FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2005 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO PRELIMINAR SEPTIEMBRE DE 2005 SANTIAGO CHILE
1 ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN...3 2 ANTECEDENTES GENERALES...3 2.1 PREVISIÓN DE DEMANDA...3 2.2 PRECIOS DE DÓLAR OBSERVADO...4 2.3 PRECIOS DE COMBUSTIBLES...4 2.3.1 PRECIOS DEL DIESEL...5 2.4 RESTRICCIONES DE GAS NATURAL DESDE ARGENTINA...5 2.5 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS...8 3 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN OPTIMA DEL SIC...9 4 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2005...10 4.1 PREVISIÓN DE DEMANDA...10 4.1.1 PREVISIÓN DE VENTAS ANUALES Y POR BARRA SIC...10 4.1.2 MODELACION TEMPORAL DE LA DEMANDA...11 4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC...12 4.3 NIVEL DE PRECIOS...13 4.4 COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS...13 4.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA...18 4.6 STOCKS DE LOS EMBALSES...18 4.7 SISTEMA DE TRANSMISIÓN...19 4.8 COSTO DE RACIONAMIENTO...19 4.9 TASA DE ACTUALIZACIÓN...20 4.10 HORIZONTE DE ESTUDIO...20 4.11 MODELACIÓN DEL SIC EN EL OSE2000...20 4.11.1 Centrales Eléctricas...20 4.11.2 Sistema de Transmisión...21 4.11.3 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000...21 4.11.4 Otras consideraciones en la modelación del SIC...21 5 RESULTADOS PRECIOS DE NUDO...23 5.1 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA...23 5.2 PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA DE PUNTA...24 5.3 PRECIOS DE ENERGÍA Y POTENCIA RESTO DEL SIC...24 6 FORMULAS DE INDEXACIÓN PRECIOS DE NUDO...26 6.1 Indexación Precio de la Potencia de Punta...26 6.2 Indexación Precio de la Energía...27 7 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA...29 7.1 INDEXACIÓN CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA...29 7.2 CONDICIONES DE APLICACIÓN...29 8 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS...30 ANEXOS...32 9 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles...32 9.1.1 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS...32 10 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA...34 10.1 CALCULO DEL PRECIO DE ENERGÍA EN NUDO BÁSICO QUILLOTA 220 KV...34 10.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA...35 10.2.1 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE...36 10.2.2 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR...37 11 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2005...40 11.1 SIMPLIFICACIONES ADOPTADAS...40 11.2 CALIDAD DE SUMINISTRO Y REGLAMENTO ELÉCTRICO...40
2 11.2.1 Indisponibilidad de Generación...40 11.2.2 Indisponibilidad de Transmisión...41 11.2.3 Regulación de Frecuencia...42 11.2.4 Regulación de Tensión...42 12 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA...44 12.1 INTRODUCCIÓN...44 12.2 VARIACIÓN EN EL COSTO DE FALLA DE SECTORES RESIDENCIAL Y DE SERVICIOS...44 12.2.1 Fórmula de Indexación...44 12.2.2 Comunas Consideradas...44 12.3 VARIACIÓN EN EL COSTO DE FALLA DEL SECTOR PRODUCTIVO...45 12.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo...45 12.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo...45 12.4 CÁLCULO DEL VALOR DE COSTO DE FALLA MEDIO SIC...47 12.4.1 Indexadores...47 12.4.2 Indexación...48 12.5 COSTO DE FALLA MEDIO INGRESADO AL MODELO OSE2000...49 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC...50 13.1 INTRODUCCIÓN...50 13.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN...50 13.2.1 Llamado a presentar proyectos de Generación...50 13.2.2 Alternativas de expansión del parque generador...51 13.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN...53 13.4 OTRAS CONSIDERACIONES Y ALTERNATIVAS DE DESARROLLO...53 13.4.1 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural...53 13.4.2 Otros alternativas de desarrollo...54 13.5 BASES DEL ESTUDIO...54 13.5.1 Criterios Generales...54 13.5.2 Proyección del consumo...55 13.5.3 Alternativas de generación y de transporte...57 13.5.4 Precio de los combustibles...59 13.5.5 Líneas de interconexión SIC-SADI...59 13.5.6 Otros antecedentes...59 13.6 METODOLOGÍA...59 13.7 RESULTADO DEL PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN...61 14 ANEXO Nº 6: CALCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE de 2005...63 14.1 INTRODUCCIÓN...63 14.2 BASES GENERALES DEL CÁLCULO DE FACTORES DE PENALIZACIÓN...63 14.3 RESULTADOS...75 15 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL...76 16 ANEXO Nº 8: DETERMINACIÓN ALFA FORMULA INDEXACION DEL PRECIO BASICO DE LA ENERGIA...83 16.1 CURVAS COTA ENERGIA PARA LOS EMBALSES...83 16.2 CALCULO DEL VALOR DE ALFA...84 17 ANEXO Nº 9: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA....85
3 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2005. 1 INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos por la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Octubre de 2005, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº1 de 1982 1, del Ministerio de Minería y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico 2. 2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios: 2.1 PREVISIÓN DE DEMANDA De acuerdo a la información hecha llegar por el CDEC-SIC en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución que se muestra a continuación: 3500 3000 2500 GWh 2000 1500 1000 500 0 Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses 8.0% 7.5% 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% ago_03 sep_03 oct_03 nov_03 dic_03 ene_04 feb_04 mar_04 abr_04 may_04 jun_04 jul_04 ago_04 sep_04 oct_04 nov_04 dic_04 ene_05 feb_05 mar_05 abr_05 may_05 jun_05 jul_05 Gráfico Nº 1: Ventas de Energía SIC años 2003-2004. 1 Modificada según Ley 19.940 publicada en el Diario Oficial el 13 de Marzo de 2004. 2 Modificada según Decreto Supremo Nº 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003.
