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FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDOOCTUBRE DE 2013

SISTEMA INTERCONECTADODEL NORTE GRANDE(SING)

INFORME TÉCNICO DEFINITIVO

OCTUBRE DE 2013

SANTIAGO – CHILE

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Informe Técnico Definit ivo Octubre 2013 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 2797 2612 - FAX (56-2) 2797 2600 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21E-MAIL:[email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE

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ÍNDICE1.- INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 22.- ANTECEDENTES GENERALES ........................................................................................................... 2

2.1.- Ventas Mensuales de Energía .......................................................................................................... 22.2.- Precios de Dólar Observado ............................................................................................................. 32.3.- Precios de Combustibles ................................................................................................................... 42.4.- Evolución Precios Libres ................................................................................................................... 6

3.- PREVISIÓN DE DEMANDA .................................................................................................................. 74.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING ................................................................................................. 85.- NIVEL DE PRECIOS ............................................................................................................................. 86.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN .............................................................................................. 81.- COSTO DE RACIONAMIENTO ........................................................................................................... 102.- TASA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................ 103.- CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS......................................... 103.1.- Precio Básico de la Energía ................................................................................................................. 113.2.- Precio Básico de la Potencia de Punta ................................................................................................ 123.3.- Precios de Energía y Potencia Resto del SING ................................................................................... 134.- FÓRMULAS DE INDEXACIÓN PARA LOS PRECIOS DE NUDO ...................................................... 14

4.1.- Precio de la Potencia Punta ............................................................................................................ 144.2.- Precio de la Energía ........................................................................................................................ 15

5.- CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA................................................................................................. 166.- AJUSTE DE PRECIOS DE NUDO ...................................................................................................... 17

6.1.- Determinación de la Banda de Precios de Mercado y Comparación del Precio Medio Teórico conPrecios de Mercado. ..................................................................................................................................... 176.2.- Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados

........................................................................................................................................................ 197.- CARGO ÚNICO TRONCAL (CU) ........................................................................................................ 198.- ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES ................................................................................... 209.- ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE PUNTA ..................................... 22

9.1.- Precio Básico de Energía ................................................................................................................ 229.2.- Precio Básico de la Potencia de Punta............................................................................................ 24

10.- ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO ......................................................................................... 2510.1.- Simplificaciones Adoptadas ........................................................................................................ 2510.2.- Calidad de Suministro ................................................................................................................. 25

11.- ANEXO Nº 4: BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES DEL CÁLCULO FACTORES DEPENALIZACIÓN ................................................................................................................................................ 27

11.1.- Introducción ................................................................................................................................ 2711.2.- Modelo de Factores de Penalización .......................................................................................... 2711.3.- Resultados .................................................................................................................................. 30

12.- ANEXO Nº 5: PLAN DE OBRAS.......................................................................................................... 3112.1.- Introducción ................................................................................................................................ 3112.2.- Metodología ................................................................................................................................ 3112.3.- Proyectos de Generación ............................................................................................................ 3212.4.- Obras de Transmisión ................................................................................................................. 3312.5.- Escenario de Demanda ............................................................................................................... 3412.6.- Precios de Combustibles ............................................................................................................ 3412.7.- Costos y Criterios de Localización de Centrales ......................................................................... 3412.8.- Resultados .................................................................................................................................. 35

13.- ANEXO Nº 6: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN. ..................... 3613.1.- Introducción ................................................................................................................................ 3613.2.- Variación en el Costo de Falla de Larga Duración de Sectores Residencial y Comercial. .......... 3613.3.- Variación en el Costo de Falla de Larga Duración de Sector Minero. ......................................... 3813.4.- Variación en el Costo de Falla de Larga Duración de Empresas Varias. .................................... 4013.5.- Costo de Racionamiento por Sectores SING .............................................................................. 43

14.- ANEXO N° 7: ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN Y DE TRANSPORTE .......................................... 44

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INFORME TÉCNICO DEFINITIVOCÁLCULO DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2013

1.- INTRODUCCIÓN

En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidospor la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, en la determinaciónde los precios de nudo del SING, el cual tiene una potencia instalada igual osuperior a 200 MW, efectuándose en él distribución de Servicio Público, sujeta a laregulación de precios a que se refieren los artículos 147, 155 y siguientes del DFLNº4/06.

Debe tenerse presente que este sistema eléctrico es abastecido básicamente porunidades termoeléctricas, no existiendo embalses de regulación interanual queestablezcan una ligazón entre los costos de producción de un año respecto de losaños siguientes. No obstante lo anterior, y en virtud de que en la presente fijaciónse ha establecido el programa de obras de generación necesario para lospróximos 10 años, los costos marginales de energía se han calculado para unperíodo de 48 meses, de acuerdo al artículo 8 y siguientes del Decreto N°86/2012,que Aprueba Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo”, en adelanteReglamento de Precio de Nudo.

2.- ANTECEDENTES GENERALES

En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda,Costos de Combustibles, Programa de Obras, y resultados determinados en lapresente fijación, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes:

2.1.- Ventas Mensuales de Energía

De acuerdo a la información entregada a esta Comisión por la Dirección deOperación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del SistemaInterconectado del Norte Grande, en adelante CDEC-SING, en sus InformesMensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución quese muestra a continuación:

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Gráfico Nº 1: Ventas Mensuales de Energía del SING, últimos 24 meses.

2.2.- Precios de Dólar Observado

La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observadopublicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio deseptiembre de 2013, utilizado en el presente informe definitivo, respecto del dólarobservado promedio de marzo de 2013, utilizado en la última fijación de precio denudo, es de un 6,8%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio

mensual para el dólar observado de los últimos 24 meses.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

G W h

[ GWh] Tasa 12 meses

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Gráfico Nº 2: Evolución promedio Dólar Observado, últimos 24 meses.

2.3.- Precios de Combustibles

Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios decombustibles para las distintas centrales térmicas del SING, contenidos en laprogramación semanal del CDEC-SING vigente al día 15 de septiembre de 2013. Lainformación mencionada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operacióndel CDEC-SING de acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 19 del Reglamento dePrecio de Nudo. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las

centrales térmicas del SING se entregan en el punto 6 de este informe, resumidosen el Cuadro Nº 4, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

2.3.1 Referencia de Precios de Diesel

El precio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) a nivel internacional, desdeoctubre de 2010, se ha mantenido por sobre los 80 US$/bbl. El siguiente gráficoentrega la evolución del precio WTI desde octubre de 2005 a septiembre de 2013.La variación experimentada entre marzo de 2013 y septiembre de 2013 es de un14,2 %.

511,74

508,44

517,17

501,34

481,49

485,40

486,00

497,09

505,63

491,93

480,99

474,97

475,36

480,57

477,13

472,67

472,34

472,48472,14

479,58

502,89

504,96

512,59

504,57

400

420

440

460

480

500

520

540

T i p o d e C a m b i o [ $ / U S D ]

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Gráfico Nº 3: Evolución Petróleo WTI.

2.3.2 Referencia de Precios del Carbón

Este insumo desde enero de 2010 se ha mantenido sobre 75 US$/Ton, tal comose aprecia en el gráfico siguiente, en el cual se muestran los precios para lascentrales a carbón relevantes del SING.

Gráfico Nº 4: Evolución Precios Carbón.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0130,0

140,0

150,0

U S $ / b b l

Perfil

Crudo

WTI

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

Precio Carbón (US$/Ton)

U12 NTO1 CTM1 CTTAR

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2.4.- Evolución Precios Libres

En la presente fijación, los precios de nudo no quedaron determinados por labanda de mercado, la cual es calculada en base a la información enviada a laComisión por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres.El precio de mercado, o centro de la banda señalada, experimentó una variaciónnominal en pesos de un -12,9 % respecto de su valor de mayo 2013. Acontinuación se entrega una descripción del promedio mensual de precios libres,el costo marginal del SING y el precio medio de mercado a partir de abril de 2007en adelante.

Gráfico Nº 5: Evolución Precios de Mercado.

0

50

100

150

200

250

300

350

30

50

70

90

110

130

150

170

190

C o s t o M a r g i n a l P r o m e d i o M e n s u a l ( C r u c e r o ) U S $ / M W h

P r e c i o M e d i o L i b r e y P r e c i o M e r c a d o U S $ / M W h

Precio Medio Libre US$/MWh

Precio Medio Mercado US$/MWh

CMg SING US$/MWh

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3.- PREVISIÓN DE DEMANDA

En el Cuadro Nº 1 se presenta la previsión de demanda para el SING.

CUADRO Nº 1: Previsión de Demanda.

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Año Sistema [GWh] Tasa Sis tema2013 15.660 4,8%2014 16.628 6,2%2015 17.944 7,9%2016 19.321 7,7%2017 20.446 5,8%2018 21.839 6,8%2019 23.183 6,2%2020 24.548 5,9%2021 25.972 5,8%2022 27.418 5,6%

2023 28.881 5,3%

Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, seencuentran contenidos en el informe “ESTUDIO DE PREVISIÓN DE DEMANDASDE ENERGÍA Y POTENCIA 2013-2023” del Sistema Interconectado del NorteGrande, fijación de precios de Nudo Octubre 2013, de la Comisión Nacional deEnergía, conforme los artículos 14 y 15 del Reglamento de Precio de Nudo.

