CONVENIO PUC-CNE ESTUDIO # 2: REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ALTERNATIVAS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE PEAJE A

CONVENIO PUC-CNE ESTUDIO # 2: REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ALTERNATIVAS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE PEAJE A GENERADORES Y CONSUMIDORES El futuro de la red de transmisión y los cambios regulatorios que se requieren Capítulo: Remuneración Transmisión Troncal Jueves 9 de abril 2015 Es una solución a los altos precios de la energía de los consumidores el traspasar a la demanda parte del costo de transmisión? Prof. David Watts y Prof. Hugh Rudnick - PUC 1

MOTIVACIÓN: QUIEN FINANCIA LA TRANSMISIÓN? EJEMPLO DE MALA ASIGNACIÓN DE COSTOS DE TRANSMISIÓN Quien debe pagar la transmisión? Quien se beneficia de ella? Generadores? Consumidores? Generación Si la regulación asigna todos los costos a la generación, inversiones socialmente beneficiosas podrían abandonarse. Consumidores Si la regulación asigna todos los costos a la demanda, elimina un componente de la señal de localización a los generadores La señal de localización más poderosa es el costo marginal nodal o precio spot del nodo. Ejemplo En la figura se presenta un ejemplo donde se asigna todo el costo de interconexión ($100) al generador cuando se beneficia tanto el generador ($60) como la demanda ($60) El generador no se desarrolla, disminuyendo el beneficio social. Alternativamente, el generador espera que los precios suban y se torne rentable su entrada y la demanda paga los costos del retraso Fuente: MIT Study on the future of the electric grid, Chapter 4 Transmission Expansion https://mitei.mit.edu/system/files/electric_grid_4_transmission_expansion.pdf 2

INTERROGANTES (?) Es una solución a los altos precios de la energía de los consumidores el traspasar a la demanda parte del costo de transmisión? Reducir el precio de la energía: Subir la cuenta del cliente (por cargo de transmisión) podría luego bajarla (reducir costo de la energía)? Reducir el Impacto: Podemos aumentar el beneficio social de la Tx mas allá del costo? (reducir impacto ambiental y social, sustentabilidad) Estudiamos acá los costos directos del traspaso a la Dda 3

BENEFICIOS/COSTOS DE LA TRANSMISIÓN Dimensiones de los Beneficios Dimensiones de costo Precios Integración/ GEI Economías Pérdidas/Congestión Costos de las obras Tradicionalmente valorizados Competencia Riesgo Confiabilidad Oferta Uso de territorio e impactos ambientales/sociales Impactos de las obras Riesgo Inversiones Barreras Sequías 4

DESARROLLO DE TRANSMISIÓN EN BENEFICIOS DE LOS CONSUMIDORES Gran parte de los impactos de la transmisión benefician al mercado y en particular a los consumidores, que en el largo plazo consiguen más bajos precios, más confiabilidad, menores impactos medioambiental. Varios de estos efectos NO benefician a los generadores establecidos. Disminuir congestión, aumentar eficiencia del mercado, reducir costos de operación y reducir los precios de la energía Reducción de pérdidas y aumento de la eficiencia técnica Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y de contaminantes locales Reducción de necesidades de reservas, de la necesidad de capacidad de punta Aumentar robustez del sistema ante fallas, contingencias, hidrologías extremas, problemas geopolíticos Integración de nueva o mayor demanda Habilitar cumplimiento de políticas públicas a bajo costo (Ej.: meta ERNC) Reducir impacto ambiental utilizando eficientemente trazados/servidumbres en el largo plazo Habilitar integración de nueva generación alejada de los centros de consumo Permitir explotación de polos de generación considerados de mayor valor social o de menor impacto/costo ambiental Reducción de la incertidumbre y riesgo de precios, de congestión y de conexión Levantar barreras a la entrada de nuevos agentes y aumento de la oferta Aumento de la competencia y reducción de precios vía formación de un mercado único interregional integrado 5

QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN? ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN A LA GENERACIÓN O AL CONSUMO Estados Unidos: 100% a la demanda en todos los ISO / RTO (load). No obstante, costos directos de interconexión se asignan a los generadores (extensión de transmisión o línea adicional), con una excepción en CAISO. En algunos casos como PJM incluso se cargan al generador los refuerzos de la red existente, necesarios para mantener confiabilidad y otros estándares. Europa: alto porcentaje a la demanda (62% - 100%). En 20 de 34 países se carga 100% a la demanda, incluyendo Alemania, Italia, Países Bajos y Suiza. En otros países la generación carga menos del 38% de la transmisión. En Nueva Zelanda, Australia y Singapur se carga el 100% a la demanda. En Nueva Zelanda los generadores pagan el 100% del enlace HVDC entre islas norte y sur. Nótese que los flujos en este enlace son de Sur (alta generación) a Norte (alto consumo). Chile es el caso extremo en que se carga 80% a la generación. En Brasil y Singapur se carga 50% a la generación. Fuentes: (PJM, 2010, pp. 23-24) para USA y otros países, (ENTSO-E, 2014, p. 6) para los países europeos, y (RAP, 2013) para verificar información sobre Brasil. Asignación de costos de transmisión País / Caso % a la Generación % a la Demanda Estados Unidos (todos los ISO / RTO) 0 100 Unión Europea 0 a 38 62 a 100 Alemania, Italia, Países Bajos, Suiza y otros 16 países de la UE 0 100 Francia 2 98 Gran Bretaña* 27 73 España 10 90 Portugal 7 93 Noruega 38 62 Otros países Nueva Zelanda** 0 ó 100 100 ó 0 Australia 0 100 Singapur 0 100 Chile 80 20 Brasil 50 50 Corea del Sur 50 50 *Costos de transmisión, costos de balance se reparten 50/50 entre Gx y Consumo. **Generadores pagan 100% de enlace HVDC entre islas, 0% del resto. Prof. David Watts PUC 6

QUIÉN PAGA LA TRANSMISIÓN? ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN A LA GENERACIÓN O AL CONSUMO Estados Unidos: 100% a la demanda en todos los ISO / RTO (load). No obstante, costos directos de interconexión se asignan a los generadores (extensión de transmisión o línea adicional), con una excepción en CAISO. En algunos casos como PJM incluso se cargan al generador Europa: alto porcentaje a la demanda (62% - 100%). En 20 de 34 países se carga 100% a la demanda, incluyendo Alemania, Italia, Países Bajos y Suiza. En otros países la generación carga menos del 38% de la transmisión. En Nueva Zelanda, Australia y Singapur se carga el 100% a la demanda. En Nueva Zelanda los generadores pagan el 100% del enlace HVDC entre islas norte y sur. Nótese que los flujos en este enlace son de Sur (alta generación) a Norte (alto Otros países consumo). Nueva Zelanda** 0 ó 100 100 ó 0 son difíciles de cuantificar y asignar, son Australia de largo plazo 0 por lo 100 Singapur 0 100 que En Brasil arbitrariamente y Singapur se carga 50% a la se generación. establece una participación Chile fija 80 de la 20 Brasil 50 50 Corea del Sur 50 50 Chile es el caso extremo en que se carga 80% a la generación. Fuentes: (PJM, 2010, pp. 23-24) para USA y otros países, (ENTSO-E, 2014, p. 6) para los países europeos, y (RAP, 2013) para verificar información sobre Brasil. Asignación de costos de transmisión País / Caso % a la Generación % a la Demanda Estados Unidos 0 100 (todos los ISO / RTO) los mantener refuerzos confiabilidad de la y red otros existente, estándares. necesarios para Internacionalmente la transmisión se financia principalmente Unión Europea 0 a 38 62 a 100 por la demanda / consumidores (beneficiario Alemania, Italia, Países Bajos, principal) con un Suiza y otros 16 países de la UE esquema simple y transparente 0 100 Francia 2 98 Gran Bretaña* 27 73 España 10 90 Portugal 7 93 Noruega 38 62 El problema es que muchos de los beneficios al consumidor demanda en los costos (100%, 98%, 90%, 73%... ) *Costos de transmisión, costos de balance se reparten 50/50 entre Gx y Consumo. **Generadores pagan 100% de enlace HVDC entre islas, 0% del resto. Prof. David Watts PUC 7