4 2.2 PRECIOS DE DÓLAR OBSERVADO La variación del dólar observado promedio respecto de la última fijación de precio de nudo es de un -6.80%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses. 800 Dólar Observado Banco Central Promedio Mensual 750 Tipo de Cambio [$/US$] 700 650 600 550 500 675.44 646.07 625.47 573.64 602.90 584.31 603.91 608.19 635.76 632.39 643.50 616.55 635.93 596.72 607.28 586.48 574.12 576.17 573.58 580.46 578.31 585.47 575.77 546.61 450 400 Sep-2003 Oct-2003 Nov-2003 Dic-2003 Ene-2004 Feb-2004 Mar-2004 Abr-2004 May-2004 Jun-2004 Jul-2004 Ago-2004 Sep-2004 Oct-2004 Nov-2004 Dic-2004 Ene-2005 Feb-2005 Mar-2005 Abr-2005 May-2005 Jun-2005 Jul-2005 Ago-2005 Gráfico Nº 2: Evolución Dólar Observado últimos 24 meses, $/US$ 2.3 PRECIOS DE COMBUSTIBLES Para la elaboración del presente informe la Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del Sistema Interconectado Central, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 31 de Agosto de 2005. La información mencionada fue enviada a la Comisión por la dirección de operación del CDEC-SIC en respuesta a la carta CNE Nº 1141/2005 del 30 de Agosto de 2005. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se resumen en el Cuadro Nº 8 en los formatos de modelación utilizados por la Comisión.
5 2.3.1 PRECIOS DEL DIESEL Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo básico de la energía, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petróleo Brent a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 30 US$/bbl, por lo menos desde enero de 2003. En los últimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 60 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio brent desde enero de 1986 al mes de agosto de 2005. La variación experimentada entre marzo de 2005 y agosto de 2005 presenta un incremento de 21,23%. 70 Perfil Petroleo Brent Enero 1986-Agosto 2005 65 Precio Petróleo Brent [US$/bbl] 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Ene-86 Ene-87 Ene-88 Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Gráfico Nº 3: Evolución Petróleo Brent, Período Enero 1986-Agosto2005, US$/Ton 2.4 RESTRICCIONES DE GAS NATURAL DESDE ARGENTINA En base a la información de los Volúmenes Inyectados y Requeridos de gas natural contenida en los informes diarios enviados a la Comisión según instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles ordenado mediante resolución 754/2004 de la misma institución, se procedió a extender la modelación de restricciones de gas a todo el año, con los niveles de restricción expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de análisis. Con la modelación mencionada, junto a los mantenimientos modelados de las centrales se construyen el Cuadro Nº 1 y el Cuadro Nº 2 de disponibilidad semanal de gas y funcionamiento alternativo por central. La potencia máxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo a la disponibilidad de gas y se consignan en el Cuadro Nº 8.
6 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Campanario Octubre-2005 4 - - 2 4-4 - 3 Noviembre-2005 4-2 2 4-4 - 3 Diciembre-2005 4-4 2 4-4 - 1 Enero-2006 4 - - - 4-4 - 3 Febrero-2006 4 - - - 4-4 - 3 Marzo-2006 4 - - - 4-4 - 3 Abril-2006 4 - - - 4-4 - 3 Mayo-2006 4 - - - 4-4 - 3 Junio-2006 4 - - - 4-4 - 3 Julio-2006 3 - - 4 2-4 - 3 Agosto-2006 4 - - 4 4-4 - 3 Septiembre-2006 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2006 4 - - 2 4-4 - 3 Noviembre-2006 4-2 2 4-4 - 3 Diciembre-2006 4-4 2 4-4 - 1 Enero-2007 4 - - - 4-3 - 3 Febrero-2007 4 - - - 4-3 - 3 Marzo-2007 4 - - - 4-3 - 3 Abril-2007 4 - - - 4-3 - 3 Mayo-2007 4 - - - 4-3 - 3 Junio-2007 4 - - - 4-3 - 3 Julio-2007 3 - - 4 2-3 - 3 Agosto-2007 4 - - 4 4-3 - 3 Septiembre-2007 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2007 4 - - 2 4-3 - 3 Noviembre-2007 4-2 2 4-3 - 3 Diciembre-2007 4-4 2 4-3 - 1 Enero-2008 4 - - - 4-2 - 3 Febrero-2008 4 - - - 4-2 - 3 Marzo-2008 4 - - - 4-2 - 3 Abril-2008 4 - - - 4-2 - 3 Mayo-2008 4 - - - 4-2 - 3 Junio-2008 4 - - - 4-2 - 3 Julio-2008 3 - - 4 2-2 - 3 Agosto-2008 4 - - 4 4-2 - 3 Septiembre-2008 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2008 4 - - 2 4-2 - 3 Noviembre-2008 4-2 2 4-2 - 3 Diciembre-2008 4-4 2 4-2 - 1 Enero-2009 4 - - - 4-2 - 3 Febrero-2009 4 - - - 4-2 - 3 Marzo-2009 4 - - - 4-2 - 3 Abril-2009 4-4 - 4-4 - 3 Mayo-2009 4-2 2 4-4 - 3 Junio-2009 4-2 2 4-4 - 3 Julio-2009 3-2 2 2-4 - 3 Agosto-2009 4-2 2 4-4 - 3 Septiembre-2009 4-4 4 4 - - - 3 Octubre-2009 4-2 4 4-4 - 3 Noviembre-2009 4 - - 2 4-4 - 3 Diciembre-2009 4-2 2 4-4 - 1 Enero-2010 4-4 4 4-4 - 3 Febrero-2010 4-4 4 4-4 - 3 Marzo-2010 4-4 - 4-4 - 3 Abril-2010 4-4 - 4-4 - 3 Mayo-2010 4-2 2 4-4 - 3 Junio-2010 4-2 2 4-4 - 3 Julio-2010 3-2 2 2-4 - 3 Cuadro Nº 1: DISPONIBILIDAD SEMANAL DE GAS POR CENTRAL.