La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la informacióncontenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 239, CNE N° 241 y CNE Nº 243,todas de fecha 20 de junio de 2013, por parte de las empresas generadoras y

distribuidoras del SING. Las bases de tiempo de las curvas de duración seentregan en CUADRO Nº2:

CUADRO N° 2: Curvas de Duración Mensual de Demanda.

CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDADuración Bloque (horas) Total

Mes Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3 Bloque 4 Bloque 5Abril 181 101 162 224 52 720Mayo 163 121 158 279 23 744Junio 60 139 139 335 47 720Julio 167 110 184 258 25 744Agosto 163 113 220 221 27 744Septiembre 41 191 163 275 50 720Octubre 168 105 236 186 49 744Noviembre 193 86 229 179 33 720Diciembre 194 108 209 196 37 744Enero 26 222 151 272 73 744Febrero 176 93 223 160 20 672Marzo 187 111 262 152 32 744

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4.- PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING

El presente Programa de Obra de Generación fue desarrollado tomando enconsideración los antecedentes y criterios indicados en el Informe Técnico Anual“Programa de Obras de Generación y Transmisión en el Sistema Interconectado

Central (SIC) y en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), de acuerdoa lo establecido en el artículo 38° del Reglamento de Precio de Nudo.

CUADRO Nº 3: Proyectos de Generación en Construcción y Recomendados.

Central EstadoPotencia

Neta[MW]

Tecnología Barra de conexiónFecha

puesta enservicio

Costo Unitariode Inversión

[US$/kW]Pozo Almonte Solar 2 En Construcción 7,5 Solar Fotovoltaico Pozo Almonte 066 oct-13 -La Portada (PMG) En Construcción 3 Diesel La Portada 110 oct-13 -Ampliación Central Estandartes En Construcción 1,6 Diesel Iquique 13,8 oct-13 -Valle de los Vientos En Construcción 90 Eólica Calama 110 oct-13 -Arica Solar 1 (Etapa I) En Construcción 18 Solar Fotovoltaico Parinacota 066 oct-13 -Ampliación La Huayca (PMGD) En Construcción 9 Solar Fotovoltaico Alimentador Pica 023 oct-13 -Quillagua I En Construcción 20 Solar Fotovoltaico Crucero-Lagunas 220 ene-14 -

Arica Solar 1 (Etapa II) En Construcción 22 Solar Fotovoltaico Parinacota 066 mar-14 -Pozo Almonte Solar 3 En Construcción 16 Solar Fotovoltaico Pozo Almonte 066 sep-14 -Quillagua II En Construcción 30 Solar Fotovoltaico Crucero-Lagunas 220 ene-15 -Cochrane U1 En Construcción 236 Carbón Encuentro 220 may-16 -Cochrane U2 En Construcción 236 Carbón Encuentro 220 oct-16 -Eólico SING I Recomendadas 50 Eólica Laberinto 220 ene-19 2.300Solar SING I Recomendadas 50 Solar Fotovoltaico Pozo Almonte 220 ene-19 2.700Eólico SING II Recomendadas 40 Eólica Crucero 220 ene-21 2.300Tarapacá I Recomendadas 250 Carbón Tarapaca 220 oct-21 2.500Geotérmica Irruputunco Recomendadas 40 Geotermia Collahuasi 220 sep-22 3.550Geotérmica Puchuldiza 01 Recomendadas 40 Geotermia Cerro Colorado 110 ene-23 3.550Mejillones I Recomendadas 250 Carbón Chacaya 220 ene-23 2.500

En el Anexo Nº 5 del presente informe se presentan las bases utilizadas para laelaboración del plan de obras presentado anteriormente.

5.- NIVEL DE PRECIOS

Todos los costos utilizados en los cálculos del presente informe, corresponden alos precios existentes a Septiembre de 2013, de acuerdo a lo establecido en elartículo 162, número siete, del DFL Nº 4/06.

La tasa de cambio utilizada corresponde al valor promedio del mes de Septiembrede 2013, del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el BancoCentral (504,57 [$/US$]).

6.- COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓNLos costos variables de cada unidad, presentados en el Cuadro Nº 4, se hanobtenido de acuerdo a lo establecido en el artículo 162 del DFL Nº 4/06, utilizandolos valores vigentes a Septiembre de 2013 para cada uno de ellos.

Para determinar los precios del carbón, de las mezclas carbón-petcoke, de loscombustibles líquidos y del gas natural, puesto en cada central, se consideró el

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valor informado por la Dirección de Operación del CDEC-SING según loestablecido en el artículo N° 19 del Reglamento de Precio de Nudo. En el AnexoNº1 se muestra un cuadro resumen de estos precios.

CUADRO Nº 4: Costos Variables de Operación .

El precio de combustible utilizado en la modelación considera la modulación descrita en el Anexo N°1 delpresente ITD, implementada en el archivo CenTerEtaCVar.csv de la base de datos de los archivos OSE 2000.

Propietario Central Unidad

Potencia

Neta

[MW]

Puesta

en

Servicio

Tasa de

salida

forzada

(%)

Tipo de Combustible Porcentaje

de Mezcla

Unidades

de

Consumo

Específico

Consumo

Específico

Unidades

Costo de

Combustible

Costo de

Combustible

C. Var. no

Comb.

[US$/MWh]

C. Var.

[US$/MWh]

EECSA CAVANCHA CAVA 2,6 1995 2,5% Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

ENERNUEVAS MINIHIDRO ALTO HOSPICIO (PMGD) MHAH 1,1 2010 2,5% Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

MINIHIDRO EL TORO Nº2 (PMGD) MHT 2 1,1 2010 2,5% Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

E‐CL CHAPIQUIÑA CHAP 10,1 1967 2,5% Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

DIESEL ARICA GMAR 8,4 1973 4,2% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,2948 [ US$/m3] 900,4 9 9,20 274, 68

M1AR 2,9 1953 2,8% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3016 [ US$/m3] 900,4 9 9,20 280, 83

M2AR 2,8 1965 10,8% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3007 [ US$/m3] 900,4 9 9,20 279, 98

DIESEL IQUIQUE MIIQ 2,8 1964 2,1% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3015 [ US$/m3] 888,0 2 9,90 277, 67

SUIQ 4,1 1957 3,0% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3260 [ US$/m3] 888,0 2 9,90 299, 40

TGIQ 23,6 1978 4,0% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3807 [ US$/m3] 888,0 2 1,70 339, 78

MAIQ 5,6 1972 7,1% Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 24% ‐ 7 6% t on/ MWh 0 ,2 570 [ US $/ to n] 7 66 ,4 9 7 ,9 0 2 04 ,8 9

MSIQ 5,9 1985 7,8% Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 23% ‐ 7 7% t on/ MWh 0 ,2 276 [ US $/ to n] 7 62 ,7 3 4 ,7 0 1 78 ,3 0

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 1995 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,4350 [ US$/ton] 77, 62 2,08 35,84

CTM2 164,0 1998 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,4154 [ US$/ton] 77, 62 2,56 34,81

CTM3 GNL 243,2 2000 2,3% Gas Natural ‐ MB tu/ MW h 7 ,1 080 [ US$ /Mbt u] 7 ,7 0 4 ,6 5 5 9, 35

CTM3d 243,2 2000 2,3% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,2482 [ US$/m3] 894,8 1 7,21 229, 33

DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 2000 7,0% Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 6% ‐ 9 4% t on/ MWh 0 ,2 368 [ US $/ to n] 7 10 ,6 4 9 ,0 0 1 77, 28

TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79,6 1983 6,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,5113 [ US$/ton] 79, 39 2,97 43,56

U13 79,8 1985 6,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,4887 [ US$/ton] 79, 39 2,97 41,77

U14 127,7 1975 6,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,4510 [ US$/ton] 79, 39 2,00 37,80

U15 124,1 1975 6,0% Carbón ‐

ton/MWh 0,4343 [ US$/ton] 79, 39 2,00 36,48TG1 24,6 1970 2,0% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3980 [ US$/m3] 890,8 2 0,99 355, 54

TG2 24,8 1970 2,0% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3980 [ US$/m3] 890,8 2 0,99 355, 54

U10 36,0 1993 6,0% Fuel Oil Nro. 6 ‐ t on/ MWh 0, 29 72 [ US $/ to n] 6 79 ,9 2 1 ,1 9 2 03, 29

U11 36,0 2001 6,0% Fuel Oil Nro. 6 ‐ t on/ MWh 0, 29 72 [ US $/ to n] 6 79 ,9 2 1 ,1 9 2 03 ,29

TG3 GNL 37,2 1993 3,0% Gas Natural ‐ M Btu/ MW h 1 2, 37 81 [U S$ /Mbt u] 7 ,7 0 0 ,9 9 9 6, 25

TG3d 37,2 1975 3,0% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3140 [ US$/m3] 890,8 2 0,99 280, 71

