente la DP. No se ha determinado peajes a aquellas instalaciones cuyos propietarios no informaron total o parcialmente los y COyM correspondientes. Los resultados del cálculo del informe y los antecedentes utilizados están en el CDROM CDEC-SING J-0001/2007. Informe anual de peajes. Período Pág. 8 de 332

9 2. REPRESENTACIÓN DEL SING. 2.1 BARRAS DEL SISTEMA. En lo que respecta al presente informe, el SING se representa un modelo de 96 barras. En el ANEXO 1 se presentan las barras del sistema. Además, en ese mismo Anexo se indican los consumos ordenados barra de retiro con sus correspondientes suministradores. 2.2 PARQUE GENERADOR. El presente informe contempla: La totalidad del parque generador existente a la fecha de emisión de este informe, y Los proyectos de generación previstos para el periodo de estudio, de acuerdo a lo indicado en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2006: Central Código Potencia Neta [MW] Tipo Unidad Generadora Conexión SING Fecha de Puesta en servicio Costo Unitario Inversión [US$/kWh] Mejillones 1 MEJ1 200 Térmica-Carbón Chacaya 220 kv Jul Mejillones 2 MEJ2 200 Térmica-Carbón Chacaya 220 kv Jul El programa de obras anterior considera que el GNL está disponible en el SING de acuerdo a dos etapas. La primera etapa transitoria- se inicia en enero de 2009 y finaliza en diciembre de 2009, en tanto que la segunda etapa definitiva- se inicia en enero de En el ANEXO 2 se presentan las potencias máximas netas de las unidades generadoras del SING 5, los costos variables de producción de cada unidad para la determinación del programa de generación del período 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. También se indica el o los propietarios de cada tramo de transmisión. 5 Potencia Neta = Potencia Bruta - Consumos Propios. Informe anual de peajes. Período Pág. 9 de 332

10 En esta modelación sólo se han considerado líneas de transte 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 la línea 13,8 kv Central Diesel Antofagasta Antofagasta y los transformadores Tocopilla 110/5 kv y Lagunas 220/23 kv. Algunas líneas que conectan radialmente consumos al sistema no han sido modeladas dado que no afectan los resultados de los flujos de energía y potencia de punta y simplifica los cálculos realizados. Informe anual de peajes. Período Pág. 10 de 332

11 2.4 UNILINEAL DEL SING MINSAL23 91 MINSAL ANDES SALTA OESTE ANDES CDARICA66 03 AGUILA66 02 CHAP66 50 OESTE CALAMA NZALD A LBAYAS QBLANCA LABER ARICA66 29 KM6 05 ARICA COLLA CHUQUI SALAR MBLANC ZALD SULFU COLORAD CHUQUI SALAR DOLOR TESORO SPENCE ESCOND DOMEY POZO110_1 79 LAGUNA23 86 RTOMIC ELABRA ALTON POZO POZO66 17 POZO LAGUNA NVAVIC CRUCER ENCUEN CAPRI NEGRO NEGRA110 96CARMEN CAPRI PALES OHIGG CAVA66 16 TAMAR66 62 ELLOA PAMPA DESAL ANTOFA LACRUZ MEJI IQUIQ66 80 IQUIQ MLUNA BARRIL ENDESA MEJI LINCE ANTOFA13 42 CDANTO13 10 CDIQUIQ66 84 BARRIL ENAEX PARINA CONDOR TARAP PARINA66 65 CONDOR NORGE TOCO TOCO TOCO5 35 CHACA ATACAM URIBE ESMERA ESMERA AHOSP QUIANI66 73 PUKARA66 66 PACIF CHIN66 67 PALAF DRAGON CENTRO PORTA SUR110 6 El diagrama tiene propósitos ilustrativos y es de carácter referencial. Informe anual de peajes. Período Pág. 11 de 332

12 2.5 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 transte 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 indicadas en este informe 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. 2.6 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA. En el ANEXO 4 se presenta la proyección de demanda de energía y potencia considerada para el período Los consumos en tensiones menores a 66 kv han sido modelados o referidos a la barra más cercana de tensión igual o superior a 66 kv, exceptuando el consumo ACF y DSM Minera, SERMOB, ELECDA Tocopilla y LIPSESED que han sido modelados en tensiones de 23 kv, 13.8 kv y 5 kv, respectivamente. 2.7 CURVA DE DURACIÓN. La demanda de cada mes se representa una curva de duración compuesta seis etapas o bloques. La duración de los bloques obedece a un ajuste sobre lo observado en el año 2006 en el SING. En el ANEXO 5 se detalla, para el período de estudio, la duración de cada bloque mes, la amplitud o demanda de cada bloque representada a partir del promedio de las demandas que componen cada bloque PLAN DE MANTENIMIENTOS DE UNIDADES. El plan de mantenimiento mayor para las unidades generadoras, previsto para el período , se encuentra en el ANEXO 6. Informe anual de peajes. Período Pág. 12 de 332