7 Semanas disponibles para funcionamiento con Diesel o GNL por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Campanario Octubre-2005-4 - 2-4 - 4 1 Noviembre-2005-4 - - - 4-4 1 Diciembre-2005-4 - - - 4-4 1 Enero-2006-4 4 4-4 - 4 1 Febrero-2006-4 4 4-4 - 4 1 Marzo-2006-4 4 4-4 - 4 1 Abril-2006-4 4 4-4 - 4 1 Mayo-2006-4 4 4-4 - 4 1 Junio-2006-4 4 4-4 - 4 1 Julio-2006-3 4 - - 4-4 1 Agosto-2006-4 4 - - 4-4 1 Septiembre-2006-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2006-4 - 2-4 - 4 1 Noviembre-2006-4 - - - 4-4 1 Diciembre-2006-4 - - - 4-4 1 Enero-2007-4 4 4-4 1 4 1 Febrero-2007-4 4 4-4 1 4 1 Marzo-2007-4 4 4-4 1 4 1 Abril-2007-4 4 4-4 1 4 1 Mayo-2007-4 4 4-4 1 4 1 Junio-2007-4 4 4-4 1 4 1 Julio-2007-3 4 - - 4 1 4 1 Agosto-2007-4 4 - - 4 1 4 1 Septiembre-2007-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2007-4 - 2-4 1 4 1 Noviembre-2007-4 - - - 4 1 4 1 Diciembre-2007-4 - - - 4 1 4 1 Enero-2008-4 4 4-4 2 4 1 Febrero-2008-4 4 4-4 2 4 1 Marzo-2008-4 4 4-4 2 4 1 Abril-2008-4 4 4-4 2 4 1 Mayo-2008-4 4 4-4 2 4 1 Junio-2008-4 4 4-4 2 4 1 Julio-2008-3 4 - - 4 2 4 1 Agosto-2008-4 4 - - 4 2 4 1 Septiembre-2008-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2008-4 - 2-4 2 4 1 Noviembre-2008-4 - - - 4 2 4 1 Diciembre-2008-4 - - - 4 2 4 1 Enero-2009-4 4 4-4 2 4 1 Febrero-2009-4 4 4-4 2 4 1 Marzo-2009-4 4 4-4 2 4 1 Abril-2009-4 - 4-4 - 4 1 Mayo-2009-4 2 2-4 - 4 1 Junio-2009-4 2 2-4 - 4 1 Julio-2009-3 2 2-4 - 4 1 Agosto-2009-4 2 2-4 - 4 1 Septiembre-2009-4 - - - 4-4 1 Octubre-2009-4 - - - 4-4 1 Noviembre-2009-4 2 - - 4-4 1 Diciembre-2009-4 2 - - 4-4 1 Enero-2010-4 - - - 4-4 1 Febrero-2010-4 - - - 4-4 1 Marzo-2010-4 - 4-4 - 4 1 Abril-2010-4 - 4-4 - 4 1 Mayo-2010-4 2 2-4 - 4 1 Junio-2010-4 2 2-4 - 4 1 Julio-2010-3 2 2-4 - 4 1 Cuadro Nº 2: DISPONIBILIDAD SEMANAL DE FUNCIONAMIENTO ALTERNATIVO POR CENTRAL.
8 2.5 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS Mediante cartas CNE Nº 183 a la Nº 187 de fecha 04 de febrero de 2005 la Comisión solicitó la actualización de antecedentes de diversos proyectos, entre los cuales se encontraba el proyecto central Quilleco, de 70 MW de propiedad de Colbún S.A., el cual fue incorporado al set de alternativas. La Comisión ha actualizado la fecha de entrada en operaciones de las primeras centrales en el horizonte, en conformidad a los plazos de construcción. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de ampliación en el decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 232, publicado en Diario Oficial el 12 de octubre de 2004. Se han considerado dentro de los proyectos de generación la central Cenelca 2 de 50 MW ubicada en Valdivia según antecedentes aportados a la Comisión por el propietario del proyecto. Adicionalmente se consideró la central a pie de presa Caudal Ecológico Ralco de 32 MW, esta última aprovechando el caudal ecológico de 27,1m 3 /s de la central Ralco.
9 3 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN OPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC se utilizó el modelo de multinodal-multiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización - simulación conocido como programación dinámica dual. La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente: - Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. - A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua determinados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. - La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico: - Determina la operación óptima de los embalses del sistema. - Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, que en virtud del detalle que se requiera, las primeras etapas pueden tener más bloques y ser de menor duración que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duración. - Calcula los costos marginales de energía esperados en todas las barras del sistema. La operación se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyección de demandas y un programa de obras de generación-transmisión. El modelo incluye la representación de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Región, como del Laja, en la VIII Región. En relación al sistema de transmisión, el modelo incluye la representación lineal por tramo de las pérdidas en las líneas, hasta un máximo de 5 tramos.