U16 GNL 343,0 1990 3,0% Gas Natural ‐ MB tu/ MW h 6 ,7 020 [ US$ /Mbt u] 7 ,7 0 6 ,3 7 5 7, 95

U16d 343,0 1990 3,0% Diesel ‐ m3 /MW h 0, 19 50 [ US $/ m3 ] 8 90 ,8 2 8 5, 35 2 59, 06

TAMAYA 100,0 2009 5,0% Fuel Oil Nro. 6 ‐ t on/ MWh 0 ,2 249 [ US $/ to n] 6 87 ,3 5 1 2, 66 1 67 ,2 6

AND INA C ENTRAL TÉRMICA ANDINA CTA 152,6 2011 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,3971 [ US$/ton] 81, 72 5,91 38,36

H OR NIT OS C ENT RAL TÉRMICA HORNITOS CTH 153,9 2011 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,3863 [ US$/ton] 91, 71 5,74 41,17

NORGENER T ERMOE LÉ CT RICA NORGENER NTO1 127,4 1995 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,4008 [ US$/ton] 77, 80 1,66 32,84

NTO2 131,9 1997 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0,3970 [ US$/ton] 77, 80 1,63 32,52

C EL TA T ER MO EL ÉC TR IC A TARAPACÁ CTTAR 148,5 1998 4,1% Carbón ‐ ton/MWh 0,4460 [ US$/ton] 81, 48 1,40 37,74

TGTAR 23,7 2000 1,5% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3929 [ US$/m3] 876,5 0 0,41 344, 82

ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0,7 1996 5,0% Diesel ‐ m3 /MW h 0, 35 29 [ US$/ m3 ] 8 97 ,3 3 1 4, 00 3 30, 71

DEUTZ 2,0 1996 5,0% Diesel ‐ m3 /MW h 0, 38 82 [ US$/ m3 ] 8 97 ,3 3 1 5, 00 3 63, 38

GAS ATACAMA ATACAMA CC1 GNL 325,6 1999 2,3% Gas Natural ‐ M Btu/ MW h 7 ,5 029 [ US$ /Mbt u] 1 0, 23 4 ,3 9 8 1, 14

CC1d 325,5 1999 2,3% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,2152 [ US$/m3] 901,5 3 7,83 201, 84

CC2 GNL 325,6 2002 2,3% Gas Natural ‐ M Btu/ MW h 7 ,5 029 [ US$ /Mbt u] 1 0, 23 4 ,3 9 8 1, 14

CC2d 325,5 2002 0,5% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,2152 [ US$/m3] 901,5 3 7,83 201, 84

AES GENER SALTA CC SALTA 223 2000 2,5% Gas Natural ‐ M Btu/MWh 0,0000 [ US$ /Mbtu] 2,00 0,35 0, 35

CC SALTA 109 2000 2,5% Gas Natural ‐ M Btu/MWh 0,0000 [ US$ /Mbtu] 2,00 0,54 0, 54

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOS I 244 2011 5,0% Carbón ‐ ton/MWh 0, 4190 [ US$/ton] 93, 59 5,63 44,84

ANGAMOS II 244 2011 5,0% Carbón

‐ ton/MWh 0, 4190 [ US$/ton] 93, 59 4,22 43,43

INACAL INACAL INACAL 6,6 2009 2,5% Fuel Oil Nro. 6 ‐ t on/ MWh 0, 23 12 [ US $/ to n] 6 52 ,1 1 1 ,9 7 1 52 ,77

ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0,9 2006 2,5% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3376 [ US$/m3] 919,0 7 5,00 315, 32

ZOFRI_2 5,2 2006 2,5% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,3376 [ US$/m3] 919,0 7 2,00 312, 32

ZOFRI_3 4,8 2009 2,5% Diesel ‐ m3 /MW h 0, 26 47 [ US $/ m3 ] 9 19 ,0 7 2 3, 03 2 66, 31

NORACID NORACID NORACID 17 2012 2,5% Calor residual de proceso productivo ‐ ‐ 0,0000 ‐ 0,00 0,00 0,00

ON GROUP INGENOVA Ingenova 2,4 2013 7,3% Diesel ‐ m3/MWh 0 ,2276 [ US$/m3] 762,7 3 4,70 178, 30

E‐CL El Águila El Águila* 2,0 oct‐13 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

PLAN DE OBRAS P LAN DE OBRAS EN C ONSTR UC CIÓ N Es ta ndartes 1, 6 oc t‐13 3,5% Diesel ‐ m3 /MW h 0, 33 64 [ US $/ m3 ] 9 00 ,4 5 1 0, 62 3 13, 53

Portada 3,0 oct‐13 7,3% Diesel ‐ t on/ MWh 0, 22 76 [ US $/ to n] 7 62 ,7 3 4 ,7 0 1 78 ,30

Pozo Almonte 2 7,5 oct‐13 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Valle de los Vientos 90,0 o ct‐13 70,0% Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 7,70 7,70

Arica Solar 1 18,0 oct‐13 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

La Huayca 9,0 oct‐13 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Quillagua I 20,0 ene‐14 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Arica Solar 2 22,0 mar‐14 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Pozo Almonte 3 16,0 sep‐14 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Quillagua II 30,0 ene‐15 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Cochrane U1 236,0 may‐16 5,0% Carbón ‐ t on/MWh 0, 4250 US$/ton 103,35 6,00 49,92

Cochrane U2 236,0 oct‐16 5,0% Carbón ‐ t on/MWh 0, 4250 US$/ton 103,35 6,00 49,92

PLAN DE OBRAS RECOMENDADAS Eólico SING I 50 ene‐19 70,0% Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 7,70 7,70

Solar SING I 50 ene‐19 70,0% Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 6,00 6,00

Eólico SING II 40 ene‐21 70,0% Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 7,70 7,70

Tarapacá I 250 oct‐21 5,0% Carbón ‐ t on/MWh 0, 3965 US$/ton 103,35 6,00 46,98

Geotérmica I rruput unc o 4 0 s ep‐22 4,3% Geotérmica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00 2,00 2,00

Geotérmica Puchuldiza

01 40 ene

‐23 4,3% Geotérmica

‐ ‐ 1,0000

‐ 0,00 2,00 2,00

Mejillones I 250 ene‐23 5,0% Carbón ‐ t on/MWh 0, 3965 US$/ton 103,35 6,00 46,98

(*) Proyecto en pruebas para ingreso en operación al sistema

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7.- COSTO DE RACIONAMIENTO

En base al Estudio “Costo de Falla de Corta y Larga Duración SIC, SING y SSMM”remitido a los CDEC con carta CNE N° 324 de fecha 3 de Agosto de 2012 para sudistribución entre las empresas integrantes, los diferentes valores utilizados según

los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de fallade larga duración estipulado en el artículo Nº 30 del Reglamento de Precio deNudo, son los siguientes:

CUADRO N° 5: Costo de Falla según profundidad de la misma.

Profundidad de Falla US$/MWh

0-5% 427,55

5-10% 483,67

10-20% 738,11

Sobre 20% 955,95

Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 6.

Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 427,55[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 fallaesperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo deprecio de nudo.

Este valor único representa el costo por kilowatthora (215,73 $/kWh), en queincurrirían en promedio, los usuarios al no disponer de energía.

8.- TASA DE ACTUALIZACIÓN

Se utilizó la tasa de 10% que estipula el artículo N° 35 del Reglamento de Preciode Nudo.

9.- CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOS OBTENIDOS

Para determinar los costos marginales de energía se hizo un llenado de la curvamonótona de carga utilizando el modelo multinodal OSE2000, el cual permite unacompleta modelación del sistema, en donde cada uno de los componentes serepresenta con la profundidad requerida, manteniendo un nivel de detalle acordeentre las diferentes partes de la modelación.

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Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en suscostos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener lafrecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentaciónvigente requiere de una operación coordinada de las unidades de generación,destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este

efecto se incorporó en la modelación una reducción de 8,5 % de la potencia de lascentrales generadoras del SING que no han sido limitadas por restriccionesoperacionales.

De igual forma, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos decompensación. Sin embargo, los costos implícitos en el plan de obras no permitena priori suponer que se pueda prescindir de una operación coordinada, con objetode mantener los rangos de tensión en los límites aceptados. Así, la regulación detensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generacióndestinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales. Para esteefecto se incorporó en la modelación descrita anteriormente la operación forzadade una unidad de 4 MW ubicada en la ciudad de Arica considerando un costo decombustible para esta unidad de 900,49 [US$/m3]. Se determinó el costo con laoperación forzada del sistema y además se identificó el costo de la operación de launidad forzada, incorporándolo como un coeficiente de sobrecosto por el que seponderó los costos marginales de energía obtenidos de la simulación, lo quepermite recuperar la diferencia de costos de operación en el mismo periodo decálculo de precios de nudo. El perfil de costos marginales mostrados en el cuerpode este informe considera este efecto. Dicho coeficiente es:

Frv=1,0054

La utilización de este modelo permite la representación detallada del sistema detransmisión del SING, además de la incorporación de la totalidad de las unidadesgeneradoras existentes y futuras.