13 2.9 Restricciones de Gas Natural. Desde Abril 2004 el SING ha estado sujeto a restricciones en el suministro de gas natural proveniente desde Argentina. No disponiendo la DP de una mejor información a esta fecha para proyectar los efectos de dichas restricciones al período de análisis, se ha optado utilizar los supuestos de disponibilidad de gas indicados 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, y son sustituidas centrales a ciclo combinado operando con diesel. El número de días indisponibles utilizados para representar las restricciones de gas natural, corresponden a los indicados la CNE en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de Estos valores se indican en la Tabla 1. Tabla N 1 Mes-Año Disponibilidad de Gas Natural proveniente desde Argentina Semanas de Disponibilidad de Gas Natural proveniente desde Argentina Central Electroandina Electroandina GasAtacama GasAtacama Edelnor AESGener TG3 U16 CC1 CC2 CTM3 Salta Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Informe anual de peajes. Período Pág. 13 de 332

14 Mes-Año Semanas de Disponibilidad de Gas Natural proveniente desde Argentina Central Electroandina Electroandina GasAtacama GasAtacama Edelnor AESGener TG3 U16 CC1 CC2 CTM3 Salta Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre * * : Idéntica disponibilidad para todos los meses del año DESPACHOS DE LAS UNIDADES GENERADORAS. Los despachos de las unidades generadoras se determinaron considerando la aplicación del Criterio N-1, según se establece en el Artículo 5-6 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT), considerando una adecuación en la aplicación de los estándares del Estado de Emergencia establecidos en la misma NT basada en los criterios de seguridad actualmente en uso la DO. El modelo de despacho seguro y económico del SING incluye, entre otras, dos restricciones que es necesario tener presentes: MODELO UTILIZADO PARA DETERMINAR LA OPERACIÓN ESPERADA DEL SING. Las condiciones normales de operación esperadas para el SING 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 las líneas. b) Pérdidas de transmisión las líneas. c) Producción de las unidades generadoras. d) Costos marginales barra. e) Ingresos 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. Informe anual de peajes. Período Pág. 14 de 332

15 3. ÁREA DE INFLUENCIA. Para el período y con fines referenciales, la DP propone al Directorio del CDEC-SING en el informe CDEC-SING C-0063/2006 Proposición de Área de Influencias de las centrales generadoras del SING Versión 1, el cual fue aprobado mayoría en la reunión Extraordinaria de Directorio N 368(E)/2006 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. 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. Período Pág. 15 de 332

16 4. PROYECCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS, CAPACIDADES, USOS ADICIONALES MÁXIMOS Y CÁLCULO DE S BÁSICOS Y ADICIONALES. A continuación se describe el procedimiento de Proyección de Ingresos Tarifarios, Capacidades, Usos Adicionales Máximos y Cálculo de Peajes Básicos y Adicionales para los distintos tramos del sistema. 4.1 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 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$). 4.2 DETERMINACIÓN DE LAS TRANSMISIONES NETAS Y USOS MÁXIMOS DE LOS S DEL SISTEMA. El procedimiento utilizado para determinar las transmisiones netas de energía de los distintos tramos del sistema, las que se definen como la transmisión media esperada de energía a lo largo de un año calendario 7, 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 el período CAPACIDAD Y USO ADICIONAL DE LOS S DEL SISTEMA. La capacidad máxima de los tramos se entiende que son las informadas las empresas propietarias de las instalaciones de transmisión y que se encuentran disponibles en la carpeta CDEC-SING_20. 7 D.S. N 327/97 Artículo 92. Informe anual de peajes. Período Pág. 16 de 332

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 el período INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS POR. De acuerdo a lo estipulado en el Artículo del DFL N 1/82, el ingreso tarifario esperado 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 15 se presentan los precios de nudo informados en el decreto N 340 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de Octubre de 2006, en cada una de las barras o nudos del sistema. En el ANEXO 12 se resumen los Ingresos Tarifarios Esperados 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 DE ENERGÍA. La proyección de Ingresos Tarifarios Esperados Tramos concepto de Energía se determina a partir de los costos marginales esperados de energía y las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos otras líneas de transte 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. Período Pág. 17 de 332

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 concepto de Energía del tramo comprendido entre la barra I y la barra R. : Ingreso Tarifario Esperado 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 el número de horas del año correspondiente, determinados de acuerdo a lo descrito en el ANEXO 7. En el ANEXO 12 se presentan los Ingresos Tarifarios Esperados de Energía para el período INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DE POTENCIA DE PUNTA. La proyección de Ingresos Tarifarios Esperados tramos concepto de potencia de punta se determina a partir de los costos marginales esperados de potencia y las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos otras líneas de transte. La expresión utilizada es: IT ( P) IR = Cmg( P) F Cmg( P) I I R F R Informe anual de peajes. Período Pág. 18 de 332

19 R I F R F I Donde: IT(P) IR F I F R Cmg (P) I Cmg(P) R Ingreso Tarifario Esperado 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 , que se encuentra en el ANEXO Para realizar esta proyección se ha utilizado el Balance Preliminar de Potencia Firme 2007 preparado la DP, informado a las empresas a través del documento CDEC-SING C-0067/2006 Versión 1 Informe de Cálculo del Balance Preliminar de Potencia Firme de Los costos marginales esperados de potencia corresponden a los precios de nudo de potencia de punta en cada una de las barras del sistema los que se han determinado sobre la base de la fijación tarifaria fijada el decreto N 340 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de Octubre de En el ANEXO 12 se presentan los Ingresos Tarifarios Esperados concepto de Potencia de punta para el período CÁLCULO DEL ANUAL POR. Para efectos del cálculo provisional, el Peaje Anual de un tramo es la cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los y COyM, calculados de acuerdo al punto 4.1 y deducido el ingreso tarifario esperado tramo calculado según el punto 4.4 para el tramo. En el ANEXO 13 se presenta los Peajes Anuales tramo para el período , los cuales se han calculado de acuerdo a la siguiente expresión: 8 Proyección aproximada, calculada según aplicación de la Resolución Ministerial N 163/2001 y N 106/2003. Informe anual de peajes. Período Pág. 19 de 332

20 P n ij = ( + COyM ) n ij IT n ij total donde: n P : Peaje Anual para el tramo ij en el año n. ij ( + COyM ) n : Anualidad del valor nuevo de reemplazo y costos de ij 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 4.6 INSTALACIONES SUJETAS A 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 cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada 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-0063/2006 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 lo tanto sujetas a peaje básico, y los tramos del sistema de transmisión que son utilizados una o más centrales peaje básico. 4.7 INSTALACIONES SUJETAS A ADICIONAL. En el informe CDEC-SING C-0064/2006 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de Peajes Adicionales Versión 1 la DP identifica las instalaciones candidatas a percibir peajes adicionales 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 9. También se deben descartar aquellas instalaciones que presentan transmisiones netas en sentido opuesto al nudo del retiro (contraflujo) D.S. N 327/97 Artículo D.S. N 327/97 Artículo 91. Informe anual de peajes. Período Pág. 20 de 332

21 El peaje adicional se calcula a prorrata de la potencia máxima transitada cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada 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-0064/2006 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de Peajes Adicionales Versión 1 y ajustado de acuerdo a los retiros que deben pagar peaje adicional 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 uno o más consumos o retiros para el período PAGO DEL ANUAL POR S SUJETOS SÓLO A S 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: donde: n i j PB g n i j = PB G g = 1 n i j = FUPTP P FUPTP n i j n g, i j n g, i j PB n i j P : Peaje Anual para el tramo i-j en el año n. PB : Peaje Básico Anual para el tramo i-j en el año n. n i j g n PB : Peaje Básico Anual correspondiente a la central g uso del i j tramo i-j en el año n. n FUPTPg, i : Factor de Utilización de Potencia Tramo Promedio de la central j 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. Informe anual de peajes. Período Pág. 21 de 332

22 4.8.2 S SUJETOS SÓLO A S ADICIONALES Para aquellos tramos del sistema que solamente están sujetos al pago de peajes adicionales de acuerdo a lo indicado en el punto 4.7, éstos se calculan a prorrata de los FUPTPR de los retiros que deben pagar peaje adicional dicho tramo. Los consumos involucrados son aquellos que cumplen con las siguientes características: - Son candidatos a pagar peaje adicional el tramo de acuerdo al informe CDEC-SING C-0064/2006 Instalaciones de Transmisión del SING candidatas a percibir el pago de Peajes Adicionales Versión 1. - Ninguno de sus suministradores 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 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 : Peaje Anual para el tramo i-j en el año n. PA : Peaje Adicional Anual para el tramo i-j en el año n. n i j r n PA : Peaje Adicional Anual correspondiente al retiro r uso del i j tramo i-j en el año n. FUPTPR n r i j, : Factor de Utilización de Potencia Tramo Promedio del Retiro r en el tramo i-j en el año n. R : Número de consumos que deben pagar peaje adicional el tramo i-j S SUJETOS A S BÁSICOS Y ADICIONALES El pago del Peaje Anual de un tramo que está sujeto tanto al pago de peajes básicos como a peajes adicionales, se calculan a prorrata de los FUPTP de las centrales que deben pagar peaje básico y de los FUPTPR de los retiros que deben pagar peaje adicional dicho tramo. Informe anual de peajes. Período Pág. 22 de 332

23 Dado el tramo i-j que está sujeto a peaje básico el conjunto de generadores G y peaje adicional el conjunto de consumos R, se tiene que las prorratas para determinar los peajes básicos y adicionalesse calculan de acuerdo a las siguientes expresiones: P = PB + PA n ij n ij n ij PB n i j G FUPTPi j = FUPTP + FUPTPR G i j R i j P n i j PA n i j R FUPTPRi j = FUPTP + FUPTPR G i j donde: G FUPTPi : Sumatoria de los FUPTP de las G centrales que deben pagar j peaje básico el tramo i-j. R FUPTPRi : Sumatoria de los FUPTPR R de los retiros que deben pagar j peaje adicional el tramo i-j. R i j P n i j Una vez que se determina el centaje del Peaje Anual correspondiente a Peaje 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 centaje del Peaje Anual que corresponde a Peaje Adicional, éste último se prorratea usando los FUPTPR de los consumos involucrados en el tramo, usando el procedimiento indicado en el punto S QUE ENTRAN O SALEN DE SERVICIO DURANTE EL AÑO 2007 Durante el año 2007 entran y salen de operación varias líneas de transmisión: ABRIL 2007 Entran en servicio: Línea 66 kv Arica-Parinacota Línea 110 kv Capricornio-Carmen Línea 110 kv Carmen-Antofagasta Línea 110 kv Carmen-Uribe Línea 110 kv Esmeralda-Carmen Barra Carmen 110 kv Informe anual de peajes. Período Pág. 23 de 332

24 Salen de servicio: Línea 110 kv Capricornio-Antofagasta Línea 110 kv Esmeralda-Uribe 11 JULIO 2007 Entran en servicio: Línea 110 kv Pozo Almonte-Cóndores Línea 110 kv Cóndores-Iquique Transformador Iquique 110/66 kv Barra Iquique 110 kv Sale de servicio: Línea 66 kv Iquique-Pozo Almonte 12 Por lo tanto, estas instalaciones de transmisión están sujetas al pago de peajes básicos o adicionales, según corresponda, solamente algunos meses del año Por lo tanto, en estos casos se aplica el siguiente procedimiento para determinar el peaje básico o adicional sobre estos tramos: 1. En base al valor del Peaje Básico del tramo se determina la fracción de éste, en base al número de meses en que la instalación estará en operación durante el año Por ejemplo, la Línea 66 kv Iquique-Pozo Almonte saldrá de servicio en Julio de 2007, lo tanto se espera que estará presente en el sistema sólo los primeros 6 meses. Por lo tanto: 6 PB = PB Un procedimiento análogo se aplica para las instalaciones sujetas a peajes adicionales. 11 Cabe hacer notar que sólo para efectos de modelación la Línea 110 kv Esmeralda Uribe sale de servicio segmentándose en los tramos Carmen-Uribe y Esmeralda-Carmen. 12 Cabe hacer notar que sólo para efectos de modelación la Línea 110 kv Iquique-Pozo Almonte sale de servicio segmentándose en los tramos Pozo Almonte-Cóndores-Iquique. Informe anual de peajes. Período Pág. 24 de 332

25 4.9 PROYECCIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA FIRME. En el ANEXO 14 se presenta los flujos de potencia firme para el período Informe anual de peajes. Período Pág. 25 de 332

26 5. RESULTADOS A continuación se muestra el resultado del cálculo de los peajes provisionales para el período : 1. Peajes Anuales Provisionales y Usuarios de instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal. 2. Peajes Anuales Provisionales y Usuarios de instalaciones del Sistema de Subtransmisión. Informe anual de peajes. Período Pág. 26 de 332

27 Peajes Anuales Provisionales y Usuarios de instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal Informe anual de peajes. Período Pág. 27 de 332

28 ANUAL POR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2007 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 45 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CELTA COLLA220-CELTA Total CELTA SPENCE Total CENTRO COLLA TESORO Total Total general 1, , ANUAL POR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2008 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 45 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CELTA COLLA220-CELTA Total CELTA SPENCE Total CENTRO COLLA TESORO Total Total general Informe anual de peajes. Período Pág. 28 de 332

29 ANUAL POR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2009 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 45 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CELTA COLLA220-CELTA Total CELTA SPENCE Total CENTRO COLLA TESORO Total Total general ANUAL POR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2010 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 45 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CELTA COLLA220-CELTA Total CELTA SPENCE Total CENTRO COLLA TESORO Total Total general Informe anual de peajes. Período Pág. 29 de 332

30 ANUAL POR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL -AÑO 2011 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 45 CRUCER220 - ENCUEN220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CELTA COLLA220-CELTA Total CELTA SPENCE Total CENTRO COLLA TESORO Total Total general Informe anual de peajes. Período Pág. 30 de 332

31 Peajes Anuales Provisionales y Usuarios de instalaciones del Sistema de Subtransmisión Informe anual de peajes. Período Pág. 31 de 332

32 ANUAL POR DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN -AÑO 2007 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 3 CAVA66 - POZO66 BÁSICO CENTRAL-CAVA CENTRAL-CDIQUIQ Total IQUIQ66 - CAVA66 BÁSICO CENTRAL-CDIQUIQ Total IQUIQ66 - POZO66 BÁSICO CENTRAL-CDIQUIQ Total PARINA66 - CHIN66 EMELARI ADICIONAL CHIN66- Total TRANSEMEL ADICIONAL CHIN Total PARINA66 - PUKARA66 EMELARI ADICIONAL PUKARA66- Total TRANSEMEL ADICIONAL PUKARA Total PARINA66 - QUIANI66 EMELARI ADICIONAL QUIANI66- Total TRANSEMEL ADICIONAL QUIANI Total POZO66 - TAMAR66 ADICIONAL TAMAR Total TAMAR Total AHOSP110 - DRAGON110 ELIQSA ADICIONAL DRAGON110- Total TRANSEMEL ADICIONAL DRAGON Total ANTOFA110 - DESAL110 ADICIONAL ALTON Informe anual de peajes. Período Pág. 32 de 332

33 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual CDANTO Total NEGRA Total ANTOFA110 - NEGRA110 NORANDA ADICIONAL ALTON Total NEGRA Total ARICA110 - DOLOR110 ADICIONAL ARICA Total CAPRI110 - ANTOFA110 ADICIONAL CDANTO DESAL Total NEGRA Total CONDOR110 - AHOSP110 TRANSEMEL ADICIONAL AHOSP DRAGON Total CONDOR110 - PACIF110 ELIQSA ADICIONAL PACIF110- Total TRANSEMEL ADICIONAL PACIF Total CONDOR110 - PALAF110 ELIQSA ADICIONAL PALAF110- Total TRANSEMEL ADICIONAL PALAF Total DESAL110 - PAMPA110 ADICIONAL ALTON CDANTO Total Informe anual de peajes. Período Pág. 33 de 332

34 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual NEGRA Total DOLOR110 - POZO110 ADICIONAL ARICA DOLOR Total DOLOR Total ESMERA110 - CENTRO110 ELECDA ADICIONAL CENTRO110- Total TRANSEMEL ADICIONAL CENTRO Total ESMERA110 - PORTA110 ELECDA ADICIONAL PORTA110- Total TRANSEMEL ADICIONAL PORTA Total ESMERA110 - SUR110 ELECDA ADICIONAL SUR110- Total TRANSEMEL ADICIONAL SUR Total ESMERA110 - URIBE110 ELECDA ADICIONAL URIBE110- Total TRANSEMEL ADICIONAL URIBE Total PAMPA110 - MEJI110 ADICIONAL ALTON CDANTO DESAL PAMPA Total NEGRA Informe anual de peajes. Período Pág. 34 de 332

35 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual Total SALAR110 - CALAMA110 ADICIONAL ELECTROANDINA CALAMA110-ELECTROANDINA Total ELECTROANDINA CALAMA Total CODELCO NORTE ADICIONAL ELECTROANDINA CALAMA110-ELECTROANDINA Total ELECTROANDINA CALAMA Total ELECDA ADICIONAL ELECTROANDINA CALAMA110-ELECTROANDINA Total ELECTROANDINA CALAMA110- Total 41 ATACAM220 - ESMERA220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CENTRO PORTA SUR Total 1, CONDOR220 - PARINA220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL CHIN66-1, , PUKARA66-1, , QUIANI Total 2, , CHACA220 - MEJI220 ADICIONAL ALTON LINCE OHIGG Total OHIGG Total NORGENER OHIGG220-NORGENER Total NORGENER Informe anual de peajes. Período Pág. 35 de 332

36 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 72 TARAP220 - CONDOR220 TRANSELEC NORTE ADICIONAL AHOSP CHIN DRAGON PACIF PALAF PUKARA QUIANI Total 1, ANTOFA110 - ANTOFA13 BÁSICO CENTRAL-CDANTO Total ARICA110 - ARICA66 BÁSICO CENTRAL-CHAP Total POZO110 - POZO66 ADICIONAL POZO TAMAR Total TAMAR Total CONDOR220 - CONDOR110 TRANSEMEL ADICIONAL AHOSP DRAGON PACIF PALAF Total ESMERA220 - ESMERA110 TRANSEMEL ADICIONAL CENTRO PORTA SUR Total MEJI220 - MEJI110 ADICIONAL ALTON CDANTO LINCE PAMPA Informe anual de peajes. Período Pág. 36 de 332

37 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual Total ENAEX NEGRA Total POZO220 - POZO110 ADICIONAL DOLOR POZO TAMAR Total DOLOR POZO TAMAR Total PARINA220 - PARINA66 TRANSEMEL ADICIONAL CHIN PUKARA QUIANI Total Nota 1: No se ha determinado peajes a aquellas instalaciones cuyos propietarios no informaron total o parcialmente los y COyM correspondientes. Nota 2: El Ingreso Tarifario a sido asignado a las instalaciones en concordancia a los Ingresos Tramos Reales indicados en los IVT. Informe anual de peajes. Período Pág. 37 de 332

38 ANUAL POR DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN -AÑO 2008 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 3 CAVA66 - POZO66 BÁSICO CENTRAL-CAVA CENTRAL-CDIQUIQ Total IQUIQ66 - CAVA66 BÁSICO CENTRAL-CDIQUIQ Total PARINA66 - CHIN66 EMELARI ADICIONAL CHIN PARINA66 - PUKARA66 Total TRANSEMEL ADICIONAL CHIN Total EMELARI ADICIONAL PUKARA Total TRANSEMEL ADICIONAL PUKARA Total PARINA66 - QUIANI66 EMELARI ADICIONAL QUIANI Total TRANSEMEL ADICIONAL QUIANI Total POZO66 - TAMAR66 ADICIONAL TAMAR AHOSP110 - DRAGON ANTOFA110 - DESAL110 Total TAMAR Total ELIQSA ADICIONAL DRAGON Total TRANSEMEL ADICIONAL DRAGON Total ADICIONAL ALTON CDANTO Total Informe anual de peajes. Período Pág. 38 de 332

39 Nº NOMBRE USUARIO CENTRAL / RETIRO QUE PAGA IT Peaje Anual 15 ANTOFA110 - NEGRA ARICA110 - DOLOR CONDOR110 - AHOSP CONDOR110 - PACIF CONDOR110 - PALAF DESAL110 - PAMPA110 NEGRA Total NORANDA ADICIONAL ALTON Total NEGRA Total ADICIONAL ARICA Total TRANSEMEL ADICIONAL AHOSP DRAGON Total ELIQSA ADICIONAL PACIF Total TRANSEMEL ADICIONAL PACIF Total ELIQSA ADICIONAL PALAF Total TRANSEMEL ADICIONAL PALAF Total ADICIONAL ALTON CDANTO DESAL Total NEGRA Total DOLOR110 - POZO110 ADICIONAL ARICA DOLOR Total Informe anual de peajes. Período Pág. 39 de 332