Costo (USD/MWh) EJEMPLO: AUMENTO DE OFERTA SOLAR POR DISMINUCIÓN DE COSTO DE PEAJE Cuanto podría aumentar la oferta de proyectos solares gracias a este cambio? Curva de oferta solar basada en proyectos SEIA Con costo de inversión actualizado y fijo a 1700 US$/kW. Curva de oferta con costos de transmisión adicionales 4.5 US$/MWh Asume disponibilidad de conexión y transmisión holgada (Estudio Expansion UC) La oferta solar aumenta en 1 GW (aprox.) al reducir el costo de peaje para un precio de 100 US$/MWh, lo que reduciría los costos de operación, los costos marginales y los precios de la energía Prof. David Watts PUC 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Curvas de oferta solar con y sin costo de peaje Curva de oferta con cargo de peaje 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 Potencia (MW) Para un nivel de 100 US$/MWh la oferta solar aumenta en cerca de 1000 MW Curva de oferta sin cargo de peaje 8

REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN CHILE Tramo (i-j) Caso Energía CMg (i) US$/MWh CMg (j) US$/MWh Inyecciones (i) MWh VATT (i-j) = AVI + COMA Retiros (j) MWh Nodo (i) Nodo (j) Transmisor debe recaudar 2 pagos: (1) Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado (2) Ingresos Provisionales = IT (i-j) reales IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i) Reliquidación anual para financiar 100% de la Transmisión (ni mas ni menos!) Diferencia entre IT (i-j) esperado e IT (i-j) real Asegura derecho del transmisor a recaudar 100% VATT (valor regulado que incluye rentabilidad de 10% real anual sobre la inversión) Se efectúa entre empresa transmisora y generadores que participan del pago de peajes en dicho tramo Fuente: Slide adaptada de presentación Mercado Eléctrico Chileno, Generadores de Chile A.G. 9

Siguiendo la tendencia internacional y en línea con el resultado de los estudios nacionales de desarrollo y expansión de la transmisión, donde se requiere desarrollar un sistema robusto, con holguras, mas planificado, con una visión de largo plazo y orientación mas social, integral, sustentable y menos a asociada a proyectos individuales, se busca responder la siguiente interrogante: CUALES SON LOS COSTOS DIRECTOS DE TRASPASAR PARTE DE LOS CARGOS DE TRANSMISIÓN A LA DEMANDA? 10

METODOLOGÍA DE ESTUDIO: Costos Levantamiento de obras y sus costos USO vía OSE2000: Supuesto de AIC Se realiza una simulación de la operación del sistema en OSE2000 desde el 2015 hasta 2025 De la simulación se obtienen los Ingresos Tarifarios (IT) esperados y prorratas de inyección y retiro. ESQUEMAS ALTERNATIVOS DE CARGO DE TRANSMISION: Se evalúan diferentes esquemas de pago de la transmisión troncal y como afectan al retiro A) Caso Actual Troncal Área Influencia común (AIC): 20% pagan los retiros y 80% las inyecciones. Fuera AIC: Pago proporción a uso: flujo hacia AIC paga la inyección y flujo desde AIC paga la demanda B) Caso 100% estampillado de troncal a la demanda El peaje troncal lo paga 100% a la demanda de forma estampillada, incluye AIC + No AIC C) Caso 100% estampillado AIC a la demanda El peaje AIC lo paga 100% la demanda Los peajes fuera del AIC mantiene la regulación actual (pago en proporción al uso) D) Caso 80% del AIC a la demanda El peaje AIC lo paga 80% la demanda y 20% las inyecciones Los peajes fuera del AIC mantiene la regulación actual (pago en proporción al uso) Revisión VATT Caso b) 100% estampillado troncal (AIC + No AIC) a demanda COSTOS Simulación OSE 2000 Caso c) 100% estampillado AIC a demanda Proyecciones de demanda y plan de obras CNE Caso d): 80% estampillado AIC a la demanda 11