9.1.- Precio Básico de la Energía

El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Crucero 220 kV apartir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, seconsideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en estabarra como en las barras de consumo asociadas a esta. En el ANEXO Nº 2 semuestra el cálculo del precio básico de la energía.

De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SING,contados a partir del 1º de Octubre de 2013, el precio básico se determina como:

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Precio Básico Energía Nudo Referencia=

48

1)1(

,

48

1)1(

,,

)1(

)1(

ii

i Nref

ii

i Nref i Nref

r

E

r

E CMg

Donde:Nref : Nudo Troncal definido como Subestación Básica de Energía para

el Precio de Nudo Básico de la Energía, Crucero 220 kV.CMgNref,i : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestación Básica de

Energía.ENref,i : Energía Mensual en el mes i asociada a la Subestación Básica de

Energía.i : mes i-ésimo.r : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual.

El Precio Básico de la Energía es de 35,920 [$/kWh] para el Nudo Básico dereferencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recogeexigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lorelativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales sedescriben en ANEXO Nº 3.

En el ANEXO Nº 4 se entrega la información necesaria para determinar los preciosde nudo en las barras troncales del sistema.

9.2.- Precio Básico de la Potencia de Punta

El Precio Básico de la Potencia de Punta se obtuvo a partir del costo de ampliar lacapacidad instalada mediante turbinas a diesel de tamaño y característicasadecuadas al SING. Conforme a lo establecido en el artículo 162º, Nº 3 DFLNº4/2006, el precio básico de la potencia de punta resulta igual a 4.513,43[$/kW/mes] en el nudo Lagunas 220 kV, por ser el nudo del sistema deTransmisión Troncal en donde se necesita incrementar la capacidad de generaciónpara el horizonte de evaluación pertinente, de acuerdo a los cálculos que sedetallan en el ANEXO Nº 2.

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9.3.- Precios de Energía y Potencia Resto del SING

9.3.1 Precios de Energía en el Resto del SING

Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema detransmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 9.1, loscuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que sedescriben en el ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO.

Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los preciosdeterminados en el resto de las subestaciones principales del SING respecto delnudo de referencia Crucero 220 kV. La determinación de los precios mencionadosentre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistemade transmisión así como también los costos de operación del sistema.

9.3.2 Precios de Potenc ia en el Resto del SING

Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SING se determinaronaplicando Factores de Penalización al Precio Básico de la Potencia señalado en elpunto 9.2.

Estos Factores se obtienen de referir al nudo de referencia, los precios para elbloque de mayor demanda obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 9.1, paracada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias decalidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3.

Finalmente, los factores de penalización y los precios básicos, tanto de energía

como de potencia de punta, se presentan en el Cuadro Nº 6.

CUADRO Nº 6: Factores de Penalización y Precios Básicos*.

NUDOFactor de

PenalizaciónFactor de

PenalizaciónPrecio Básicode la Energía

Precio Básico mensualde la Potencia de Punta

de la Energía de la Potencia ($/kWh) ($/kW-mes)TARAPACÁ 1,0454 1,0012 37,551 4.518,85LAGUNAS 1,0438 1,0000 37,493 4.513,43

CRUCERO 1,0000 0,9436 35,920 4.258,87

ENCUENTRO 1,0588 1,0182 38,032 4.595,57

ATACAMA 1,0280 0,9848 36,926 4.444,83

*: Subestaciones troncales conforme al Artículo 14 transitorio del DFL Nº 4/06.

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10.- FÓRMULAS DE INDEXACIÓN PARA LOS PRECIOS DE NUDO

10.1.- Precio de la Potencia Punta4

0000

0 321$ IPC

IPC Coef PPI

PPI Coef PPIturb

PPIturbCoef Dol

DolPbmeskW Pb

iiii

CentralPotencia Pb0 PPIturb PPI IPC

[MW] [$/kW/mes] COEF 1 COEF 2 COEF 3

Lagunas 70 4.513,43 0,44768 0,10047 0,45185

En que:

Pb: Precio básico de la potencia actualizado en $/kW/mes.

Pb0: Precio base del precio básico de la potencia en $/kW/mes.

Doli: Dólar observado EEUU promedio publicado por el Banco Centralcorrespondiente al mes anterior a cual se aplique la indexación.

Dol0: Dólar observado EEUU promedio correspondiente al mes deseptiembre 2013 (504,57 [$/US$]), utilizado en la fijación tarifariavigente publicado por el Banco Central.

PPIturbi: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine GeneratorSet Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics(www.bls.gov, PCU333611333611) correspondiente al sexto mesanterior al cual se aplique la indexación.

PPIturb0: Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine GeneratorSet Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics(www.bls.gov, PCU333611333611) correspondiente al mes de abrilde 2013 (213,60).

PPIi: Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of

Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente alsexto mes anterior al cual se aplique la indexación.

4 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de lapotencia, han sido determinados considerando el Estudio “DETERMINACIÓN DE LOS COSTOSDE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA, EN SISTEMASSIC, SING Y SSMM” del 2012. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Reglamentode Precio de Nudo, específicamente en su artículo 49°.

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PPI0: Producer Price Index- Commoditie publicados por el Bureau of

Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente almes de abril de 2013 (203,50).

IPCi: Índice de precio al consumidor publicados por el INE para elsegundo mes anterior al cual se aplique la indexación.

IPC0: Índice de precio al consumidor publicado por el INEcorrespondiente al mes de agosto de 2013 (110,06). IPCdeterminado, en conformidad a lo estipulado el Decreto SupremoN° 322 de 2010 del Ministerio de Economía Fomento yReconstrucción.

10.2.- Precio de la Energía

El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones queexperimente el precio medio de mercado de acuerdo a la siguiente expresión:

Precio Energía = Precio Base ·

O

i

PMM

PMM

Donde:

PMMi: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los

contratos informados por las empresas generadoras a la Comisióncorrespondientes a la ventana de cuatro meses que finaliza el tercermes anterior a la fecha de publicación de este precio.

PMM0: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de loscontratos informados por las empresas generadoras a la Comisióncorrespondientes a la ventana de cuatro meses que incluye los mesesde mayo de 2013 a agosto de 2013 (49,351 $/kWh).

A más tardar el primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio dedominio electrónico el valor del PMMi respectivo para efectos de la aplicación de lafórmula anterior.

Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante elÍndice de Precios al Consumidor (IPC) al mes anterior al cual se realice laaplicación de la fórmula de indexación de la energía.

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11.- CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA

Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2013 varían en un0,78% respecto de la fijación de Abril de 2013, cifra que corresponde a un 0,84%por la variación del tipo de cambio entre Marzo de 2013 y Septiembre de 2013, y a

un -0,06% por la variación real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica(IPM USA) en seis meses (Enero 2013 - Julio 2013).

Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el Cuadro Nº 7 y seaplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora deservicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadorao de otra empresa distribuidora de servicio público horariamente de acuerdo alsiguiente procedimiento:

1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva.2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y energía activa.

3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto decompra aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en elcuadro Nº 7 para cada una de las horas del período comprendido entre las08:00 y 24:00 hrs.

4. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horascorrespondientes a los días domingos o festivos.

El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el Cuadro Nº 7 serádetallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

La aplicación de los cargos se deberá realizar considerando el desglose del

cuociente entre la energía reactiva inductiva y energía activa para cada uno de lostramos indicados. Así en caso de que dicho cuociente exceda el rango exento depago comprendido entre 0% y 20% sólo se deberá aplicar el cargo al exceso porsobre el 20%. Dicho exceso deberá dividirse en cada uno de los rangos indicadosen el Cuadro Nº 7 pagando el valor del rango respectivo hasta alcanzar el valortotal del cuociente.

En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyaninyecciones o consumos de energía activa o reactiva distintos a los reconocidospor la empresa distribuidora consumidora la Dirección de Peajes del Centro deDespacho Económico de Carga (CDEC) respectivo deberá realizar un balancehorario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual sedeben aplicar los cargos presentados en el Cuadro Nº 7 según corresponda.

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CUADRO Nº 7: Cargos por Energía Reactiva Inductiva según Nivel de Tensiónde Punto de Compra.

Cuociente(%)

Cargo para tensiónsuperior a 100 kV

$/kVArh

Cargo para tensiónentre 100 kV y 30 kV

$/kVArh

Cargo para tensióninferior a 30 kV

$/kVArh

Desde 0 y hasta 20 0,000 0,000 0,000Sobre 20 y hasta 30 5,212 0,000 0,000Sobre 30 y hasta 40 9,385 9,385 0,000Sobre 40 y hasta 50 9,385 9,385 9,385Sobre 50 y hasta 80 12,507 12,507 12,507

Sobre 80 15,627 15,627 15,627

12.- AJUSTE DE PRECIOS DE NUDO

El artículo 166° del DFL Nº4/06 establece que los precios de nudo definitivos deenergía y potencia que la Comisión determine, deberán ser tales que el PrecioMedio Teórico se encuentre dentro de la Banda de Precios de Mercado señaladaen su artículo 168°.