10 Las centrales térmicas se representan por su potencia y costo variable, el cual puede variar mensualmente a lo largo del horizonte. Se toma en cuenta la tasa de indisponibilidad forzada reduciendo la potencia disponible, y se detalla el programa de mantenimiento. Para las centrales hidroeléctricas en general, el modelo utiliza una estadística hidrológica ingresada por el usuario, que para el caso de la presente fijación corresponde a la muestra de 43 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda. 4 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2005 4.1 PREVISIÓN DE DEMANDA 4.1.1 PREVISIÓN DE VENTAS ANUALES Y POR BARRA SIC En el Cuadro Nº 3 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Preliminar de Octubre de 2005. La base de esta previsión corresponde a lo informado en el Estudio de Proyección de Demandas de Energía y Potencia 3, que se adjunto con al informe técnico preliminar de la fijación de precio de nudo de Octubre de 2005. Cuadro Nº 3: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total 2004 15,529 19,073 34,602 2005 16,654 20,328 36,982 2006 17,589 21,649 39,238 2007 19,160 23,099 42,259 2008 21,035 24,647 45,682 2009 22,901 26,298 49,199 2010 24,488 28,008 52,496 2011 26,185 29,828 56,013 2012 27,887 31,767 59,654 2013 29,699 33,832 63,531 2014 31,630 36,031 67,661 2015 33,686 38,373 72,059 Cuadro Nº 4: TASAS CRECIMIENTO PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC 3 Conforme al artículo 272º del Reglamento Eléctrico.
11 Tasas Crecimiento Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total 2004 - - - 2005 7.24% 6.58% 6.88% 2006 5.61% 6.50% 6.10% 2007 8.93% 6.70% 7.70% 2008 9.79% 6.70% 8.10% 2009 8.87% 6.70% 7.70% 2010 6.93% 6.50% 6.70% 2011 6.93% 6.50% 6.70% 2012 6.50% 6.50% 6.50% 2013 6.50% 6.50% 6.50% 2014 6.50% 6.50% 6.50% 2015 6.50% 6.50% 6.50% 4.1.2 MODELACION TEMPORAL DE LA DEMANDA La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la información contenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 68 y 69 de fecha 14 de enero de 2005 por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 y se entregan en Cuadro Nº 4: Cuadro Nº 5: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA Duración bloque (horas) Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril 96 624 720 Mayo 298 446 744 Junio 312 408 720 Julio 340 404 744 Agosto 296 448 744 Septiembre 258 462 720 Octubre 42 702 744 Noviembre 44 676 720 Diciembre 46 698 744 Enero 240 504 744 Febrero 86 610 696 Marzo 69 675 744
12 4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC El Programa de Obras elaborado por la Comisión, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/99 (M), consideró las centrales existentes, en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el Anexo Nº5 Programa de Obras de Generación y Transmisión de Mínimo Costo de Abastecimiento en el SIC. En el cuadro Nº 5 se indica el Programa de Obras elaborado por la Comisión, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82 (M). Cuadro Nº 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC Fecha de entrada Obras Recomendadas Potencia Mes Año Marzo 2006 Turbina Diesel Cenelca 2 50 MW Abril 2006 Hidroeléctrica Pasada :Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW Septiembre 2006 Subestación Nueva Temuco 220 kv - Septiembre 2006 Seccionamiento Nueva Temuco-Puerto Montt - Abril 2007 Central Ralco Caudal Ecológico 32 MW Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 MW Abril 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 125 MW Abril 2007 Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Diciembre 2007 Cierre Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Enero 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Abril 2008 Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 300 MVA Junio 2008 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv a 500 kv 390 MVA Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kv Final: 1400 MVA Septiembre 2008 Nueva Línea Charrúa-Nueva Temuco 220 kv 2x500 MVA Octubre 2008 Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 300 MVA Octubre 2008 Central Carbón Pan de Azúcar I a 200 MW Octubre 2008 Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kv 166 MVA Noviembre 2008 Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kv 260 MVA Diciembre 2008 Transformación 154-220 Sistema 154 kv Itahue-Alto Jahue 2x400 MVA Abril 2009 Ciclo Combinado GNL Quintero I Fuego Adicional (cap. final) 385 MW Abril 2009 Central Carbón Pan de Azúcar I b 200 MW Junio 2009 Central Ciclo Combinado GNL Concepción I 385 MW Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Enero 2010 Central Ciclo Abierto GNL Quintero I 125 MW Abril 2010 Nueva Línea Cardones - Maitencillo 220 kv 200 MVA Junio 2010 Central Ciclo Combinado GNL Quintero II 385 MW Septiembre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Octubre 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW
13 Fecha de entrada Obras Recomendadas Potencia Mes Año Enero 2011 Ciclo Abierto GNL Hualpén I 125 MW Julio 2011 Nueva Línea P. Azúcar Maitencillo 220kV 235 MVA Julio 2011 Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kv 220 MVA Octubre 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 100 MW Octubre 2011 Central Carbón Maitencillo I 400 MW Enero 2012 Ciclo Abierto GNL Quintero II 125 MW Octubre 2012 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Enero 2013 Ciclo Abierto GNL Quintero III 125 MW Julio 2013 Central Carbón Coronel II 400 MW Enero 2014 Ciclo Abierto GNL Hualpén II 125 MW Junio 2014 Central Carbón Coronel III 400 MW Enero 2015 Ciclo Abierto GNL Hualpén III 125 MW Junio 2015 Central Carbón Valdivia 400 MW En la elaboración del Programa de Obras, se consideró en construcción las siguientes instalaciones, cuyas fechas de puesta en marcha se establecen según información entregada por sus propietarios, y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la Comisión: Cuadro Nº 7: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC Fecha de entrada Obras en Construcción Potencia Mes Año Marzo 2006 Nueva Línea Charrúa-Chillán 154 kv 50 MW 4.3 NIVEL DE PRECIOS Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Agosto de 2005, cumpliendo preliminarmente lo establecido en el artículo 99º, número siete, del DFL1/82. TASA DE CAMBIO : 546.61 $/US$ Valor promedio del dólar observado del mes de Agosto de 2005, publicado por el Banco Central. 4.4 COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Los costos variables indicados en el cuadro Nº 7 se han obtenido de acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82, utilizando preliminarmente los valores vigentes al 31 de Agosto de 2005 para cada uno de ellos. Los costos utilizados se resumen en Cuadro Nº 8.