FUENTES INFORMACIÓN Y SUPUESTOS Valores VATT - Para el SIC 2015 2018 se utilizan los valores proyectados por CDEC SIC en informe de peajes 2015 - Para el SIC 2019 2025 se considera un crecimiento de un 3% anual El crecimiento del VATT troncal desde 2009 a 2014 crece a un 7% anual aproximadamente pero sin grandes expansiones como las de 2018. Valores VATT SING 2015 obtenidos de último ETT con crecimiento anual de un 3% anual. Área Influencia Común (AIC) - 2015 a 2017 - SIC: Charrúa a Nogales - SING: Atacama a Crucero - 2018 a 2025 - SIC + SING: Charrúa a Crucero - Se consideran las líneas en 500 kv hacia el norte y la interconexión como parte del AIC Proyección de demanda y plan de obras CNE con ajustes Centro SING Norte Norte Centro Sur Centro Actual Luego de interconexión SING Norte Norte Centro Centro Sur Centro Sur Sur 12

FUENTE DE INFORMACIÓN Y SUPUESTOS VATT SISTEMA 2015-2018 SIC Para el SIC se utiliza la información de VATT por tramo de informe de peajes CDEC- SIC 2015 En promedio el crecimiento del VATT entre 2015 y 2018 alcanza el 16% - La mayor parte dado por la expansiones en 500 kv hacia el norte concretadas el 2018 [CELLRANGE], [VALUE] [CELLRANGE], [VALUE] VATT SIC 2015-2018 VATT AIC [CELLRANGE], [VALUE] [CELLRANGE], [VALUE] VATT No AIC MUS$275,264 MUS$310,343 MUS$320,440 MUS$423,918 [CELLRANGE], [VALUE] [CELLRANGE], [VALUE] [CELLRANGE], [VALUE] [CELLRANGE], [VALUE] SING Para el SING se asume un VATT constante en este período de MUS$ 20,870 Para Representa el SING menos se asume del 10% de un las instalaciones del SIC VATT constante en este VAT T SING 2015 - período 2018 de MUS$ 20,870 Representa menos del VATT AIC VATT No AIC 10% MUS$ de 20,870 las instalaciones del SIC [CELLR ANGE], [VALU [CELLR E] ANGE], [VALU E] Interconexión Interconexión el año 2018 Se asume un VATT para la interconexión de MUS$ 70,000 2015 2016 2017 2018 SIC + SING + Interconexión Explosivo crecimiento del VATT el año 2018 600.000 400.000 200.000 - VATT Sistema 2015-2018 2015 2016 2017 2018 Año VATT MUS$ Crecimiento 2015 296,135 2016 331,213 12% 2017 341,310 3% 2018 458,451 34% 13

VATT MUS$ VATT: MILLONES DE PESOS FUENTE DE INFORMACIÓN Y SUPUESTOS VATT SISTEMA 2019-2025 VATT Sistema 2019 2025: Se estudia crecimiento histórico del VATT desde 2009 a 2014. Se utiliza crecimiento de 3% Las ampliaciones de 2018 en 500 kv ya tienen un cierto grado de holgura y el VATT no crecería mucho más. 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 Luego de la expansión del sistema del sistema troncal de 500 kv se espera un crecimiento anual muy menor del VATT de transmisión. VATT Sistema 2015-2025 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 Notas: Año VATT SIC MM$* Crecimiento** 2009 87,274 2010 S/I 2011 102,553 17.51% 2012 109,807 7.07% 2013 120,640 9.87% 2014 126,757 5.07% * Valores corregidos por IPC 2009 ** Crecimiento año 2011 respecto a 2009 VATT SIC 2009-2014 en millones de pesos al 2009 Fuente: Informes peajes CDEC - SIC 87.274 102.553 109.807 120.640 Promedi o 7.3% 126.757 100.000 40.000-2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año 20.000-2009 2010 2011 2012 2013 2014 AÑO 14