El presente informe entrega la metodología y los cálculos para la determinación delos precios de nudo definitivos, a partir de los precios de mercado y teóricos, deacuerdo a lo establecido en el artículo 167° y siguientes del DFL Nº4/06.

Asimismo se contiene en el presente informe, el valor máximo de las ofertas delicitación para abastecer consumos regulados, cuando proceda, según loestablecido en el artículo 135° del DFL Nº4/06.

12.1.- Determinación de la Banda de Precios de Mercado y Comparación delPrecio Medio Teórico con Precios de Mercado.

12.1.1 Determinación del Precio Medio Básico

Conforme a lo establecido en el inciso primero del artículo 168° del DFL Nº4/06, elPrecio Medio Básico del SING resulta ser:

Cuadro Nº 8: Determinación Precio Medio Básico5.

Precios Medio Básico SING ($/kWh)Precio Básico Energía [$/kWh] 35,920

Precio Básico Potencia [$/kW/mes] 4.258,87

Precio Medio Básico [$/kWh] 42,626

5 Precios Básicos en nudo Crucero 220 kV.Factor de carga Sistema utilizado: 0,87.

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12.1.2 Determinación de Banda de Precios de Mercado

Según lo establecido en los numerales 2, 3 y 4, del artículo 168° del DFL Nº4/06,para la determinación de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debedeterminar la diferencia porcentual (PMB/PMM%) entre el Precio Medio Básico,calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinadoen conformidad a lo establecido en artículo 167° del DFL Nº4/06. Estacomparación se muestra en el cuadro Nº 9.

Cuadro Nº 9: Comparación Precio Medio Básico - Precio Medio de Mercado.

Precio Medio Básico/Mercado SING ($/kWh)

Precio Medio Básico [$/kWh] 42,626

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 49,351

PMB / PMM (%) -13,6%

El procedimiento de determinación de la BPM se describe a continuación:

%/80% si; %30

%80%/30 si; %2%/5

2

%30%/ si; %5

PMM PMB

PMM PMBPMM PMB

PMM PMB

BPM

De la aplicación del procedimiento descrito anteriormente, el límite inferior de laBPM para la presente fijación resulta igual a 5%.

12.1.3 Comparación del precio medio teórico con precio medio de mercado

En conformidad al procedimiento estipulado en el artículo 167° del DFL Nº4/06, ladiferencia porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Teóricoresulta ser igual a:

Cuadro Nº 10: Comparación Precio Medio Teórico – Precio Medio de Mercado.

Precio Medio Teórico/Mercado SING ($/kWh)

Precio Medio Teórico [$/kWh] 50,664

Precio Medio de Mercado [$/kWh] 49,351

Diferencia (%) 2,66%

Dicha diferencia porcentual está dentro de los límites establecidos para la BPMcalculado en el punto anterior. Por lo tanto, según lo señalado en el artículo 168ºdel DFL Nº4/2006, no procede un ajuste a los precios de nudo de energía.

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Cuadro Nº 11: Factores de Penalización y Precios de Nudo, Ajustados a Bandade Precios de Mercado (*)

NUDOFactor de

PenalizaciónFactor de

PenalizaciónPrecio Básicode la Energía

Precio Básico mensualde la Potencia de Punta

de la Energía de la Potencia ($/kWh) ($/kW-mes)

TARAPACÁ 1,0454 1,0012 37,551 4.518,85LAGUNAS 1,0438 1,0000 37,493 4.513,43

CRUCERO 1,0000 0,9436 35,920 4.258,87

ENCUENTRO 1,0588 1,0182 38,032 4.595,57

ATACAMA 1,0280 0,9848 36,926 4.444,83

*: Subestaciones troncales conforme al Artículo 14° transitorio del DFL Nº 4/06.

12.2.- Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados

De acuerdo a lo establecido en el artículo 135° el DFL Nº4/06, en cada licitación,el valor máximo de las ofertas será el equivalente al límite superior de la BPMaumentado en un 20%.

El valor así determinado, esto es, el precio medio máximo de las ofertas delicitación para consumos regulados, resulta ser igual a 123,238 [US$/MWh], queconsidera un precio de potencia de 8,9451 [US$/kW/mes] y un precio máximo deenergía para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SING, igual a 109,153 [US$/MWh].

13.- CARGO ÚNICO TRONCAL (CU)

En la fijación de Precios de Nudo de Abril de 2013 se estableció que el CargoÚnico Troncal aplicable a los usuarios sometidos a regulación de precioscorresponde a 0,255 $/kWh. En esta oportunidad, dado el saldo negativo de ladeuda, no se establece Cargo Único Troncal para el segmento de usuarios que seseñala en la LGSE, en su artículo 102°, letra a), párrafo segundo. El cálculo yrevisión de este cargo corresponde realizarlo en la próxima fijación de Precios deNudo.

Cuadro Nº 12: Cargo Único Troncal.

CU2 [$/kWh] CU30 [$/kWh]CU 0,255 -

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14.- ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Los precios del carbón y de las mezclas de carbón-petcoke de los combustibleslíquidos y del diesel en las distintas centrales se determinaron de acuerdo a losvalores informados por la Dirección de Operación del CDEC, según lo establecido

en el artículo Nº 19 del Reglamento de Precio de Nudo.CUADRO Nº 13: Precio de Combustibles en Centrales.

Propietario Central Unidad

Potencia

Neta

[MW]

Tipo de Combustible Porcentaje

de Mezcla

Unidades de

Consumo

Específico

Consumo

Específico

Unidades

Costo de

Combustible

Costo de

Combustible

EECSA CAVANCHA CAVA 2,6 Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

ENERNUEVAS MINIHIDRO ALTO HOSPICIO (PMGD) MHAH 1,1 Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

MINIHIDRO EL TORO Nº2 ( PMG D) MH T2 1,1 Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

E‐CL CHAPIQUIÑA CHAP 10,1 Hidro ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

DIESEL ARICA GMAR 8,4 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 294 8 [ US$/m3] 9 00 ,49

M1AR 2,9 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 301 6 [ US$/m3] 9 00 ,49

M2AR 2,8 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 300 7 [ US$/m3] 9 00 ,49

DIESEL IQUIQUE MIIQ 2,8 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 301 5 [ US$/m3] 8 88 ,02

SUIQ 4,1 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 326 0 [ US$/m3] 8 88 ,02

TGIQ 23,6 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 380 7 [ US$/m3] 8 88 ,02

MAIQ 5,6 Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 24% ‐ 76 % ton/MWh 0, 257 0 [ US$/ton] 7 66 ,49

MSIQ 5,9 Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 23% ‐ 77 % ton/MWh 0, 227 6 [ US$/ton] 7 62 ,73

TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 Carbón ‐ ton/MWh 0, 435 0 [ US$/ton] 7 7,6 2

CTM2 164,0 Carbón ‐ ton/MWh 0, 415 4 [ US$/ton] 7 7,6 2

CTM3 GNL 243,2 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 7,1080 [ US$/ Mb tu ] 7 ,70

CTM3d 243,2 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 248 2 [ US$/m3] 8 94 ,81

DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 Diesel ‐ Fuel Oil Nro. 6 6% ‐ 94% ton/MWh 0,2368 [US$/ton] 710,64

TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79,6 Carbón ‐ ton/MWh 0, 511 3 [ US$/ton] 7 9,3 9

U13 79,8 Carbón ‐ ton/MWh 0, 488 7 [ US$/ton] 7 9,3 9



TG1 24,6 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 398 0 [ US$/m3] 8 90 ,82

TG2 24,8 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 398 0 [ US$/m3] 8 90 ,82

U10 36,0 Fuel Oil Nro. 6 ‐ ton/MWh 0, 297 2 [ US$/ton] 6 79 ,92

U11 36,0 Fuel Oil Nro. 6 ‐ ton/MWh 0, 297 2 [ US$/ton] 6 79 ,92

TG3 GNL 37,2 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 12,3781 [ US$/ Mb tu ] 7 ,70

TG3d 37,2 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 314 0 [ US$/m3] 8 90 ,82

U16 GNL 343,0 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 6,7020 [ US$/ Mb tu ] 7 ,70

U16d 343,0 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 195 0 [ US$/m3] 8 90 ,82

TAMAYA 100,0 Fuel Oil Nro. 6 ‐ ton/MWh 0, 224 9 [ US$/ton] 6 87 ,35

ANDINA C ENTRAL TÉRMICA ANDINA CTA 152,6 Carbón ‐ ton/MWh 0, 397 1 [ US$/ton] 8 1,7 2

H OR NI TO S CEN TR AL TÉRMICA HORNITOS CTH 153,9 Carbón ‐ ton/MWh 0, 386 3 [ US$/ton] 9 1,7 1

NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127,4 Carbón ‐ ton/MWh 0, 400 8 [ US$/ton] 7 7,8 0

NTO2 131,9 Carbón ‐ ton/MWh 0, 397 0 [ US$/ton] 7 7,8 0

C EL TA T ER MO EL ÉC TR IC A TARAPACÁ CTTAR 148,5 Carbón ‐ ton/MWh 0, 446 0 [ US$/ton] 8 1,4 8