14 Cuadro Nº 8: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. (MW) (MW) (%) Combustible específico combustible (US$/MWh) Arauco 1 12.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 43.80 0 Arauco 2 3.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 49.60 0 Celco 1 3.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 0.00 0 Celco 2 2.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 5.40 0 Celco 3 2.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 8.00 0 Celco 4 2.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 22.00 0 Celco 5 3.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 33.00 0 Celco 6 3.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 165.00 0 licanten0 2.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 22.00 0 licanten1 3.50-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 135.00 0 Nueva Aldea 1 14.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 14.00 0 valdivia1 6.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 0.00 0 valdivia2 8.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 6.00 0 valdivia3 9.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 47.00 0 valdivia4 7.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 52.00 0 valdivia5 12.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 64.00 0 valdivia6 19.00-0.03 Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 84.00 0 cholguan0 9.00-0.03 Biomasa-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 9.90 0 cholguan1 4.00-0.03 Biomasa-Petróleo N 6-1.00 [US$/MWh] 57.20 0 Constitucion 7.00-0.03 Desechos Forestales - 1.00 [US$/MWh] 0.00 0
15 Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. (MW) (MW) (%) Combustible específico combustible (US$/MWh) Bocamina 121.00-12.5% Carbón (Kg/kWh) 0.38 US$/Ton 82.00 1.67 Guacolda I 142.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.36 [US$/Ton] 48.11 1.00 Guacolda II 142.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.36 [US$/Ton] 48.11 1.00 Huasco TV 13.30-20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Laguna Verde 52.70-50.0% Carbón [Ton/MWh] 0.85 [US$/Ton] 83.30 7.86 Ventana I 112.80-6.9% Carbón [Ton/MWh] 0.42 [US$/Ton] 76.94 2.18 Ventana II 207.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.40 [US$/Ton] 76.94 1.38 Campanario CA 125.00-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 10.89 [US$/Mbtu] 1.59 2.50 Horcones TG 24.00-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 14.48 [US$/Mbtu] 5.00 2.00 Nehuenco I 340.05-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.44 [US$/Mbtu] 2.16 2.31 Nehuenco II 384.20-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 6.83 [US$/Mbtu] 2.07 2.43 Nueva Aldea 2 Gas 10.00-5.0% Gas Natural - 1.00 [US$/MWh] 185.00 4.00 Nueva Renca 320.10-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.32 [US$/Mbtu] 1.99 2.43 San Isidro 350.00-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.42 [US$/Mbtu] 2.29 2.82 Taltal1 121.50-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 11.19 [US$/Mbtu] 1.95 2.20 Turbina PSEG 45.70-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 9.65 [US$/Mbtu] 2.10 3.10 Ancud 5.30-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.24 [US$/Ton] 648.41 10.00 Campanario CA Diesel 125.00-4.3% Petróleo Diesel - 1.00 [US$/MWh] 68.00 2.50 Candelaria CA Diesel I 125.30-2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.27 [US$/Ton] 642.78 5.60 Candelaria CA Diesel II 128.56-2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.27 [US$/Ton] 642.78 5.60 Diego Almago TG 46.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.34 [US$/Ton] 585.44 0.91 EV25 25.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.31 [US$/Ton] 540.14 1.00 Laguna Verde TG 17.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.26 [US$/Ton] 547.55 1.00 Nehuenco 9B Diesel I 92.00-10.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.28 [US$/Ton] 642.78 4.30 Nehuenco 9B Diesel II 16.00-10.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.29 [US$/Ton] 642.78 21.50 Nehuenco I Diesel 331.39-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.16 [US$/Ton] 607.47 5.21 Nueva Aldea 2 Diesel 10.00-5.0% Petróleo Diesel - 1.00 [US$/MWh] 58.00 2.00 Nueva Renca Diesel 312.00-2.4% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.17 US$/Ton 590.38 3.70 Petropower 54.20-3.3% Petróleo Diesel - 1.00 [US$/MWh] 0.00 3.90 Quellón 5.60-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.24 [US$/Ton] 660.87 8.10 Renca 92.00-11.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.37 [US$/Ton] 590.38 3.64 San Ignacio TG 18.00-5.0% Petróleo Diesel - 1.00 [US$/MWh] 125.90 0.00 San Isidro Diesel 305.00 *- 2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.18 [US$/Ton] 543.22 4.02 Taltal2 Diesel 123.40-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.28 [US$/Ton] 585.56 4.76 Turbina Cenelca 50.90-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.23 [US$/Ton] 595.10 15.80 Turbina Cenelca II 50.90-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.23 [US$/Ton] 595.10 15.80 Huasco TG 58.00-36.0% Petróleo IFO-180 [Ton/MWh] 0.36 [US$/Ton] 346.49 8.29
16 Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. (MW) (MW) (%) Combustible específico combustible (US$/MWh) Bocamina Man 0.00 121.00 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Guacolda I Man 0.00 142.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Guacolda II Man 0.00 142.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Huasco TV Man 0.00 13.30 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Laguna Verde Man 0.00 52.70 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Ventana I Man 0.00 112.80 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Ventana II Man 0.00 207.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Petropower Man 0.00 54.20 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.97 [US$/Ton] 107.00 7.34 Campanario CA GNL 125.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 5.99 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Candelaria CA GNL 253.86 0.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.89 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Nehuenco 9B GNL I 92.00-10.0% GNL [Mbtu/MWh] 11.91 [US$/Mbtu] 4.00 2.90 Nehuenco 9B GNL II 16.00-10.0% GNL [Mbtu/MWh] 11.99 [US$/Mbtu] 4.00 25.20 Nehuenco I FA GNL 21.39-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 9.33 [US$/Mbtu] 4.00 0.00 Nehuenco I GNL 0.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 7.44 [US$/Mbtu] 4.00 2.31 Nueva Renca GNL 0.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 7.32 [US$/Mbtu] 4.00 2.43 Nueva Renca Int GNL 49.80-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 9.46 [US$/Mbtu] 4.00 0.00 San Isidro GNL 350.00 0.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 7.42 [US$/Mbtu] 4.00 2.82 San Isidro FA GNL 20.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 12.69 [US$/Mbtu] 4.00 2.82