FUENTE DE INFORMACIÓN Y SUPUESTOS VATT SISTEMA 2019-2025 Los tramos en 500 KV representan gran proporción de los costos del sistema. Alto Jahuel Ancoa 500 Polpaico Alto Jahuel 500 Se presentan los VATT año del SIC dela año 2015 Alto Jahuel 500->Ancoa 500 Ancoa 500->Charrúa 500 Polpaico 500 ->Alto Jahuel 500 Candelaria 220->Colbún 220 Charrúa 500->Charrúa 220 Cardones 220->Maitencillo 220 Alto Jahuel 500->Alto Jahuel 220 Polpaico 500->Polpaico 220 Lampa 220->Cerro Navia 220 Quillota 220->Polpaico 220 Lo Aguirre 500->Alto Jahuel 500 Mulchén 220->Cautín 220 Cautín 220 ->Valdivia 220 1 Nogales 220->Polpaico 220 Esperanza (TLEC) 220->Temuco 220 Ancoa 500->Ancoa 220 Los Vilos 220->Nogales 220 Maitencillo 220->Punta Colorada 220 Itahue 220->Ancoa 220 Punta Colorada 220->Pan de Azúcar 220 Charrúa 220->Hualpén 220 Polpaico 500 ->Lo Aguirre 500 Las Palmas 220->Los Vilos 220 Cautín 220 ->Ciruelos 220 Charrúa 220->Lagunillas 220 Maipo 220->Candelaria 220 Rahue 220 2->Puerto Montt 220 Rahue 220->Puerto Montt 220 Melipilla 220->Rapel 220 Carrera Pinto 220->Cardones 220 2 Carrera Pinto 220->Cardones 220 Tap Chena 220->Alto Jahuel 220 Chena 220->Alto Jahuel 220 Diego de Almagro 220 ->Carrera Pinto 220 2 Diego de Almagro 220 ->Carrera Pinto 220 Pan de Azúcar 220 ->Monte Redondo 220 Valdivia 220 2->Rahue 220 Cerro Navia 220->Tap Chena 220 Valdivia 220 2->Pichirropulli 220 1 Valdivia 220 2->Pichirrahue 220 Lo Aguirre 500->Lo Aguirre 220 Pichirrahue 220->Puerto Montt 220 Nogales 220->Quillota 220 Cerro Navia 220->Melipilla 220 Charrúa 220->Esperanza (TLEC) 220 2_Ciruelos 220 ->Valdivia 220 1 Ciruelos 220 ->Valdivia 220 1 Ciruelos 220->Valdivia 220 1 Pan de Azúcar 220->El Arrayán 220 Temuco 220->Cautín 220 Talinay 220->Las Palmas 220 Alto Jahuel 220->Maipo 220 Polpaico Desf 220->Lampa 220 Polpaico 220->Polpaico Desf 220 El Arrayán 220 ->Talinay 220 Lo Aguirre 220->Melipilla 220 Colbún 220->Ancoa 220 Monte Redondo 220->Las Palmas 220 Cerro Navia 220->Lo Aguirre 220 Principales VATT SIC año 2015 0 5000 10000 15000 20000 25000 VATT MUS$ 15