TGTAR 23,7 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 392 9 [ US$/m3] 8 76 ,50

ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0,7 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 352 9 [ US$/m3] 8 97 ,33

DEUTZ 2,0 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 388 2 [ US$/m3] 8 97 ,33

GAS ATACAMA ATACAMA CC1 GNL 325,6 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 7,5029 [ US$/ Mb tu ] 10,23

CC1d 325,5 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 215 2 [ US$/m3] 9 01 ,53

CC2 GNL 325,6 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 7,5029 [ US$/ Mb tu ] 10,23

CC2d 325,5 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 215 2 [ US$/m3] 9 01 ,53

AES GENER SALTA CC SALTA 223 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 0,0000 [ US$/ Mb tu ] 2 ,00

CC SALTA 109 Gas Natural ‐ MB tu/ MWh 0,0000 [ US$/ Mb tu ] 2 ,00

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOS I 244 Carbón ‐ ton/MWh 0, 419 0 [ US$/ton] 9 3,5 9

ANGAMOS II 244 Carbón ‐ ton/MWh 0, 419 0 [ US$/ton] 9 3,5 9

INACAL INACAL INACAL 6,6 Fuel Oil Nro. 6 ‐ ton/MWh 0, 231 2 [ US$/ton] 6 52 ,11

ENOR DIESEL ZOFRI ZOFRI_1 0,9 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 337 6 [ US$/m3] 9 19 ,07

ZOFRI_2 5,2 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 337 6 [ US$/m3] 9 19 ,07

ZOFRI_3 4,8 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 264 7 [ US$/m3] 9 19 ,07

NORACID NORACID NORACID 17 alor residual de proceso productivo ‐ ‐ 0,0000 ‐ 0,00

ON GROUP INGENOVA Ingenova 2,4 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 227 6 [ US$/m3] 7 62 ,73

E‐CL El Águila El Águila* 2,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

PLAN DE OBRAS PLAN DE OBRAS EN CONSTRUCCIÓN Estandartes 1,6 Diesel ‐ m3 /MWh 0, 336 4 [ US$/m3] 9 00 ,45

Portada 3,0 Diesel ‐ ton/MWh 0, 227 6 [ US$/ton] 7 62 ,73

Pozo Almonte 2 7,5 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Valle de los Vientos 90,0 Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Arica Solar 1 18,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

La Huayca 9,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Quillagua I 20,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Arica

Solar

2 22,0 Solar ‐ ‐

1,0000 ‐

0,00Pozo Almonte 3 16,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Quillagua II 30,0 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Cochrane U1 236,0 Carbón ‐ ton/MWh 0,4250 US$/ton 103,35

Cochrane U2 236,0 Carbón ‐ ton/MWh 0,4250 US$/ton 103,35

PLAN DE OBRAS RECOMENDADAS Eólico SING I 50 Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Solar SING I 50 Solar ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Eólico SING II 40 Eólica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Tarapacá I 250 Carbón ‐ ton/MWh 0,3965 US$/ton 103,35

Geotérmica Irruputunco 40 Geotérmica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Geotérmica Puchuldiza 01 40 Geotérmica ‐ ‐ 1,0000 ‐ 0,00

Mejillones I 250 Carbón ‐ ton/MWh 0,3965 US$/ton 103,35

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Los precios contenidos en el cuadro anterior se modelaron para el horizonte deestudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones6 del Cuadro Nº 14,Cuadro Nº 15 y Nº 16.

Para aquellas centrales que utilizan como combustibles el carbón, la mezcla

carbón-petcoke y el GNL, los precios contenidos en el cuadro anterior semodelaron hasta diciembre de 2017 a través de los factores de modulaciónobtenidos de las proyecciones del Cuadro Nº 14 y Cuadro Nº 15 respectivamente.A contar de enero de 2018 se utilizan los precios de la proyección elaborada por laCNE. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel la modulación deprecios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI del CuadroN° 16.

CUADRO Nº 14: Proyección Precio de Carbón Térmico7.

Carbón Térmico

AñoPrecio

US$/TonFactor de

Modulación

2013 103,35 1,00002014 103,88 1,00512015 103,88 1,00512016 105,12 1,01712017 106,25 1,02812018 106,52 1,03072019 107,05 1,03582020 107,69 1,04202021 108,37 1,04862022 109,12 1,05582023 110,34 1,0676

CUADRO Nº 15: Proyección Precio de Gas Natural Licuado8.

GNL

AñoPrecio

[US$/MBtu]Factor de

Modulación2013 10,23 1,00002014 10,06 0,98342015 10,05 0,98242016 10,66 1,04202017 10,84 1,05962018 9,70 0,94822019 9,81 0,95892020 9,92 0,9697

6 Todas las series de datos base utilizadas, provienen del “Annual Energy Outlook 2013” utilizando PPI aagosto de 2013.7 Estimación CNE 2013-2015 en base a la proyección de precios de largo (EAO 2013) proporcionada por elportal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Flete Handymaxpromedio en dicho cálculo y en el actual cálculo corresponde a 16,26 US$/ton. Precio de Paridad se consideraen Ventanas.8 Estimación CNE en base a la proyección de precios de largo plazo (EAO 2013) proporcionada por el portalweb US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Para el periodo 2013-2017 elprecio se calcula como 125% HH más 5,5 US$/MMBTU. Para el periodo 2018-2023 el precio se calcula como115% HH más 4,5 US$/MMBTU. En ambos casos se considera un arancel de importación de 6%.

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GNL

AñoPrecio

[US$/MBtu]Factor de

Modulación2021 10,08 0,98532022 10,35 1,01172023 10,60 1,0362

CUADRO Nº 16: Proyección Precio de Crudo WTI9.

Crudo WTI

AñoDiesel Paridad

[US$/bbl]Factor de

Modulación2013 89,78 1,00002014 90,29 1,00572015 90,19 1,00462016 93,39 1,04022017 98,24 1,09422018 100,92 1,12412019 103,54 1,15332020 105,91 1,17972021 108,22 1,20542022 110,58 1,23172023 112,99 1,2585

Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras se utilizó precios decombustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulacióncorrespondiente.

15.- ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE

PUNTA15.1.- Precio Básico de Energía

Sobre la base de las características de las unidades y las curvas de carga delsistema eléctrico se calcularon los costos marginales para los diferentes añoscalendario de operación analizados en el sistema eléctrico en el nudo Crucero 220kV.

Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada año calendario secalculó el costo marginal promedio ponderado actualizado en el período de 48meses a partir de Octubre de 2013 en el nudo Crucero 220 kV.

El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes entre los meses deoctubre de 2013 y septiembre de 2017, y el valor del costo marginal actualizado.

9 Estimación CNE en base a la proyección de precios de largo plazo (EAO 2013) proporcionada por el portalweb US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov).

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CUADRO Nº 17: Costos Marginales y Precio de Nudo de Energía Crucero 220 kV.

Año MesCosto Marginal

Equivalente[US$/MWh]

Demanda Asociada

[GWh]

TasaDescuento

2013 Octubre 63,2 795,64 1,0000

2013 Noviembre 62,6 774,88 0,99192013 Diciembre 61,9 815,84 0,98422014 Enero 60,3 805,81 0,97632014 Febrero 61,6 720,64 0,96842014 Marzo 62,2 819,08 0,96132014 Abril 62,4 799,39 0,95362014 Mayo 61,0 822,89 0,94622014 Junio 61,0 794,35 0,93852014 Julio 61,0 800,92 0,93122014 Agosto 60,9 799,89 0,92372014 Septiembre 61,1 782,59 0,91622014 Octubre 62,9 809,17 0,90912014 Noviembre 61,4 787,76 0,9018

2014 Diciembre 62,3 815,53 0,89472015 Enero 60,9 806,98 0,88752015 Febrero 61,4 721,89 0,88042015 Marzo 67,3 821,11 0,87392015 Abril 76,1 801,41 0,86692015 Mayo 61,2 824,69 0,86012015 Junio 61,1 796,31 0,85322015 Julio 61,2 827,69 0,84652015 Agosto 61,2 826,29 0,83972015 Septiembre 61,4 808,33 0,83302015 Octubre 60,9 835,62 0,82652015 Noviembre 62,6 813,26 0,81982015 Diciembre 63,7 842,03 0,81342016 Enero 84,6 832,76 0,80682016 Febrero 84,6 770,01 0,80032016 Marzo 86,7 847,32 0,79452016 Abril 87,5 826,97 0,78812016 Mayo 84,3 833,55 0,78192016 Junio 84,5 804,68 0,77562016 Julio 83,4 833,47 0,76962016 Agosto 82,8 831,80 0,76342016 Septiembre 83,7 813,86 0,75722016 Octubre 82,1 847,32 0,75132016 Noviembre 81,8 824,61 0,74532016 Diciembre 82,6 853,82 0,7394

2017 Enero 82,2 888,97 0,73352017 Febrero 84,1 795,58 0,72762017 Marzo 85,2 903,65 0,72232017 Abril 87,0 880,28 0,71642017 Noviembre 85,0 907,20 0,71092017 Diciembre 84,1 875,09 0,70512017 Enero 84,0 906,25 0,69962017 Febrero 83,8 903,99 0,69402017 Marzo 84,1 802,38 0,6884

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Precio básico de la energía en nudo Crucero 220 kV:

Precio Básico Energía = 71,190 [US$/MWh] x 504,57 [$/US$] = 35,920 [$/kWh]

15.2.- Precio Básico de la Potencia de Punta10

El cálculo del precio básico de la potencia de punta en el nudo Lagunas 220 kV seobtiene de acuerdo a la siguiente expresión:

FPMRT1CCFFRCCFRCCFRCCmeskW$USPpot opLTLTSESETGTG Sus valores y cálculo que se detallan a continuación:

CUADRO N° 18: Cálculo del Precio Básico de la Potencia de Punta.