17 Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. (MW) (MW) (%) Combustible específico combustible (US$/MWh) Concepcion I 350-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 5.991 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Concepcion I FA 35-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 9.273 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Hualpen 01 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Hualpen 02 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Hualpen 03 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero 01 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero 02 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero 03 CA 125-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero I 350-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 5.991 [US$/MWh] 4.00 2.50 Quintero I FA 35-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 9.273 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero II 350-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 5.991 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Quintero II FA 35-4.3% GNL [Mbtu/MWh] 9.273 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 Coronel I 400-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Coronel II 400-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Coronel III 400-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Maitencillo I 400-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Pan de Azucar I a 200-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Pan de Azucar I b 200-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 Valdivia I 400-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.325 [US$/Ton] 60.00 1.40 CNE Geotermica 300-4.3% Geotermia - 0-0.00 2.00
18 4.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 43 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde abril de 1960 hasta marzo de 2003. El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyo la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años. De esta forma, en la siguiente fijación la Comisión incorporará el último año hidrológico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico 1, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios: a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,8. b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,9. c) una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados por la Comisión para la presente fijación es de 46. Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. 4.6 STOCKS DE LOS EMBALSES Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes: Cuadro Nº 9: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES 2, Cotas iniciales esperadas al 1º de Octubre de 2005 Emba lse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1336.4 Rapel 105 Colbún 437 Laguna La Invernada 1316.1 Laguna del Maule 2169.6 Chapo 241.2 Ralco 725 1 Ver ANEXO Nº 9: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. 2 Fuente: Cotas iniciales esperadas en hidrología media, contenidas en el informe mensual de Julio de 2005 enviado a esta Comisión por la presidencia del CDEC-SIC mediante carta CDEC-SIC Nº 065/2005.
19 4.7 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, cuyo unilineal se entrega en el Anexo Nº 7, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kv hasta el nivel de 500 kv. Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados se entregan en el mismo Anexo, en tanto por uno base 100 MVA, así como también la información de los tramos del sistema troncal modelados con una condición de operación n-1. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la D.P y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones. 4.8 COSTO DE RACIONAMIENTO Los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo Nº 276 del Decreto 327/98, son los siguientes: Cuadro Nº 10: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 288.0 5-10% 318.7 10-20% 408.0 Sobre 20% 427.6 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el Anexo Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 306.90 US$/MWh Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperado para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía.
20 4.9 TASA DE ACTUALIZACIÓN Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº1/82. 4.10 HORIZONTE DE ESTUDIO El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (Octubre 2005 a septiembre 2015), con una cota esperada inicial para el Lago Laja al 1º de Octubre de 1336.40 msnm. 4.11 MODELACIÓN DEL SIC EN EL OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación considera la modelación de los sistema de transmisión y la capacidad de regulación de otros embalses importantes adicionales a Lago Laja. 4.11.1 Centrales Eléctricas a) Centrales Hidroeléctricas: Las modelación de centrales Hidroeléctricas contempla tres tipos de centrales: - Centrales de Embalse: El Toro / Lago Laja Rapel /Lago Rapel Canutillar / Lago Chapo Cipreses / Laguna La Invernada Colbun / Embalse Colbún Ralco / Embalse Ralco - Centrales Serie Hidraúlica: Abanico, Antuco, Rucue, Quilleco. Isla, Curillinque, Loma Alta, Pehuenche, Machicura, San Ignacio, Ralco, Caudal Ecológico Ralco, Pangue - Centrales de Pasada: Sauzal,Volcan,Florida,Sauce Andes Los Morros,Los Molles Pullinque,Pilmaiquen, Capullo, Puntilla, Neltume Los Quilos,Maitenes,Alfalfal,Aconcagua Peuchen,Mampil, Chacabuquito Hornitos, La Higuera, Confluencia.