Principales VATT SIC año 2015 Principales VATT SIC año 2015 IT Peaje Alto Jahuel 500->Ancoa 500 Polpaico 500 ->Alto Jahuel 500 Charrúa 500->Charrúa 220 Alto Jahuel 500->Alto Jahuel 220 Lampa 220->Cerro Navia 220 Lo Aguirre 500->Alto Jahuel 500 Cautín 220 ->Valdivia 220 1 Esperanza (TLEC) 220->Temuco 220 Los Vilos 220->Nogales 220 Itahue 220->Ancoa 220 Charrúa 220->Hualpén 220 Las Palmas 220->Los Vilos 220 Charrúa 220->Lagunillas 220 Rahue 220 2->Puerto Montt 220 Melipilla 220->Rapel 220 Carrera Pinto 220->Cardones 220 Chena 220->Alto Jahuel 220 Diego de Almagro 220 ->Carrera Pinto 220 Valdivia 220 2->Rahue 220 Valdivia 220 2->Pichirropulli 220 1 Lo Aguirre 500->Lo Aguirre 220 Nogales 220->Quillota 220 Charrúa 220->Esperanza (TLEC) 220 Ciruelos 220 ->Valdivia 220 1 Pan de Azúcar 220->El Arrayán 220 Talinay 220->Las Palmas 220 Polpaico Desf 220->Lampa 220 El Arrayán 220 ->Talinay 220 Colbún 220->Ancoa 220 Cerro Navia 220->Lo Aguirre 220 0 5000 10000 15000 20000 25000 VATT MUS$ Alto Jahuel 500->Ancoa 500 Polpaico 500 ->Alto Jahuel 500 Charrúa 500->Charrúa 220 Alto Jahuel 500->Alto Jahuel 220 Lampa 220->Cerro Navia 220 Lo Aguirre 500->Alto Jahuel 500 Cautín 220 ->Valdivia 220 1 Esperanza (TLEC) 220->Temuco 220 Los Vilos 220->Nogales 220 Itahue 220->Ancoa 220 Charrúa 220->Hualpén 220 Las Palmas 220->Los Vilos 220 Charrúa 220->Lagunillas 220 Rahue 220 2->Puerto Montt 220 Melipilla 220->Rapel 220 Carrera Pinto 220->Cardones 220 Chena 220->Alto Jahuel 220 Diego de Almagro 220 ->Carrera Pinto 220 Valdivia 220 2->Rahue 220 Valdivia 220 2->Pichirropulli 220 1 Lo Aguirre 500->Lo Aguirre 220 Nogales 220->Quillota 220 Charrúa 220->Esperanza (TLEC) 220 Ciruelos 220 ->Valdivia 220 1 Pan de Azúcar 220->El Arrayán 220 Talinay 220->Las Palmas 220 Polpaico Desf 220->Lampa 220 El Arrayán 220 ->Talinay 220 Colbún 220->Ancoa 220 Cerro Navia 220->Lo Aguirre 220 (25.000) (20.000) (15.000) (10.000) (5.000) - 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 VATT MUS$ 16

FUENTE DE INFORMACIÓN Y SUPUESTOS ÁREA INFLUENCIA COMÚN Las nuevas líneas en 500 kv hacia el norte y la interconexión SIC - SING cambiarán la definición del AIC Esto implica importantes cambios en la asignación de pagos por la transmisión bajo el marco regulatorio actual. Para las simulaciones realizadas se ha supuesto que el año 2018 se extiende el AIC (entrada interconexión y líneas norte en 500 kv) Desde Charrúa hasta en el SIC hasta Crucero en el SING La siguiente slide presenta una simplificación del sistema modelado en la que se ha indicado el AIC 2015-2017 y 2018-2019 Parinacota Tarapacá Crucero Encuentro Atacama Domeyko D. Almagro Cardones Maitencillo P. Colorada P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales Quillota Polpaico 530 MVA C. Navia Chena Alto Jahuel 1500 MVA Charrúa 264 MVA Temuco 193 MVA Cautín Ciruelos Valdivia Barro Blanco P. Montt Ancoa P. Almonte Laberinto N. Zaldivar AIC 2015-2017 AIC actual AIC actual 17

Parinacota Tarapacá Crucero Encuentro Atacama Domeyko D. Almagro Cardones Maitencillo P. Colorada P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales Quillota Polpaico 530 MVA C. Navia Chena Alto Jahuel 1500 MVA P. Almonte Laberinto N. Zaldivar No AIC Parinacota AIC 2015-2017 P. Almonte AIC 2018-2025 AIC actual AIC actual Mejillones No AIC Tarapacá Crucero Encuentro Atacama Domeyko D. Almagro Cardones Maitencillo P. Colorada P. Azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales Quillota Polpaico C. Navia Chena Alto Jahuel Laberinto N. Zaldivar AIC AIC Ancoa AIC Ancoa Charrúa Charrúa 264 MVA Temuco 193 MVA Cautín Ciruelos Valdivia Barro Blanco Que instalaciones? Todas? Troncal? AIC? Temuco Cautín Ciruelos Valdivia Barro Blanco 18