Precio Básico de la Potencia, Lagunas 70 [MW]CTG[US$/kW] 620,030 Costo unitario de inversión de la unidad generadora para este proyecto.

FRCTG[-] 0,008785Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20años.

CSE[US$/kW] 75,073 Costo unitario de inversión de la subestación eléctrica de este proyecto.

FRCSE[-] 0,008459Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30años.

CLT[US$/kW] 11,059Costo unitario de inversión de la línea de transmisión que conecta lasubestación de este proyecto con la subestación Lagunas.

FRCLT[-] 0,009366Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión,corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20años.

CF[-] 1,048809 Costo financiero.

COP[US$/kW] 1,482 Costo fijo de operación y mantenimiento.

1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico definido por la Comisión.

FP [-] 1,00428 Factor de pérdidas.

Pbpot [US$/kW/mes] 8,9451 Precio Básico de la potencia.

Se ha adoptado un margen de 11,76% para todos los nudos en consistencia con loutilizado en la anterior fijación correspondiente a una disponibilidad promedio de89,48% de las unidades generadoras más económica para suministrar potencia

10 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia,han sido determinados considerando el Estudio “DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN YCOSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA, EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM”, enviadoa las empresas generadoras mediante carta CNE N°237 de fecha 29 de Junio de 2012. Dicho estudio seenmarca dentro de lo estipulado en el Reglamento de Precio de Nudo, específicamente en su artículo 49°.

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adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, estoes, turbinas a gas Diesel.

Precio Básico Potencia de Punta = 8,9451 [US$/kW/mes] x 504,57 [$/US$] = 4.513,43 [$/kW/mes]

16.- ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO

16.1.- Simplificaciones Adoptadas

Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientessimplificaciones:

a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para determinación deprobabilidad de pérdida de carga en generación y costos de regulación de

tensión y frecuencia.b) Representación multinodal del sistema eléctrico para determinación de

probabilidad de pérdida de carga en transmisión.

16.2.- Calidad de Suministro

La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetrosIndisponibilidad de Generación, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación deFrecuencia y Regulación de Tensión.

a) Indisponibilidad de Generación

Se determinó la indisponibilidad de generación asociada al plan de obras utilizadoen la presente fijación.

La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través deldesarrollo de un modelo estático anual que considera la curva de duración de lademanda del sistema las indisponibilidades características de las unidadesgeneradoras del sistema.

La modelación utilizada reemplaza las unidades generadoras reales por unidadesideales con disponibilidad igual a 100% obteniéndose la curva de duración de la

demanda “equivalente” a partir del proceso de convolución entre la curva deduración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de lasunidades del sistema.

Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de lacapacidad de oferta de potencia reconocida al sistema se obtiene la probabilidadde pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas

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esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demandade potencia del sistema durante las horas de punta.

Este valor corresponde al mismo determinado en la fijación de abril de 2013 yalcanza el valor:

Indisponib ilidad de Generación SING = 3,4 [horas/ año]

b) Indisponibilidad de Transmisión

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de losfactores de penalización considerando que los modelamientos que les dieronorigen no incorporaron factores de indisponibilidad.

Para ello se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctricopara una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizandoel modelo multinodal PCP11.

Considerando una tasa de indisponibilidad de 0,00176 [horas/km] al año sesimuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad delíneas. Se consideró la salida sucesiva de 23 tramos redespachando elabastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total delsistema no fue abastecida.

A cada escenario de insuficiencia de demanda y a su distribución de costosmarginales por barra se asignó la probabilidad correspondiente determinando uncoeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del casobase sin salidas de línea.

Como costo de falla se usó el costo correspondiente declarado en el cuerpo deeste informe. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario defalla. Los resultados son los siguientes:

Indisponibilidad de Transmisión SING = 0,24 horas/año

Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000085 p.u.

Este coeficiente destinado a afectar a los factores de penalización resulta ser bajopues el modelo utilizado reconoce que pocos eventos de salida de líneasasociados a su vez a bajas probabilidades provocan insuficiencia en elabastecimiento de la demanda.

11 El modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacionalde Energía con motivo de la divergencia surgida en Sesión Nº72.1/98.

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Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto.Los factores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este InformeTécnico Definitivo incluyen este factor de sobrecosto.

Cabe señalar lo siguiente:

Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministrodeben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios.

Los parámetros definidos no pueden entenderse como una condicionante deltrabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en la letrad) del Artículo 36º del Decreto Supremo N° 291 de 2007, del Ministerio deEconomía Fomento y Reconstrucción.

17.- ANEXO Nº 4: BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALES DEL

CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN17.1.- Introducción

Según lo establecido en el DFL Nº 4/06 la Comisión Nacional de la Energía (CNE)debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia.Asimismo la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía yPotencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW decapacidad instalada los cuales deben ser utilizados para determinar los preciosregulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricosa partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia.

En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudocorrespondiente a octubre de 2013, la Comisión ha decidido actualizar losFactores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande(SING) cuyas bases metodológicas y conceptuales se entregan a continuación.

17.2.- Modelo de Factores de Penalización

17.2.1 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización

Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales sedistribuyen en la red eléctrica y por lo tanto son un índice de costos asociado a la

generación eléctrica.

En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potenciapara el SING se utilizó un Modelo Multinodal OSE2000 mediante unarepresentación topológica que se muestra en detalle más adelante.

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A partir de la previsión de demanda a que se refiere el cuerpo del presente informese modeló la demanda de carácter residencial e industrial en las diferentes barrasdel sistema en base a factores de repartición mensual y utilizando una curva deduración para cada tipo de demanda es decir curva residencial en aquellas barrasen las cuales existen consumos principalmente regulados (ciudades) y curva

industrial en todas aquellas barras en las cuales existen consumos de carácterindustrial.

Por otra parte el flujo en cada línea se representó mediante una aproximación de 5tramos.

Los factores de penalización se determinaron a partir de la relación de precios denudo por barra de acuerdo a la barra de referencia elegida para un período de 48meses. En el caso particular de los factores de penalización de la potencia dichosprecios fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de mayordemanda en cada mes.

Los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideracionesoperacionales del SING utilizados, son las que se entregan en el cuerpo delInforme Técnico Definitivo.

Las barras utilizadas así como sus características se encuentran disponibles en lasbases que acompañan la publicación del presente informe. La proyección deventas se muestra en los cuadros siguientes.

CUADRO Nº 19: Ventas Totales.

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA

AñoClientesLibresGWh

TasaLibres

ClientesRegulados

GWh

TasaRegulados

SistemaGWh

TasaSistema

2013 13.959 4,9% 1.701 4,1% 15.660 4,8%2014 14.838 6,3% 1.790 5,2% 16.628 6,2%2015 16.067 8,3% 1.877 4,9% 17.944 7,9%2016 17.355 8,0% 1.966 4,7% 19.321 7,7%2017 18.394 6,0% 2.052 4,4% 20.446 5,8%2018 19.701 7,1% 2.138 4,2% 21.839 6,8%2019 20.960 6,4% 2.223 4,0% 23.183 6,2%2020 22.240 6,1% 2.308 3,8% 24.548 5,9%

2021 23.580 6,0% 2.392 3,6% 25.972 5,8%2022 24.945 5,8% 2.473 3,4% 27.418 5,6%2023 26.333 5,6% 2.548 3,0% 28.881 5,3%

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CUADRO Nº 20: Ventas Reguladas por Barra [MWh].

CUADRO Nº 21: Ventas Libres por Barras [MWh].

BarraConsumo Clientes Regulados SING [MWh]

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Alto Hospicio 110 85.826 91.472 95.978 100.556 105.009 109.431 113.825 118.190 122.526 126.701 130.564 134.440

Antofagasta 013 48.320 50.435 52.918 55.443 57.897 60.336 62.758 65.164 67.555 69.856 71.986 74.123Calama 110 248.506 259.383 272.158 285.140 297.764 310.304 322.762 335.138 347.431 359.268 370.223 381.212

Centro 110 288.651 301.285 316.124 331.203 345.866 360.432 374.903 389.278 403.557 417.306 430.031 442.795

Cerro Dragón 110 118.160 125.934 132.137 138.441 144.570 150.659 156.708 162.718 168.687 174.434 179.754 185.090

Chapiquiña 066 1.610 1.712 1.788 1.881 1.972 2.063 2.153 2.242 2.331 2.417 2.496 2.576

Chinchorro 066 106.149 111.947 117.182 122.508 127.681 132.819 137.924 142.995 148.032 152.876 157.347 161.834

Dolores 110 1.052 1.119 1.174 1.230 1.284 1.337 1.391 1.444 1.496 1.547 1.594 1.641

El Tesoro 220 1.344 1.403 1.472 1.542 1.611 1.678 1.746 1.813 1.879 1.943 2.003 2.062

La Negra 110 55.355 57.778 60.623 63.515 66.327 69.120 71.895 74.652 77.390 80.027 82.467 84.915

La Portada 110 112.708 117.642 123.435 129.323 135.049 140.736 146.387 152.000 157.575 162.944 167.912 172.896

Lagunas 023 579 617 647 678 708 738 767 797 826 854 880 906

Mantos Blancos 220 2.873 2.998 3.146 3.296 3.442 3.587 3.731 3.874 4.016 4.153 4.280 4.407

Mejillones 110 18.365 19.169 20.113 21.072 22.005 22.932 23.853 24.767 25.676 26.551 27.360 28.172

Pacifico 110 114.245 121.761 127.759 133.853 139.780 145.667 151.516 157.326 163.097 168.655 173.798 178.957

Palafitos 110 107.341 114.403 120.038 125.765 131.333 136.865 142.360 147.819 153.241 158.463 163.295 168.142

Pozo Almonte 13.8 40.506 43.171 45.298 47.459 49.560 51.647 53.721 55.781 57.827 59.797 61.621 63.450

Pukara 066 141.640 149.376 156.362 163.468 170.370 177.227 184.038 190.804 197.525 203.989 209.955 215.942

Quiani 066 50.867 53.646 56.154 58.706 61.185 63.648 66.094 68.524 70.937 73.259 75.401 77.552

Sur 110 83.320 86.967 91.250 95.602 99.835 104.039 108.216 112.366 116.487 120.456 124.129 127.814

Tamarugal 066 25.791 27.488 28.842 30.218 31.556 32.885 34.205 35.517 36.820 38.074 39.235 40.400

Tarapacá 220 5.105 5.440 5.708 5.981 6.246 6.509 6.770 7.030 7.287 7.536 7.766 7.996

Tocopilla 005 27.332 28.528 29.933 31.361 32.749 34.129 35.499 36.860 38.212 39.514 40.719 41.927

Uribe 110 15.311 15.981 16.768 17.568 18.346 19.119 19.886 20.649 21.406 22.135 22.810 23.488

BarraConsumo Clientes Libres SING [MWh]

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Alto Norte 110 337.349 340.723 340.689 344.096 354.558 359.876 365.982 363.131 355.803 354.565 358.483 366.961

Centro 110 42.450 43.901 44.899 46.335 48.737 50.451 52.282 52.818 52.654 53.345 54.797 56.952

Chacaya 220 119.959 119.886 118.763 118.893 121.316 121.994 122.914 119.625 116.074 114.599 114.792 116.418

Chapiquiña 066 104 104 103 103 105 105 106 104 101 100 100 101

Chuquicamata 110 6.912 7.257 7.544 7.695 8.007 8.208 8.430 8.364 8.195 8.167 8.257 8.452

Chuquicamata 220 2.165.665 2.176.493 2.197.823 2.241.779 2.332.809 2.391.245 2.455.891 2.823.451 3.291.183 3.787.837 3.981.367 4.075.521

Collahuasi 220 1.363.655 1.431.803 1.445.470 1.504.035 1.565.576 1.609.971 1.657.972 1.795.608 2.351.638 2.784.301 2.926.558 3.114.411

Desalant 110 74.036 74.406 74.031 74.401 76.283 77.044 77.963 76.973 75.047 74.415 74.865 76.256

Dolores 110 6.127 5.993 5.285 4.637 4.069 4.090 4.118 4.045 3.924 3.872 3.876 3.928

El Abra 220 780.486 842.925 838.668 842.861 864.188 872.809 883.222 872.005 850.179 843.025 848.122 863.881

El Águila 066 20.276 25.916 29.747 34.676 37.935 38.504 39.158 38.853 38.069 37.936 38.355 39.262

El Loa 220 221.269 222.375 221.252 222.358 227.985 230.259 233.006 230.047 224.289 222.401 223.746 227.904

El Negro 110 28.356 29.810 32.391 36.089 37.670 42.803 45.328 46.847 47.696 49.531 52.056 55.267

El Tesoro 220 302.850 303.087 301.556 303.064 310.732 313.832 317.576 313.543 305.695 303.123 304.956 310.622

Encuentro 220 1.546.797 2.000.306 3.003.509 3.999.654 4.479.119 5.410.081 5.896.495 6.201.532 6.323.294 6.531.543 7.278.679 7.878.478

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17.3.- Resultados

De este modo a partir de los precios de nudo por barra en la tabla siguiente sepresentan los correspondientes factores de:

CUADRO Nº 22: Factores de Penalización.

Factor de Factor de

NUDO Penalización Penalización

de la

Energíade la

PotenciaTarapacá 220 1,0454 1,0012Lagunas 220 1,0438 1,0000

Crucero 220 1,0000 0,9436

Encuentro 220 1,0588 1,0182Atacama 220 1,0280 0,9848

Escondida 220 3.355.382 3.400.267 3.408.723 3.453.631 3.569.217 3.632.929 3.704.344 3.684.645 3.618.729 3.614.023 3.661.422 3.755.128

Gaby 220 429.428 465.096 492.947 532.134 553.742 567.613 582.958 578.417 566.745 564.773 571.014 584.518

La Cruz 220 25.344 30.413 36.131 36.492 37.602 38.166 38.813 38.511 37.734 37.603 38.018 38.917

La Negra 110 56.593 59.422 62.946 67.352 73.523 79.059 85.177 84.513 82.808 82.520 83.432 85.405

Lagunas 023 26.889 29.549 32.333 35.412 39.269 39.858 40.534 40.218 39.407 39.270 39.704 40.643

Lomas Bayas 220 299.124 300.619 299.101 300.597 308.203 311.277 314.991 310.990 303.206 300.655 302.473 308.093

Mantos Blancos 220 221.439 219.324 193.644 186.326 180.586 172.406 164.915 153.910 141.845 132.955 126.438 121.740

Mejillones 110 217.566 226.533 230.861 235.807 246.504 254.756 264.882 261.336 254.623 252.318 253.685 258.244

Minsal 023 252.140 273.268 286.016 293.452 288.969 300.040 306.675 311.845 306.852 316.488 330.563 348.962

Norgener 220 62.570 63.196 63.189 67.613 73.807 79.365 85.506 84.840 83.128 82.838 83.754 85.735

Nueva Victoria 220 66.319 78.183 99.516 110.876 115.378 118.268 121.466 121.713 129.884 140.965 142.523 145.893

O'higgins 220 11.268 - - - - - - - - - - -

Palestina 220 120.648 126.431 127.063 130.898 137.525 141.999 147.268 145.865 144.501 145.528 148.638 153.645

Pozo Almonte 066 303.231 305.212 303.278 306.755 316.524 321.705 327.587 325.441 319.256 318.511 322.387 330.360

Quebrada Blanca 220 92.383 139.918 209.183 231.125 251.828 311.560 412.447 507.982 655.126 807.978 889.701 991.896

Radomiro Tomic 220 774.435 872.605 938.999 958.960 1.089.158 1.150.658 1.506.172 1.923.538 1.959.365 1.971.877 2.013.408 2.081.428

Spence 220 37.970 37.922 38.294 39.060 40.646 41.664 42.791 42.457 41.601 41.456 41.914 42.905

Tamarugal 066 22.104 22.305 22.826 23.570 24.806 25.692 26.637 26.923 26.850 27.214 27.966 29.077

Tarapacá 220 23.412 25.700 26.965 29.327 29.919 30.768 31.685 34.315 44.941 53.210 55.929 59.519

Tocopilla 005 2.902 2.902 2.873 2.873 2.931 2.946 2.966 2.914 2.827 2.789 2.792 2.830

Zaldivar 220 541.525 534.511 530.753 532.346 544.729 549.068 591.555 613.056 776.884 843.166 928.448 1.040.343

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18.- ANEXO Nº 5: PLAN DE OBRAS

18.1.- Introducción

En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión la responsabilidad de velar

por el desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor enmaterias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizarperiódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad.

A continuación se entregan los antecedentes y bases utilizadas para determinar elPrograma de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de octubre de2013. Cabe destacar que estos antecedentes fueron los mismos que se utilizaronen el Informe Técnico Anual de Agosto 2013, que determinaron el Programa deObra de Generación y Transmisión en el SIC y en el SING.

18.2.- Metodología

La metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo sebasa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centralesde generación y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes deinversión, operación (fija y variable) y falla.

Para estab

itd sing oct 2013

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