21 b) Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el cuadro Nº 7. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de un disponibilidad media de energía. c) Modelación de Embalses : La modelación de los embalse considera una modelación de sus polinomios cota volumen y volumen-cota, además de las filtraciones y los convenios de riego de las cuencas del Laja y del Maule. 4.11.2 Sistema de Transmisión La modelación de los sistemas de transmisión considera: Reducción de tramos en paralelo. Representación lineal de las pérdidas por tramo (5 tramos para sistema troncal, 3 tramos para el resto del sistema). Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. Niveles de tensión desde 66 kv hasta 500 kv, en forma simplificada. 4.11.3 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000: 4.11.4 Otras consideraciones en la modelación del SIC - La operación óptima obtenida con el modelo OSE2000 incorpora además una operación de la central Rucúe en serie hidráulica con las otras centrales del complejo Laja y una operación con una cota mínima de 1308.48 m.s.n.m. para el Lago Laja. - Para los ciclos combinados existentes que utilizan gas natural y que están adscritas a contratos interrumpibles (San Isidro, Nueva Renca y Nehuenco), en todo o parte de su consumo, la Comisión ha decidido considerar la no disponibilidad de este combustible bajo las actuales condiciones de abastecimiento de gas desde Argentina. Sin embargo, a partir de Octubre de 2008 fecha esta última en la cual se espera contar con disponibilidad de GNL, se modelan estos tramos siendo alimentados con GNL.
22 - Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco Generación S.A., la Comisión ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario. - La energía disponible para la central de mantenimiento ha sido dimensionada para suplir sólo los mantenimientos de aquellas centrales del parque generador que utilicen carbón como insumo principal.
24 5.2 PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA DE PUNTA Los Precios Básicos de la Potencia de Punta se derivaron del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. Conforme a lo establecido en el artículo 4º, nro 17) letra a) de la Ley 19.940, se identifican dos precios básicos de potencia: El precio básico de la potencia de punta resulta igual a 3781.56 $/kw/mes en el nudo Básico de Potencia (Polpaico 220kV), de acuerdo con los cálculos y consideraciones que se detallan en el Anexo Nº 2. El precio básico de la potencia de punta resulta igual a 4101.87 $/kw/mes en el nudo Básico de Potencia (P.Montt 220kV), de acuerdo con los cálculos y consideraciones que se detallan en el Anexo Nº 2. 5.3 PRECIOS DE ENERGÍA Y POTENCIA RESTO DEL SIC Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema de transmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 5.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el anexo adjunto para tal efecto. Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios en el resto de los nudos troncales al nudo de referencia Quillota 220 kv. En el caso del nudo Pugueñún, el cálculo lo efectúa la Comisión con los antecedentes correspondientes a la fecha de cada Informe Técnico. Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalización a los Precios Básicos de la Potencia señalados en el punto 5.2. Estos Factores se obtienen de referir los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de mayo a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 5.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el anexo adjunto para tal efecto. En el Cuadro Nº 11 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.
25 NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kv POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [p.u.] [p.u.] [$/kw/mes] [$/kwh] D. DE ALMAGRO 220 1.0140 1.0642 3834.50 51.865 (**) CARRERA PINTO 220 1.0235 1.0835 3870.43 52.805 (**) CARDONES 220 1.0237 1.0786 3871.18 52.567 (**) MAITENCILLO 220 0.9656 1.0238 3651.47 49.896 (**) PAN DE AZUCAR 220 0.9925 1.0540 3753.20 51.368 (**) QUILLOTA 220 0.9821 1.0000 3713.87 48.736 (**) POLPAICO 220 1.0000 1.0074 3781.56 49.097 (**) CERRO NAVIA 220 1.0163 1.0469 3843.20 51.022 (**) ALTO JAHUEL 220 0.9976 1.0045 3772.48 48.955 (**) RANCAGUA 154 1.0257 1.0789 3878.75 52.581 (**) SAN FERNANDO 154 0.9857 1.0457 3727.48 50.963 (**) ITAHUE 154 0.9649 1.0897 3648.83 53.108 (**) PARRAL 154 0.9678 1.0260 3659.79 50.003 (***) ANCOA 220 0.9562 0.9783 3615.93 47.678 (**) CHARRUA 220 0.9436 0.9749 3568.28 47.513 (**) CONCEPCION 220 0.9949 1.0392 3762.27 50.646 (***) SAN VICENTE 154 1.0121 1.0432 3827.32 50.841 (***) TEMUCO 220 1.0087 1.0941 4137.56 53.322 (**) VALDIVIA 220 1.0008 1.0991 4105.15 53.566 (**) PUERTO MONTT 220 1.0000 1.0919 4101.87 53.215 (**) PUGUEÑUN 110 1.2955 1.4146 5313.97 68.942 (***) Cuadro Nº 11: Factores de Penalización y Precios de Nudo (*) (*) Conforme al Artículo 4º transitorio, inciso tercero de la Ley nº 19.940. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 1º transitorio de la Ley Nº 19.940. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.