Peaje (US$/MWh) Diferencia casos US$/MWh RESULTADOS SIMULACIÓN OSE2000 100% ESTAMPILLADO DEL TRONCAL A LA DEMANDA El aumento promedio al considerar que la demanda paga el 100% del peaje troncal en el sistema es de 3.4 US$/MWh del año 2014 a 2025. 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Peaje promedio pagado por la demanda SIC + SING para el caso actual y el caso 100% demanda 2,8 2,6 0,91 0,95 2,3 0,79 5,5 5,8 5,7 5,5 1,49 1,55 1,50 1,50 5,3 5,2 5,0 5,0 1,31 1,30 1,26 1,27 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 Diferencia Caso Actual vs Caso 100% Demanda 1,93 1,68 1,54 4,00 4,28 4,16 4,02 3,95 3,87 3,78 3,74 Año Caso Actual Caso 100% Demanda 19

Peaje (US$/MWh) Diferencia casos US$/MWh RESULTADOS SIMULACIÓN OSE2000 100% ESTAMPILLADO DEL AIC A LA DEMANDA El aumento promedio al considerar que la demanda paga el 100% del peaje del AIC (manteniendo el esquema de pago en fuera del AIC)en el sistema es de 2.6 US$/MWh del año 2014 a 2025 Peaje promedio pagado por la demanda SIC + SING para el caso actual y el caso 100% demanda AIC 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 2,1 2,1 0,91 0,95 1,7 0,79 4,7 4,9 4,8 4,7 1,49 1,55 1,50 1,50 4,4 4,3 4,1 4,1 1,31 1,30 1,26 1,27 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 Diferencia Caso Actual vs Caso 100% Demanda AIC 1,16 1,16 0,96 3,18 3,39 3,28 3,20 3,04 2,98 2,88 2,87 0,00 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Caso Actual Caso 100% Demanda AIC 20

Peaje (US$/MWh) Diferencia casos US$/MWh RESULTADOS SIMULACIÓN OSE2000 80% ESTAMPILLADO DEL AIC A LA DEMANDA El aumento promedio al considerar que la demanda paga el 80% del peaje del AIC (manteniendo el esquema de pago en fuera del AIC) en el sistema es de 1.9 US$/MWh del año 2014 a 2025 Peaje promedio pagado por la demanda SIC + SING para el caso actual y el caso 80% demanda 7,00 6,00 Diferencia Caso Actual vs Caso 80% Demanda AIC 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 1,8 1,8 0,91 0,95 1,5 0,79 3,9 4,1 4,0 3,9 1,49 1,55 1,50 1,50 3,6 3,5 3,4 3,4 1,31 1,30 1,26 1,27 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 0,87 0,87 0,72 2,38 2,54 2,46 2,40 2,29 2,23 2,17 2,16 0,00 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Caso Actual Caso 80% Demanda AIC 21

CONCLUSIONES Costos: Traspasar a la demanda el cargo de peaje tiene bajo costo directo y habilitaría una serie de beneficios Costos adicionales directos dependen de la formula de prorrata 3.4 US$/MWh (4.0 en 2018) si dda paga 100% del peaje troncal. 2.6 US$/MWh (3.2 en 2018) si dda paga 100% del peaje AIC 1.9 US$/MWh (2.4 en 2018) si dda paga 80% del peaje AIC Beneficios: Restan por cuantificar los beneficios, que por el estudio UC de holguras se observan muy elevados y superiores a estos costos en el largo plazo. Solo los beneficios operativos directos de un sistema troncal mas holgado podrían cubrir el alza de cargo de tx de los consumidores. 22

CONVENIO PUC-CNE ESTUDIO # 2: REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ALTERNATIVAS DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE PEAJE A GENERADORES Y CONSUMIDORES El futuro de la red de transmisión y los cambios regulatorios que se requieren Capítulo: Remuneración Transmisión Troncal Jueves 9 de abril 2015 Es una solución a los altos precios de la energía de los consumidores el traspasar a la demanda parte del costo de transmisión? Prof. David Watts y Prof. Hugh Rudnick - PUC 23