26 6 FORMULAS DE INDEXACIÓN PRECIOS DE NUDO 6.1 Indexación Precio de la Potencia de Punta Los parámetros de la fórmula de indexación de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinación del precio básico de la potencia, y se obtienen y justifican a partir del valor de las derivadas parciales de dicho precio respecto a cada una de las variables utilizadas. DOL 1+d Preciopote ncia=preciobase * * * DOLo 1+do CHE CPI IPM IPC ISS 0,733* + 0,024* + 0,006* + 0,036* + 0,201* CHEo CPIo IPMo IPCo ISSo d : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1. Do : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1 vigentes ( 0,06 /1). DOL : Valor promedio de los días hábiles de los últimos 30 días del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central. DOLo : Valor promedio del mes de Agosto de 2005 del dólar observado EEUU, publicado por el Banco Central ( 546.61 $/US$). CHE : Chemical Equipment Plant Cost Index, publicado al quinto mes anterior al cual se aplique la indexación CHEo : Chemical Equipment Plant Cost Index correspondiente al mes de Abril de 2005(543.40) IPC : Indice General de Precios al Consumidor correspondiente al mes anterior al cual se aplique la indexación IPCo : Indice General de Precios al Consumidor correspondiente al mes de Agosto de 2005 (120.04) CPI : Consumer Price Index(USA), correspondiente al tercer mes anterior al cual se aplique la indexación CPIo : Consumer Price Index(USA) correspondiente al mes de Junio de 2005 (194.5) IPM : Indice de Precios al por Mayor publicados por el INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique la indexación
27 IPMo : Indice de Precios al por Mayor correspondiente al mes de Junio de 2005 (223.78) ISS : Indice General de Remuneraciones publicados por el INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique la indexación ISSo : Indice General de Remuneraciones correspondiente al mes de Junio de 2005 (251.19) 6.2 Indexación Precio de la Energía Los parámetros de la fórmula de indexación de la energía se obtienen y justifican mediante: - Valor de las derivadas parciales del precio de la energía respecto de precio del Dólar Observado y respecto del precio de combustible diesel y fuel informado por el CDEC-SIC. Sin perjuicio de lo anterior el seguimiento de la fórmula de indexación se debe realizar conforme se señala a continuación y en el Anexo 1. - El parámetro alfa representa la las variaciones hidrológicas que puedan ocurrir en el período que media entre fijación a fijación. Este parámetro se obtiene de considerar la energía acumulada al 1º de Enero de 2006 en el Lago Laja más Colbún, Canutillar y Ralco. El nivel del Lago Laja es sensibilizado respecto de una variación de cuatro metros en torno a su valor esperado. Precio energía = Precio base ( 0.318 Precio dólar ($) 1 +d + 0.664 PD + 0.018 PFO ) α DOLo 1+ do Pdo PFOo En estas fórmulas: Precio dólar : valor promedio de los días hábiles de los últimos 30 días del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central. d :Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1. PD : Precio de Paridad del P. Diesel, en $/m3, incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo, determinado conforme a los mismos criterios con que se determina el PDo (ver Anexo Nº 1, numeral 3 ). PFO : Precio de Paridad del P. Combustible (Fuel Oil #6), en $/Ton, incluidos los Efectos del Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo, determinado conforme a los mismos criterios con que se determina el PFo (ver Anexo Nº 1, numeral 3). do : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1 vigentes ( 0,06 /1). DOLo : Valor promedio del mes de Agosto de 2005 del dólar observado EEUU, publicado por el Banco Central ( 546.61 $/US$).
28 PDo : Precio de Paridad del P. Diesel, en $/m3, incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo vigente (285,438 $/m3). PFOo : Precio del P. Combustible (Fuel Oil #6), en $/Ton, incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo vigente (149,691 $/Ton). α : Coeficiente que multiplica el precio de la energía, para tomar en cuenta la desviación que presente la energía embalsada respecto de la energía embalsada esperada en los lagos y embalses Laja, Colbún, Ralco y Chapo al 1º de Enero de 2006 4722.91 GWh. La desviación de energías se calcula en Laja con una desviación en la cota de ±4 m respecto de la cota esperada 1341.2 m.s.n.m.. La determinación del valor de alfa se entrega en el ANEXO Nº 8. Valores de α : período Octubre a Diciembre de 2005 : 1.0 desde el 1º de Enero de 2006 en adelante : 1.0086 si la energía embalsada al 1º.1.2006 es inferior a 4246.05 GWh 0.9975 si la energía embalsada al 1º.1.2006 es superior a 5216.65 GWh 1.0 si la energía embalsada está en el rango intermedio.
29 7 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA 7.1 INDEXACIÓN CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2005 varían en un 2.13 % respecto de la fijación de Abril de 2005, cifra que corresponde a un 2.41 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre Marzo de 2005 y Agosto de 2005 y a un -0.28 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (Enero 2005 - Junio 2005). 7.2 CONDICIONES DE APLICACIÓN Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el cuadro Nº6, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el cuadro N 6, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos. En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el Cuadro Nº 12. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes.
30 Cargo para tensión Cargo para tensión Cargo para tensión Cuociente superior a 100 kv entre 100 kv y 30 kv inferior a 30 kv (%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0.0 0.0 0.0 Sobre 10 y hasta 20 0.0 0.0 0.0 Sobre 20 y hasta 30 3.729 0.0 0.0 Sobre 30 y hasta 40 6.714 6.714 0.0 Sobre 40 y hasta 50 6.714 6.714 6.714 Sobre 50 y hasta 80 8.947 8.947 8.947 Sobre 80 11.180 11.180 11.180 Cuadro Nº 12: Cargos por Energía Reactiva Inductiva según Nivel de Tensión de Punto de Compra 8 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS. Conforme a lo dispuesto en el artículo 3º transitorio de la Ley Nº 20.018 publicada en el Diario Oficial con fecha 19 de mayo del 2005, la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC hizo llegar a la Comisión el Informe Preliminar de Determinación de Abono o Cargo a Suministros Sometidos a Regulación de Precios, Mayo a Agosto de 2005, mediante carta DP Nº 242/2005 con fecha 13 de septiembre de 2005, conforme a la metodología establecida en la Resolución Exenta CNE Nº 544 del 24 de agosto de 2005 De la aplicación de dicha metodología, resultó un abono cuyo valor preliminar asciende a 0,400 $/kwh, el cual ha sido descontado de los precios de nudo de energía, según se muestra en el cuadro siguiente. Este valor será ajustado en el Informe Técnico Definitivo. El Informe de la DP del CDEC-SIC se adjunta al presente Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo.