cne filediesel arica mirrless ks 1953 motor diesel 2.9 256 2.8% 78.66 65.51 56.10 9.20

CNECOMISION NACIONAL DE ENERGIA

FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2003

SISTEMA INTERCONECTADODEL NORTE GRANDE

(SING)

INFORME TECNICO DEFINITIVO

OCTUBRE DE 2003

SANTIAGO – CHILE

COMISION NACIONAL DE ENERGIA TEATINOS 120,PISO 7º - SANTIAGO - CHILE

FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 695 6404 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21Web: www.cne.cl E-Mail: [email protected] SANTIAGO - CHILE

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INFORME TÉCNICO DEFINITIVO

CALCULO DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)

PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2003

1. INTRODUCCIÓN

En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultadosobtenidos en la determinación de los precios de nudo del SING, el cual tiene unapotencia instalada superior a 1500 kilowatts, efectuándose en él distribución deServicio Público, sujeta a la regulación de precios a que se refieren los artículos90º, 96º y siguientes del DFL Nº1/82.

Debe tenerse presente que este sistema eléctrico es abastecido básicamentepor unidades termoeléctricas, no existiendo embalses de regulación interanualque establezcan una ligazón entre los costos de producción de un año respectode los años siguientes; desde este punto de vista, los costos marginales depotencia y energía del sistema eléctrico, bases de los precios de nudo, sóloestán condicionados por la situación de abastecimiento en los años inmediatosal período de fijación. Ello hace irrelevante la previsión de demandas y ladefinición del programa de obras a largo plazo para el cálculo de los precios denudo. Como consecuencia de lo anterior, en este sistema los costos marginalesde energía se han calculado para un período de 24 meses de acuerdo al artículo99º del DFL Nº 1/821.

1 Respecto de la vigencia del Decreto Supremo Nº 158, que modifica el Decreto Supremo N° 327,Reglamento Eléctrico, en cuanto establece normas para el proceso de fijación de precio de nudo,se señala que las normas contenidas en el Decreto Nº 158 rigen desde su publicación en elDiario Oficial, esto es el 9 de Octubre del presente. Por extensión, y dado que el presenteproceso de fijación de precio de nudo ya se encontraba iniciado a la fecha referida – esto es, enseptiembre de 2003 - se entiende que las disposiciones de la norma señalada para estosprocesos se aplican plenamente en la próxima fijación de precios de nudo, esto es para elprocedimiento de Abril de 2004, que se inicia en Marzo del 2004.



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2. PREVISIÓN DE DEMANDAS

En el cuadro N° 1 se presenta la previsión definitiva de demanda para el SING.

Cuadro N° 1 : Previsión de Demanda

A ñ o V e n t a s C o n s u m o F a c t o r d e C a r g aG W h G W h %

2003 10,450 10,712 872004 10,840 11,127 872005 11,724 12,023 87

3. PROGRAMA DE OBRAS EN EL SING

En virtud de los niveles de sobreinstalación en capacidad de generaciónexistentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande, no se recomiendanobras de generación durante el horizonte de evaluación de la presente fijación.

4. NIVEL DE PRECIOS

Todos los costos utilizados en los cálculos del presente informe han sidoexpresados a los precios existentes en Septiembre de 2003, de acuerdo a loestablecido en el artículo 99°, número siete, del DFL N° 1/82.

Tasa de cambio: valor promedio del mes de Septiembre de 2003, del tipo decambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central (675.44$/US$).



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5. COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y COSTO DE FALLA

Cuadro N° 2 : Costos Variables de Operación

Los costos variables presentados en el cuadro N° 2 se han obtenido de acuerdoa los establecido en el artículo 99° del DFL N° 1/82, utilizando los valoresvigentes al 30 de Septiembre de 2003 para cada uno de ellos.

Propietario Nombre Central Nombre Unidad Puesta en Tipo de Máquina Pot. Consumo Tasa Costos Costos Costos Costos Var.servicio Neta Específico Indisponibilidad Combustible Combustible Combustible no Comb.

Año 2003 Año 2004 Año 2005MW (g/kWh)* Forzada mills/kWh mills/kWh mills/kWh mills/kWh

Edelnor Chapiquiña Charmilles 1967 Hidro pasada 10.1 0 2.5% 0.00 0.00 0.00 0.00Diesel Arica Mirrless KS 1953 Motor Diesel 2.9 256 2.8% 78.66 65.51 56.10 9.20

Mirrless KSS 1965 Motor Diesel 2.8 256 10.8% 78.66 65.51 56.10 9.20G. Motors 1973 Motor Diesel 8.4 251 4.2% 77.12 64.23 55.00 9.20

Diesel Iquique Sulzer 1957 Motor Diesel 4.1 277 3.0% 72.05 60.01 51.39 9.90Mirrless KSS 1964 Motor Diesel 2.8 256 2.1% 66.59 55.46 47.50 9.90

MAN 1972 Motor Fo Nº6 5.6 257 7.1% 44.47 37.04 31.72 7.90Hitachi 1978 Turbogas Diesel 23.6 324 4.0% 84.28 70.19 60.11 1.70Mitsubishi 1985 Motor Fo Nº6 5.9 228 7.8% 39.46 32.86 28.14 4.70

Diesel Antofagasta MAN 1970 Motor Fo Nº6 11.3 275 2.9% 45.63 38.01 32.55 9.30G. Motors 1976 Motor Diesel 16.7 245 7.3% 67.27 56.02 47.98 10.40

Mejillones CTM1 1995 Carbón 154.9 392 5.0% 16.82 16.82 16.82 0.82CTM2 1998 Carbón 164.0 374 5.0% 16.05 16.05 16.05 0.39

en arriendo Mantos Blancos Mirrless K8 1995 Motor Fo Nº6 28.0 237 7.0% 39.99 33.30 28.52 9.00

Mejillones CTM3 2000 Ciclo Combinado Gas243.0 193 2.3% 8.89 8.85 8.85 0.80

Electroandina TérmicaTocopilla U9-AEG 1960 Fo Nº6 43.0 264 7.0% 43.81 36.48 31.24 0.80

U10-GE 1970 Fo Nº6 36.0 301 6.0% 49.95 41.60 35.62 1.19U11-GE 1970 Fo Nº6 36.0 301 6.0% 49.95 41.60 35.62 1.19

U12-Mitsubishi 1983 Carbón 76.5 445 6.0% 20.90 20.90 20.90 1.09U13-Mitsubishi 1985 Carbón 76.5 445 6.0% 20.90 20.90 20.90 1.09

U14-Mitsubishi 1987 Carbón 117.0 406 6.0% 19.07 19.07 19.07 0.95U15-Mitsubishi 1990 Carbón 117.0 406 6.0% 19.07 19.07 19.07 0.95TG1-TG2-Hitachi 1975 Turbogas Diesel 20.9 398 2.0% 109.28 91.01 77.94 1.00

TG1-TG2-Hitachi 1975 Turbogas Diesel 20.9 398 2.0% 109.28 91.01 77.94 1.00TG3-GE 1993 Turbogas Gas 37.2 345 3.0% 15.89 15.83 15.83 0.90

CC U-16 CC U-16 2001 Ciclo Combinado Gas380.0 180 3.0% 8.29 8.26 8.26 0.80

Norgener Nueva Tocopilla Nueva Tocopilla Nº1 1995 Carbón 127.8 355 5.0% 17.93 17.93 17.93 0.80Nueva Tocopilla Nº2 1997 Carbón 127.8 355 5.0% 17.93 17.93 17.93 0.80

CELTA Patache Patache 1998 Carbón 148.5 421 4.1% 18.75 18.75 18.75 1.40Tarapacá Hitachi 2000 Turbogas Diesel 23.7 334 5.0% 80.17 66.76 57.18 1.00

EECSA Cavancha Indar 1995 Hidro pasada 3.2 0 2.5% 0.00 0.00 0.00 0.00

Enaex Diesel Enaex Deutz 1996 Motor Diesel 1.9 245 5.0% 67.27 56.02 47.98 9.00

GasAtacama Atacama Módulo 1 y 2 1999 Ciclo Combinado Gas370.0 206 2.3% 9.53 9.49 9.49 1.15

Módulo 3 y 4 2002 Ciclo Combinado Gas370.0 206 2.3% 9.53 9.49 9.49 1.15

Gener Salta Salta 2000 Ciclo Combinado Gas582.4 200 2.5% 9.41 9.38 9.38 0.80

* Gas Natural: m^3/MWh* Carbón : Referido a 6350 kcal/kg* Mezcla Carbón/Petcoke : Referido a 6650 kcal/kg



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• Para determinar el precio del carbón se consideró una canasta factible de serutilizada e importada desde los distintos origenes, para cada central.

Como valor final puesto en cancha, se consideró el promedio de todos loscarbones factibles de ser utilizados por cada central (Ver anexo Nº 1).

Adicionalmente, se consideró como costo de descarga al costo por toneladaefectivamente pagado por las empresas por este servicio. En los casos en queno existe una acreditación de este pago por la vía de facturas por no existir enla realidad una transacción comercial para el servicio, se adoptó un valor dereferencia, el que podrá ser revisado en la próxima fijación.

Finalmente, se consideró los precios de los cuatro volúmenes de InternationalCoal Report aparecidos durante el mes de Septiembre de 2003.

• Para los combustibles líquidos, se han utilizado los valores vigentes aSeptiembre, en cada punto de suministro que fueron acreditados por lasempresas, incluidos los efectos del fondo de estabilización del petróleo. Estosprecios han sido modulados en el tiempo de acuerdo a los valores esperadospor la proyección de petróleo crudo BRENT* que se muestra a continuación :

Año 2003 2004 2005Precio (US$/Barril) 28.74 23.94 20.50(*) : Cambridge Energy Research Associates

• El precio utilizado para el gas natural corresponde al precio en boca de pozode la cuenca Noroeste Argentina, considerando el valor promedio de lasúltimas resoluciones de ENARGAS, más los recargos y aranceles que sedetallan en el Anexo N° 2.

Mayo de 2002 - Julio de 2002 : 0.04466 US$/m3A partir de Agosto de 2002 : 0.04466 US$/m3

6. COSTO DE RACIONAMIENTO

El costo de racionamiento utilizado en los cálculos es de 335 mills/ kWh.

7. TASA DE ACTUALIZACIÓN

Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº 1/82.



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8. CALCULO DE LOS PRECIOS DE NUDO Y RESULTADOSOBTENIDOS

Para determinar los costos marginales de energía se hizo un llenado de la curvamonótona de carga considerando las situaciones en que todas las unidadesestaban operando, y aquellas en que una o más de las unidades están fuera deservicio. Todas estas situaciones fueron afectadas por las probabilidadescorrespondientes, y los costos marginales resultantes fueron ponderados por lasenergías sustentadas en la correspondiente curva monótona. El proceso dellenado de las curvas de carga y de cálculo de los costos marginales fueefectuado por la CNE haciendo uso del modelo computacional COSTE 4.

Conforme a las restricciones operacionales que limitan la potencia máxima dedespacho en el SING, en el cálculo del precio básico de la energía se haconsiderado una límitación de 200 MW de potencia máxima para todas lasunidades del sistema durante todo el horizonte de evaluación.

En el anexo Nº 3 se muestra el cálculo del precio básico de la energía en el nudoCrucero determinado como el nudo básico del sistema. El precio básico de laenergía obtenido de los cálculos fue de 13.558 $/kWh.

El costo marginal de la potencia de punta se obtuvo a partir del costo de ampliarla capacidad instalada mediante turbinas a gas de tamaño y característicasadecuadas al SING. El precio básico de la potencia de punta resulta igual a4,480.40 $/kW/mes en el nudo Parinacota 220 kV por ser este el nudo delsistema en donde se necesita incrementar la capacidad de generación para elhorizonte de evaluación pertinente, de acuerdo a los cálculos que se detallan enel anexo N° 3. En el resto del sistema se consideran factores de penalización depotencia de acuerdo a las bases del Anexo Nº 5.

Finalmente, los Factores de Penalización y los Precios Básicos, tanto de Energíacomo de Potencia de Punta, se presentan en el cuadro N° 3.



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Cuadro N° 3 : Factores de Penalización y Precio de Nudo

Factor de Factor de Precio BásicoNUDO Penalización Penalización Precio Básico Mensual de la

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

Arica 110 kV 0.9766 0.8459 19.603 13.241 5.61112 3789.97Pozo Almonte 220 kV 1.0830 0.9397 21.739 14.683 6.23332 4210.23Parinacota 220 kV 1.1067 1.0000 22.215 15.005 6.63331 4480.40Cóndores 220 kV 1.0853 0.9495 21.785 14.715 6.29833 4254.14Tarapacá 220 kV 1.0664 0.9236 21.406 14.458 6.12653 4138.10Lagunas 220 kV 1.0681 0.9290 21.440 14.481 6.16234 4162.29Crucero 220 kV 1.0000 0.8695 20.073 13.558 5.76766 3895.71Central Atacama 220 kV 0.9782 0.8615 19.635 13.263 5.71460 3859.87Chacaya 220 kV 0.9222 0.7979 18.511 12.503 5.29272 3574.91Capricornio 220 kV 0.9451 0.8164 18.971 12.814 5.41543 3657.80Mantos Blancos 220 kV 0.9520 0.8228 19.109 12.907 5.45789 3686.48Mejillones 220 kV 0.9172 0.7913 18.411 12.435 5.24894 3545.34Antofagasta 110 kV 0.9558 0.8276 19.186 12.959 5.48973 3707.98Esmeralda 220 kV 0.9947 0.8759 19.967 13.486 5.81012 3924.38

de la Energía

9. INDEXACIÓN

9.1.- Precio de la Potencia

+

+

0,11*IPMIPM0,1*

ISSISS*

D10,79*

DOLD+1*dolar Precio*base Precio=Precio

00100

1

En que:

Dólar : valor promedio de los últimos 30 días calendario, del tipo decambio observado del dólar EEUU, publicado por el BancoCentral.

D1 : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en lazona franca de extensión de Iquique.

ISS e IPM : Índices general de remuneraciones y de precios al por mayorpublicados por el INE, para el tercer mes anterior al cual seaplique la indexación.



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DOL0 : Dólar observado EEUU, promedio del mes de Septiembre de2003, publicado por el Banco Central (675.44 $/US$)

D10 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicosen la zona franca de extensión de Iquique (6%).

ISSo e IPMo : Valores de ISS y de IPM correspondientes a Julio de 2003(233.16 y 203.10 respectivamente).

9.2.- Precio de la Energía

Precio = Precio Base * ( Precio dólar * 1+ D2 * 1.00 + ( 0.00 * PPDA ) + (0.00 *PFOA)) DOL0 1 + D20 PPDA0 PFOA0

En que :

DOL0 : Dólar observado EEUU, promedio del mes de Septiembre de2003, publicado por el Banco Central (675.44 $/US$).

D2 : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos enAntofagasta.

D20 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicosen Antofagasta (6 %).

PPDA : Precio del petróleo Diesel en Antofagasta, (en $/m3).

PFOA : Precio del Fuel Oil Nº6 en Antofagasta (en $/ton).

PPDA0 : Precio del petróleo Diesel en Antofagasta (en $/m3), vigente155,781.0 $/m3.

PFOA0 : Precio del Fuel Oil Nº6 en Antofagasta (en $/ton), vigente112,084.0 $/ton.

Los precios de combustibles aplicables en las fórmulas de indexación del preciode energía serán los costos de compra, netos de IVA.



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10. CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA

Los cargos por energía reactiva de la fijación de Abril de 2003 varían en un 0.08%, cifra que corresponde a la variación del tipo de cambio entre Marzo de 2003 ySeptiembre de 2003 y a la variación del IPM de Estados Unidos entre Enero de2003 y Julio de 2003.

Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el cuadro N° 4, y seaplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora deservicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresageneradora, horariamente, de acuerdo al siguiente 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

de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentadosen el cuadro N° 4, para cada una de las horas del período comprendidoentre las 08:00 y 24:00 hrs.

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

Cuadro N° 4 : Cargos por Energía Reactiva Inductiva según Nivel de Tensión de Punto de Compra

11.- SIMPLIFICACIONES EFECTUADAS EN LA MODELACIÓN DELSISTEMA

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

Cuociente Cargo para Tensión Cargo para Tensión Cargo para Tensión

(%) Mayor a 100 kV entre 100 kV y 30 kV Menor a 30 kV$/KVArh $/KVArh $/KVArh

Desde 0 y hasta 10 0 0 0

Sobre 10 y hasta 20 0 0 0Sobre 20 y hasta 30 3.390 0 0

Sobre 30 y hasta 40 6.104 6.104 0

Sobre 40 y hasta 50 6.104 6.104 6.104Sobre 50 y hasta 80 8.134 8.134 8.134

Sobre 80 10.163 10.163 10.163



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1. Modelación uninodal del sistema eléctrico y modulación geográfica deprecios mediante factores de penalización.

2. Aportes de centrales en construcción de acuerdo a lo informado por laspropias empresas.

12.- COMPARACIÓN ENTRE PRECIOS DE NUDO Y PRECIOS LIBRES

Con los antecedentes sobre suministros no sometidos a fijación de preciosproporcionados a esta Comisión, se ha determinado el precio medio teórico queresulta de aplicar los precios de nudo, considerando como factor de ponderaciónla energía facturada correspondiente a cada suministro de acuerdo a loestablecido en el artículo N° 101 del DFL N° 1/82.

El precio medio efectivo ponderado resulta igual a 29.80 $/kWh y el precio denudo teórico promedio ponderado resulta igual a 21.25 $/kWh. De este resultadose concluye que el precio medio de nudo calculado se encuentra fuera de labanda del 10 % en torno al precio medio libre del sistema, y por lo tanto se debeadaptar al límite inferior de dicha banda de acuerdo a lo establecido en elArtículo N° 101 del DFL N° 1/82. Producto de lo anterior, los Precios de Nudo deEnergía y Potencia Definitivos se presentan en el cuadro N° 5.

Cuadro N° 5 : Factores de Penalización y Precios deNudo ajustados a Banda de Clientes Libres

Factor de Factor de Precio BásicoNUDO Penalización Penalización Precio Básico Mensual de la

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

Arica 110 kV 0.9766 0.8459 24.735 16.707 7.07978 4781.97Pozo Almonte 220 kV 1.0830 0.9397 27.429 18.527 7.86484 5312.23Parinacota 220 kV 1.1067 1.0000 28.030 18.932 8.36952 5653.11Cóndores 220 kV 1.0853 0.9495 27.488 18.566 7.94686 5367.63Tarapacá 220 kV 1.0664 0.9236 27.009 18.243 7.73009 5221.21Lagunas 220 kV 1.0681 0.9290 27.052 18.272 7.77529 5251.74Crucero 220 kV 1.0000 0.8695 25.327 17.107 7.27730 4915.38Central Atacama 220 kV 0.9782 0.8615 24.775 16.734 7.21034 4870.15Chacaya 220 kV 0.9222 0.7979 23.357 15.776 6.67804 4510.62Capricornio 220 kV 0.9451 0.8164 23.937 16.168 6.83288 4615.20Mantos Blancos 220 kV 0.9520 0.8228 24.111 16.286 6.88644 4651.38Mejillones 220 kV 0.9172 0.7913 23.230 15.691 6.62280 4473.31Antofagasta 110 kV 0.9558 0.8276 24.208 16.351 6.92662 4678.51Esmeralda 220 kV 0.9947 0.8759 25.193 17.016 7.33086 4951.56

de la Energía



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ANEXO Nº 1PRECIOS DE CARBÓN y PETCOKE



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1. INTRODUCCIÓN

Considerando la Resolución Exenta Nº 02 de fecha 10 de diciembre de 2000, dela Comisión Regional del Medio Ambiente (COREMA) II Región, en las cuales seaprueba la operación de la Central Térmica Mejillones mediante el uso de unamezcla de carbón y petcoke, y la posterior ratificación por parte del Consejo deMinistros de la CONAMA, en septiembre de 2001, la Comisión ha incluido enesta fijación y en el horizonte de estudio, un precio de combustible que considerala mezcla carbón/petcoke.

2. DESARROLLO

2.1. Restricciones Ambientales

El cálculo considera las restricciones ambientales establecidas en el Estudiode Impacto Ambiental (EIA), así como las establecidas en la mencionadaResolución de la COREMA.

Las principales consideraciones son las siguientes:

• Mezclas evaluadas:

Mezclas % Carbón % PetcokeMezcla 1* 70 30Mezcla 2* 60 40Mezcla 3** 50 50

* : Para ambas unidades** : Sólo para una unidad. La otra unidad operando con mezcla carbón/petcoke 60/40.

• Para efectos de la presente evaluación se ha considerado comorestricción que las emisiones máximas de SO2 no podrán ser superiores a8,16 kg/106 kcal.

2.2. Mezcla Utilizada

En atención a las restricciones ambientales señaladas y a losantecedentes presentados por la empresa propietaria de las centralesCTM1 y CTM2, los cuales dan cuenta de los porcentajes de mezclautilizados, se ha utilizado un porcentaje de 80 % y 20 % para la mezcla decarbón y petcoke, respectivamente.



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2.3. Precio del Petcoke

Para determinar el precio del petcoke se ha utilizado el mismo proceso deimportación implementado por la CNE para la determinación del precio delcarbón, es decir, se considera distintos países proveedores desde los cualespudiese resultar factible la importación, utilizando criterios técnicos,económicos y ambientales para la central analizada. Como valor final puestoen cancha, se utilizó el promedio de todas las importaciones de petcokefactibles de ser utilizados por la central.

Adicionalmente, el Precio FOB en puerto de embarque se ha obtenido apartir de lo publicado en la revista International Coal Report Nºs 628 al 632,de Septiembre de 2003 (ver cuadros adjuntos del Anexo Nº1).

Para determinar el flete marítimo se utiliza la metodología según estudios dela CNE. Se han considerado tarifas navieras de acuerdo a la disponibilidadde fletes de retorno y el valor de oportunidad de arriendo de naves. Los otrosgastos considerados se detallan en los cuadros adjuntos, según los estudiosrealizados por la CNE.

Se consideraron como costo de descarga los costos por toneladaefectivamente pagado por las empresas por este servicio. En los casos enque no existe una acreditación de este pago por la vía de facturas por noexistir en la realidad una transacción comercial para el servicio, se adoptó unvalor de referencia.

2.4. Precio de la Mezcla

El precio de la mezcla se obtiene de la ponderación 80/20 % de los preciospromedio de Carbón y Petcoke que se informan en el presente anexo.

2.5. Consumo Específico

La mezcla utilizada combina -en la proporción 80-20 %- carbón de podercalorífico igual a 6.350 kcal/kg y petcoke de poder calorífico igual a 7.850kcal/kg, obteniéndose para la mezcla un poder calorífico equivalente de 6.650kcal/kg. A partir de este valor, para las unidades CTM1 y CTM2, losconsumos específicos de 6.000 kcal/kg vigentes en el CDEC-SING, sonreferidos al poder calorífico de la mezcla.



14

El consumo específico de la central se modificó de tal forma que semantuviera constante la cantidad de energía calórica necesaria para generar1kWh de electricidad. Esto considerando que el petcoke utilizado posee7,850 kcal/kg PCS c.r. GAR, superior a los 6,350 kcal/kg PCS c.r. GARpropios del carbón.



15

P R E C I O S D E C A R B O N P U E S T O E N

C A N C H A D E C T T (1) (2) (3) (4) (5) (6)I N D O N E S I A 3 A U S T R A L I A 4 A U S T R A L I A 1 C O L O M B I A 4 C O L O M B I A 3 V E N E Z U E L A 1

F O B P R O M . M E N S U A L C W U S $ / T o n 2 5 . 9 9 2 7 . 5 5 2 6 . 7 9 3 3 . 6 7 3 4 . 9 9 3 6 . 8 4

P . C a l o r í f i c o G A R K c a l / K g 6 3 0 0 6 5 0 0 6 3 0 0 6 3 0 0 6 4 5 0 7 0 0 0

F L E T E M A R I T I M O 4 0 - 7 0 m i l e s T n / v i a j e U S $ / t o n 11.47 11.23 11.23 13.33 13.33 13.33

S E G U R O M A R I T I M O 0 . 2 1 % ( F O B T + F l e t e ) U S $ / t o n 0 . 0 8 0 . 0 8 0 . 0 8 0.10 0.10 0.11

P R E C I O C I F F O B T + F l e t e + S e g u r o U S $ / t o n 3 7 . 5 3 3 8 . 8 6 38.10 4 7 . 0 9 4 8 . 4 2 5 0 . 2 7

D E R E C H O S D E A D U A N A U S $ / t o n 2 . 2 5 2 . 3 3 2 . 2 9 0 . 0 0 0 . 0 0 3 . 0 2

M E R M A S 0 .3% C IF U S $ / t o n 0.11 0.12 0.11 0.14 0.15 0.15

A G E N T E D E A D U A N A 0.06% CIF U S $ / t o n 0 . 0 2 0 . 0 2 0 . 0 2 0 . 0 3 0 . 0 3 0 . 0 3

D E S C A R G A M U E L L E E s t u d i o s C N E U S $ / t o n 2 . 6 2 2 . 6 2 2 . 6 2 2 . 6 2 2 . 6 2 2 . 6 2

M U E S T R E O Y A N A L I S I S 0 . 1 5 U S $ / T n U S $ / t o n 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n e l a d a f í s i c a U S $ / t o n 4 2 . 6 9 44.10 4 3 . 2 9 5 0 . 0 3 51.36 5 6 . 2 4

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n . e q u i v . 6 3 5 0 K c a l / K g U S $ / t o n 4 3 . 0 3 4 3 . 0 8 4 3 . 6 3 5 0 . 4 3 5 0 . 5 6 5 1 . 0 2

P R E C I O S e n c a r b ó n e q u i v a l e n t e 6 . 3 5 0 K c a l / K g

P R O M E D I O 4 M E N O R E S 4 5 . 0 4

P R O M E D I O C A N A S T A 4 6 . 9 6



16


C A N C H A D E N U E V A T O C O P I L L A (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)I N D O N E S I A 3 A U S T R A L I A 4 A U S T R A L I A 1 I N D O N E S I A 5 C O L O M B I A 4 C O L O M B I A 3 V E N E Z U E L A 1

F O B P R O M . M E N S U A L C W U S $ / T o n 2 5 . 9 9 2 7 . 5 5 2 6 . 7 9 2 3 . 3 6 3 3 . 6 7 3 4 . 9 9 3 6 . 8 4

P . C a l o r í f i c o G A R K c a l / K g 6 3 0 0 6 5 0 0 6 3 0 0 5 2 0 0 6 3 0 0 6 4 5 0 7 0 0 0

F L E T E M A R I T I M O 4 0 - 7 0 m i l e s T n / v i a j e U S $ / t o n 11.47 11.23 11.23 11.47 13.33 13.33 13.33

S E G U R O M A R I T I M O 0 . 2 1 % ( F O B T + F l e t e ) U S $ / t o n 0.08 0.08 0.08 0.07 0.10 0.10 0.11

P R E C I O C I F F O B T + F l e t e + S e g u r o U S $ / t o n 3 7 . 5 3 3 8 . 8 6 38.10 3 4 . 9 0 4 7 . 0 9 4 8 . 4 2 5 0 . 2 7

D E R E C H O S D E A D U A N A U S $ / t o n 2.25 2.33 2.29 2.09 0.00 0.00 3.02

M E R M A S 0.3% CIF U S $ / t o n 0.11 0.12 0.11 0.10 0.14 0.15 0.15

A G E N T E D E A D U A N A 0.06% CIF U S $ / t o n 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03

D E S C A R G A M U E L L E E s t u d i o s C N E U S $ / t o n 5.86 5.86 5.86 5.86 5.86 5.86 5.86

M U E S T R E O Y A N A L I S I S 0 . 1 5 U S $ / T n U S $ / t o n 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n e l a d a f í s i c a U S $ / t o n 4 5 . 9 3 4 7 . 3 4 4 6 . 5 3 43.13 5 3 . 2 7 5 4 . 6 0 5 9 . 4 8

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n . e q u i v . 6 3 5 0 K c a l / K g U S $ / t o n 4 6 . 3 0 4 6 . 2 5 4 6 . 9 0 5 2 . 6 7 5 3 . 7 0 5 3 . 7 5 5 3 . 9 5


P R O M E D I O 4 M E N O R E S 4 8 . 0 3




17


C A N C H A D E P A T A C H E (1) (2) (3) (4) (5) (6)I N D O N E S I A 3 A U S T R A L I A 4 A U S T R A L I A 1 V E N E Z U E L A 1 C O L O M B I A 4 C O L O M B I A 3

F O B P R O M . M E N S U A L C W U S $ / T o n 2 5 . 9 9 2 7 . 5 5 2 6 . 7 9 3 6 . 8 4 3 3 . 6 7 3 4 . 9 9

P . C a l o r í f i c o G A R K c a l / K g 6 3 0 0 6 5 0 0 6 3 0 0 7 0 0 0 6 3 0 0 6 4 5 0

F L E T E M A R I T I M O 4 0 - 7 0 m i l e s T n / v i a j e U S $ / t o n 11.47 11.23 11.23 13.33 13.33 13.33

S E G U R O M A R I T I M O 0 . 2 1 % ( F O B T + F l e t e ) U S $ / t o n 0 . 0 8 0 . 0 8 0 . 0 8 0.11 0.10 0.10

P R E C I O C I F F O B T + F l e t e + S e g u r o U S $ / t o n 3 7 . 5 3 3 8 . 8 6 38.10 5 0 . 2 7 4 7 . 0 9 4 8 . 4 2

D E R E C H O S D E A D U A N A U S $ / t o n 1.24 1.28 1.26 1.66 1.55 1.60

M E R M A S 0 . 3 % C I F U S $ / t o n 0.11 0.12 0.11 0.15 0.14 0.15

A G E N T E D E A D U A N A 0 . 0 6 % C I F U S $ / t o n 0 . 0 2 0 . 0 2 0 . 0 2 0 . 0 3 0 . 0 3 0 . 0 3

D E S C A R G A M U E L L E E s t u d i o s C N E U S $ / t o n 0 . 3 5 0 . 3 5 0 . 3 5 0 . 3 5 0 . 3 5 0 . 3 5

M U E S T R E O Y A N A L I S I S 0 . 1 5 U S $ / T n U S $ / t o n 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n e l a d a f í s i c a U S $ / t o n 3 9 . 4 1 4 0 . 7 8 3 9 . 9 9 5 2 . 6 1 4 9 . 3 2 5 0 . 6 9

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n . e q u i v . 6 3 5 0 K c a l / K g U S $ / t o n 3 9 . 7 2 3 9 . 8 4 4 0 . 3 1 4 7 . 7 3 4 9 . 7 1 4 9 . 9 0


P R O M E D I O 4 M E N O R E S 41.90




18

P R E C I O S D E C A R B O N P U E S T O E N 0C A N C H A D E M E J I L L O N E S (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

P E T C O K E V Z AP E T C O K E U S AI N D O N E S I A 3A U S T R A L I A 4A U S T R A L I A 1I N D O N E S I A 5C O L O M B I A 4C O L O M B I A 3V E N E Z U E L A 1

FOB P R O M . M E N S U A L C W U S $ / T o n 14.00 27 .00 25 .99 27 .55 26 .79 23 .36 33 .67 34 .99 36 .84

P.Calorí f ico GAR Kcal/Kg 7 8 5 0 7 8 5 0 6 3 0 0 6 5 0 0 6 3 0 0 5 2 0 0 6 3 0 0 6 4 5 0 7 0 0 0

FLETE MARIT IMO 40-70 miles Tn/viaje U S $ / t o n 11.29 11.29 11.47 11.23 11.23 11.47 13.33 13.33 13.33

S E G U R O M A R I T I M O 0.21% (FOBT + Flete) U S $ / t o n 0.05 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.10 0.10 0.11

PRECIO CIF FOBT + Flete + Seguro U S $ / t o n 25 .34 38 .37 37 .53 38 .86 38.10 34 .90 47 .09 48 .42 50 .27

DERECHOS DE ADUANA U S $ / t o n 0.00 2.30 2.25 2.33 2.29 2.09 0.00 0.00 3.02

M E R M A S 0.3% CIF U S $ / t o n 0.08 0.12 0.11 0.12 0.11 0.10 0.14 0.15 0.15

A G E N T E D E A D U A N A 0.06% CIF U S $ / t o n 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03

DESCARGA MUELLE Estud ios CNE U S $ / t o n 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61 0.61MUESTREO Y ANALISIS 0.15 US$/Tn U S $ / t o n 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

PRECIO EN CANCHA en tonelada física U S $ / t o n 26 .20 41.57 40 .68 42 .09 41.28 37 .88 48 .02 49 .35 54 .23

P R E C I O E N C A N C H A e n t o n . e q u i v . 6 3 5 0 K c a l / K g U S $ / t o n 2 6 . 2 0 4 1 . 5 7 4 1 . 0 0 41.12 4 1 . 6 1 4 6 . 2 6 4 8 . 4 0 4 8 . 5 9 4 9 . 1 9

P R O M E D I O 4 M E N O R E S ( e q . 6 3 5 0 k c a l / k g ) 42 .50 ( C A R B O N )

P R E C I O S E Q U I V A L E N T E S

p r e c i o m e d i o c i f e q 7 8 5 0 p c 33 .88 ( P E T C O K E )

p r e c i o m e d i o c i f e q 6 3 5 0 c b 45.17 ( C A R B O N )

P R O M E D I O M E Z C L A ( e q . 6 6 5 0 ) 4 2 . 9 1



19

ANEXO Nº 2PRECIOS DE GAS NATURAL



20

A partir del precio en boca de pozo de la cuenca noroeste argentina, se aplican los recargospor concepto de seguro, agente de aduanas y gas retenido.

A continuación, se aplica el perfil arancelario del Mercosur para el Gas Natural. Los valoresutilizados se muestran a continuación :

PRECIOS DE GAS NATURAL

Precio Boca de Pozo 0.04466 US$/m^3

Recargos / Gasoducto Termoandes Norandino GasAtacamaSeguro 0.00% 0.10% 0.10%Agente de Aduanas 0.00% 0.06% 0.06%Gas Retenido 0.92% 2.50% 2.89%Total = ((1+Seguro)*(1+A. de Aduanas)/(1-Gas Retenido))-1 0.93% 2.73% 3.14%

2003 2004 2005Arancel % 0.42% 0.00% 0.00%

2003 2004 2005CC U-16 46.07 45.88 45.88

CC Atacama 46.26 46.06 46.06CC Salta* 47.07 46.88 46.88CC CTM3 46.07 45.88 45.88

* : Incluye pérdidas en línea de transmisión iguales a 4 %

Precio US$/1000 m3



21

ANEXO Nº 3PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA



22

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

Sobre la base de las características de las unidades y las curvas de carga del sistemaeléctrico, se calcularon los costos marginales para los diferentes años calendario deoperación analizados en el sistema eléctrico, en el nudo Crucero 220 kV.

Una vez obtenidos los costos marginales mensuales para cada año calendario, se calculó elcosto marginal promedio ponderado actualizado en el período de 24 meses a partir deOctubre de 2003 en el nudo Crucero.

El cuadro siguiente muestra los costos marginales resultantes en los años 2003, 2004 y2005, y el valor del costo marginal actualizado.



23

PERIODO Costo Marginal Demandamills/kWh GWh

Octubre-2003 19.8 933Noviembre-2003 20.0 908Diciembre-2003 19.9 939

Enero-2004 20.2 927Febrero-2004 20.1 849Marzo-2004 20.1 945Abril-2004 19.9 913

Mayo-2004 19.7 939Junio-2004 20.0 895Julio-2004 19.7 921

Agosto-2004 20.0 945Septiembre-2004 20.1 907

Octubre-2004 20.0 969Noviembre-2004 20.1 943Diciembre-2004 20.0 975

Enero-2005 20.7 1,002Febrero-2005 20.5 918Marzo-2005 20.4 1,022Abril-2005 20.0 987

Mayo-2005 20.0 1,015Junio-2005 20.1 968Julio-2005 20.1 996

Agosto-2005 20.1 1,022Septiembre-2005 20.2 980

PRECIO BASICO ENERGIA 20.073

Promedio Ponderado : 20.073(mills/kWh)

Precio básico de la energía en nudo Crucero 220 kV :

Precio Básico Energía = 20.073* 675.44 = 13.558 ($/kWh)



24

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

El cálculo del precio básico de la potencia el nudo Parinacota 220 kV se obtiene deacuerdo a los costos que se detallan a continuación :

CALCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Tipo deUnidadde Punta

Costo deInstalación

(1)

Costo deInversión

(2)

Costo FijodeOperación

(3)

Costo MarginalMensual dePotencia,sin margen dereserva (4)

Costo MarginalMensual dePotencia, conmargen dereserva de 11.76%(5)

US$/kW US$/kW US$/kW/mes US$/kW/mes US$/kW/mesTurbina aGas 50 MW 449.401 471.332 0.99387 5.9353 6.63331

(1) Este valor corresponde al valor dado en la fijación de Abril último, ajustado por lasvariaciones de los índices IPM de Chile y Estados Unidos, entre Enero de 2003 yJulio de 2003, adoptando este índice un desfase de tres meses.

(2) Este costo corresponde al costo de instalación a la fecha de puesta en servicio,incrementado en 4.88%, valor que equivale al costo financiero asociado a laanticipación mínima de seis meses entre la instalación y la ocurrencia de la demandade punta anual.

(3) Este valor corresponde al valor dado en la última fijación de Abril, ajustado porvariaciones de tasa de cambio, entre Marzo de 2003 y Septiembre de 2003, ysalarios entre Enero y Julio de 2003.

(4) La fórmula para calcular el costo marginal mensual de potencia es la siguiente:

W(US$/KW/mes) = Costo de Inversión x rt,r + Costo Fijo Operación

rt,r: Factor de recuperación del capital, calculado con 180 mensualidades (15 años),y con una tasa de descuento mensual r= 0.797414%, equivalente a la tasa de 10%anual.

rt,r = 0.010484.

(5) 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 potenciaadicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, esto es,turbinas a gas Diesel.

Precio Básico Potencia = 6.63331* 675.44 = 4,480.40 ($/kW/mes)



25

ANEXO Nº 4CALIDAD DE SUMINISTRO



26

1. SIMPLIFICACIONES ADOPTADAS

Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones:

1. Modelación uninodal del sistema eléctrico para determinación de probabilidad depérdida de carga en generación, y costos de regulación de tensión y frecuencia.

2. Representación multinodal del sistema eléctrico para determinación de probabilidad depérdida de carga en transmisión.

2. CALIDAD DE SUMINISTRO

La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetros Indisponibilidad deGeneración, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación de Frecuencia y Regulación deTensión.

a) Indisponibilidad de Generación

Se determinó la indisponibilidad de generación asociada al plan de obras utilizado en lapresente fijación

La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de unmodelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, lasindisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema.

La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades idealescon disponibilidad igual a 100%, obteniéndose la curva de duración de la demanda“equivalente” a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda ylas distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.

Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidadde oferta de potencia reconocida al sistema, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga(LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema degeneración no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horasde punta.

Este valor corresponde al mismo determinado en la fijación de octubre de 2001, y alcanza elvalor:

Indisponiblidad de Generación SING = 3.4 horas/ año

b) Indisponibilidad de Transmisión



27

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores depenalización, considerando que los modelamientos que les dieron origen no incorporaronfactores de indisponibilidad.

Para ello se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para unacondición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando el modelomultinodal PCP1.

Considerando una tasa de indisponibilidad de 0.00176 horas/km al año, se simuló laoperación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Seconsideró la salida sucesiva de 23 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso yobservando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida.

A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales porbarra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio desobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea.

Como costo de falla se usó el costo correspondiente, declarado en el cuerpo de esteinforme. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Losresultados 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 bajo, pues elmodelo utilizado reconoce que pocos eventos de salida de líneas, asociados a su vez abajas probabilidades, provocan insuficiencia en el abastecimiento de la demanda.

Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto. Losfactores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este Informe TécnicoDefinitivo incluyen este factor de sobrecosto.

c) Regulación de Frecuencia

Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos deinversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia delsistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, requiere de unaoperación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen dereserva de potencia en el sistema.

Para este efecto se simuló en el modelo COSTE4 la operación del sistema utilizando lasbases económicas de la presente fijación. En este escenario, se simuló una operación

1 El modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energíacon motivo de la divergencia surgida en Sesión N° 72.1/98.



28

reduciendo en un 8.5 % la potencia de las centrales generadoras del SING, de acuerdo a lametodología empleada para el cálculo del precio básico de la energía.

Se determinó el costo total de operación del sistema con la operación forzada y con laoperación natural, determinándose el siguiente coeficiente de sobrecosto:

Frf = 1.0433

Con este coeficiente de sobrecosto se ponderaron los costos variables de todas lasunidades térmicas del sistema. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de esteInforme Técnico Definitivo, considera este efecto.

d) Regulación de Tensión

Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementosde compensación, sin embargo los costos implícitos en el plan de obras no permiten a priorisuponer que se pueda prescindir de una operación coordinada con objeto de mantener losrangos de tensión en lo límites aceptados. Así, complementariamente, la regulación detensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generación destinada amantener los perfiles de tensión en los rangos nominales.

Para este efecto se simuló en el modelo COSTE4 una operación del sistema utilizando lasbases económicas de la presente fijación, pero con la operación forzada de una unidad de 4MW ubicada en la ciudad de Arica.

Se determinó el costo total de operación del sistema con la operación forzada y con laoperación natural, determinándose el siguiente coeficiente de sobrecosto:

Frv = 1.0133

Con este coeficiente de sobrecosto se ponderaron los costos variables de todas lasunidades térmicas del sistema. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de esteInforme Técnico Definitivo, considera este efecto.

Cabe señalar lo siguiente:

• Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministro debenentenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios.

• Los parámetros definidos no pueden entenderse como una condicionante del trabajoque el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) delArtículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.



29

ANEXO Nº 5

BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALESDEL CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN



30

BASES METODOLÓGICAS Y CONCEPTUALESDEL CÁLCULO FACTORES DE PENALIZACIÓN

INTRODUCCIÓN

Según lo establecido en el DFL Nº 1/82, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) debedeterminar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia. Asimismo, laCNE debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia para los sistemascuyo tamaño sea superior a 1.500 kW de capacidad instalada, los cuales deben serutilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de losrespectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía ypotencia.

En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente aOctubre de 2003, la Comisión ha decidido actualizar los Factores de Penalizaciónactualmente vigentes en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), cuyas basesmetodológicas y conceptuales se entregan a continuación.

MODELO DE FACTORES DE PENALIZACIÓN

Bases generales del cálculo de factores de penalización

Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyenen 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 Potencia para elSING, se utilizó un Modelo Multinodal, OSE2000, mediante una representación topológicaque se muestra en detalle más adelante. Asimismo, se modeló tanto las demanda decarácter residencial e industrial en las diferentes barras del sistema, en base a factores derepartición mensual y utilizando una curva de duración para cada tipo de demanda, esto es,la primera en aquellas barras en las cuales existen consumos principalmente regulados(ciudades), y la segunda, en todas aquellas en las cuales existen consumos de carácterindustrial.

Por otra parte, el flujo en cada línea se representó mediante una aproximación de 5 tramosen las líneas de 220 kV y 3 tramos para tensiones inferiores, permitiendo así unarepresentación más exacta de los flujos.

Los factores de penalización se determinaron a partir de la relación de precios de nudo porbarra, de acuerdo a la barra de referencia elegida, para un período de 24 meses. En elcaso particular de los factores de penalización de la potencia, dichos precios fuerondeterminados utilizando los resultados para el bloque de mayor demanda en cada mes.

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

Los datos utilizados y los resultados obtenidos se entregan a continuación:



31

Número Barra

1 A 1102 Alto Norte 1103 Andes 2204 Antofagasta 1105 Arica 1106 Arica 667 Capricornio 1108 Capricornio 2209 Central Atacama 22010 Chacaya 22011 Chapiquiña 6612 Chuquicamata 11013 Chuquicamata 22014 Cóndores 22015 Crucero 220 (barra libre)16 Domeyko 22017 El Aguila 6618 Escondida 22019 Esmeralda 22020 Iquique 6621 KM6 11022 La Cruz 22023 La Negra 11024 La Portada 11025 Laberinto 22026 Lagunas 22027 Mantos Blancos 22028 Mejillones 11029 Mejillones 22030 Norgener 22031 Nueva Zaldívar 22032 Oeste 22033 O'higgins 22034 Palestina 22035 Pampa 11036 Parinacota 22037 Pozo Almonte 11038 Pozo Almonte 22039 Pozo Almonte 6640 Salta 34541 Tarapaca 22042 Tocopilla 11043 Tocopilla 220

CUADRO N° 1: BARRAS DEL SISTEMA



32

CUADRO N° 2: DATOS DE DEMANDA DEL SISTEMA

AÑO Consumo Coste GWh

Pérdidas GWh

VentasGWh

2003 10712 262 104502004 11127 287 108402005 12023 299 11724

CUADRO N° 3: CONSUMOS MENSUALES % DEL TOTAL AÑO

Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2003 8.61% 7.88% 8.77% 8.16% 8.40% 8.00% 8.22% 8.44% 8.11% 8.53% 8.30% 8.59% 2003

2004 8.38% 7.67% 8.54% 8.23% 8.47% 8.07% 8.30% 8.52% 8.18% 8.60% 8.38% 8.67% 2004

2005 8.36% 7.66% 8.52% 8.24% 8.47% 8.07% 8.30% 8.52% 8.18% 8.61% 8.38% 8.67% 2005

CUADRO N° 4: PORCENTAJE DE DEMANDA INDUSTRIAL Y RESIDENCIAL

AñoTipo Consumo 2003 2004 2005

Industrial 89.84% 89.47% 89.63%Residencial 10.16% 10.53% 10.37%



33

CUADRO N° 5: VENTAS % MENSUAL POR BARRA

Barra kV 2003 2004 2005Alto Norte 110 2.43% 2.46% 2.27%Antofagasta 110 0.22% 0.27% 0.38%Arica 066 0.00% 0.08% 0.08%Capricornio 110 0.05% 0.08% 0.11%Crucero 220 44.94% 42.30% 41.31%Chacaya 220 0.00% 0.29% 0.94%El Aguila 066 0.06% 0.05% 0.05%Escondida 220 13.62% 13.21% 12.19%Central Atacama 220 11.11% 11.52% 10.63%La Cruz 220 0.31% 0.33% 0.32%La Negra 110 0.55% 0.57% 0.53%Laberinto 220 1.85% 1.79% 1.70%Lagunas 220 8.69% 10.81% 13.83%Mantos Blancos 220 2.58% 2.79% 2.58%Mejillones 110 2.14% 2.02% 1.87%Nueva Zaldívar 220 5.71% 5.55% 5.25%Oeste 220 0.72% 0.70% 0.64%Palestina 220 0.52% 0.51% 0.47%Pampa 110 0.31% 0.29% 0.27%Pozo Almonte 110 4.16% 4.39% 4.59%Total Industrial 100.00% 100.00% 100.00%Cóndores 220 24.11% 24.13% 24.22%Chuquicamata 110 12.19% 12.16% 12.24%Esmeralda 220 33.71% 33.63% 33.85%Iquique 066 0.96% 0.92% 0.91%La Negra 110 0.63% 0.63% 0.63%Mejillones 110 0.79% 0.79% 0.79%Parinacota 220 19.82% 19.39% 19.14%Pozo Almonte 110 2.41% 2.40% 2.42%Pozo Almonte 066 1.85% 2.49% 2.41%Tarapaca 220 1.09% 1.06% 1.02%Tocopilla 110 2.42% 2.39% 2.37%Total Residencial 100.0% 100.0% 100.0%



34

LinBarA LinBarB Linr(pu) Linx(pu) TensiónkV

CapacidadMW

1 Chapiquiña 66 El Aguila 66 0.1997 0.3421 66 152 El Aguila 66 Arica 66 0.2525 0.4316 66 153 Arica 110 Arica 66 0.0418 0.0540 110/66 254 Pozo Almonte 110 Arica 110 0.5273 0.6752 110 285 Pozo Almonte 220 Pozo Almonte 110 0.0000 0.1124 220/110 306 Pozo Almonte 110 Pozo Almonte 66 0.0000 0.0592 110/66 307 Pozo Almonte 66 Iquique 66 0.2135 0.3765 66 708 Lagunas 220 Pozo Almonte 220 0.0145 0.0603 220 1809 Tarapaca 220 Lagunas 220 0.0064 0.0454 220 20010 Tarapaca 220 Lagunas 220 0.0064 0.0454 220 20011 Tarapaca 220 Cóndores 220 0.0143 0.0579 220 18912 Cóndores 220 Parinacota 220 0.0460 0.1873 220 18913 Crucero 220 Lagunas 220 0.0355 0.1417 220 18014 Crucero 220 Lagunas 220 0.0360 0.1498 220 18015 Norgener 220 La Cruz 220 0.0068 0.0512 220 30716 Norgener 220 La Cruz 220 0.0068 0.0512 220 30717 La Cruz 220 Crucero 220 0.0010 0.0070 220 30718 La Cruz 220 Crucero 220 0.0010 0.0070 220 30719 Tocopilla 220 Crucero 220 0.0091 0.0593 220 33020 Tocopilla 220 Crucero 220 0.0091 0.0593 220 33021 Tocopilla 220 Tocopilla 110 0.0000 0.1240 220/110 20022 Tocopilla 110 A 110 0.0835 0.3479 110 9023 Tocopilla 110 A 110 0.2116 0.5959 110 9024 Tocopilla 110 A 110 0.2116 0.5975 110 9025 Tocopilla 110 KM6 110 0.1926 0.5793 110 9026 A 110 Chuquicamata 110 0.0041 0.0124 110 5027 A 110 Chuquicamata 110 0.0041 0.0124 110 5028 KM6 110 Chuquicamata 110 0.0047 0.0198 110 10029 Crucero 220 Chuquicamata 220 0.0078 0.0563 220 33030 Crucero 220 Chuquicamata 220 0.0078 0.0563 220 33031 Chuquicamata 220 Chuquicamata 110 0.0083 0.0620 220/110 40032 Chuquicamata 220 Chuquicamata 110 0.0083 0.0620 220/110 40033 Central Atacama 220 Crucero 220 0.0152 0.0960 220 40434 Central Atacama 220 Crucero 220 0.0152 0.0960 220 40435 Central Atacama 220 Domeyko 220 0.0419 0.1740 220 20336 Central Atacama 220 Domeyko 220 0.0419 0.1740 220 20337 Chacaya 220 Crucero 220 0.0285 0.1138 220 18038 Crucero 220 Laberinto 220 0.0221 0.1134 220 27039 Crucero 220 Escondida 220 0.0390 0.2004 220 27040 Chacaya 220 Capricornio 220 0.0092 0.0471 220 33241 Capricornio 220 Mantos Blancos 220 0.0029 0.0151 220 33242 Capricornio 220 Capricornio 110 0.0000 0.1290 220/110 8043 Laberinto 220 Mantos Blancos 220 0.0152 0.0629 220 173



35

LinBarA LinBarB Linr(pu) Linx(pu) TensiónkV

CapacidadMW

44 Oeste 220 Laberinto 220 0.0162 0.0705 220 20945 Andes 220 Oeste 220 0.0078 0.0323 220 17346 Salta 345 Andes 220 0.0107 0.1119 345/220 75047 Chacaya 220 Mejillones 220 0.0002 0.0006 220 18048 Mejillones 220 Mejillones 110 0.0000 0.3727 220/110 10049 Antofagasta 110 La Portada 110 0.0144 0.0343 110 8050 La Portada 110 Pampa 110 0.0316 0.0755 110 8051 Mejillones 110 Pampa 110 0.0446 0.1067 110 8052 Antofagasta 110 Capricornio 110 0.0313 0.0884 110 8053 Antofagasta 110 La Negra 110 0.0287 0.0685 110 3054 La Negra 110 Alto Norte 110 0.0143 0.0342 110 3055 Capricornio 110 Alto Norte 110 0.0476 0.1344 110 8056 O'higgins 220 Palestina 220 0.0082 0.0328 220 18057 Palestina 220 Domeyko 220 0.0108 0.0431 220 18058 Domeyko 220 Escondida 220 0.0015 0.0060 220 18059 Laberinto 220 Nueva Zaldívar 220 0.0146 0.0751 220 27060 Andes 220 Nueva Zaldívar 220 0.0080 0.0504 220 22861 Andes 220 Nueva Zaldívar 220 0.0080 0.0504 220 22862 Escondida 220 Nueva Zaldívar 220 0.0021 0.0114 220 29163 Central Atacama 220 O'higgins 220 0.0151 0.0626 220 16364 Central Atacama 220 Esmeralda 220 0.0143 0.0583 220 189

CUADRO N° 6: DATOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN



36

Central Diesel Antofagasta

~~Central Diesel Arica

~~Central Chapiquiña

4 El Aguila 66

1 Arica 66

~~

Central Diesel Iquique

6 Pozo Almonte 110

7 Pozo Almonte 220

~~Central Cavancha

8 Iquique 66

5 Pozo Almonte 66

~~

10 Cóndores 220

11 Tarapacá 220 12 Lagunas 220

C.ntral Termoeléctrica Tarapacá

~~Central Termoeléctrica Norgener

13 Norgener 220

14 La Cruz 220

16 Tocopilla 220

17 Tocopilla 110

15 Crucero 220

18 Chuquicamata 220

20 A 110

21 KM6 110

~~

~~

23Laberinto 220 24 Oeste 220

29 Andes 220

~~

30 Salta 345

Central Salta

37 Zaldivar 220

36 Escondida 220

35 Domeyko 220

22 Central Atacama 220

Central Atacama

~~

25 Chacaya 220

~~Central Diesel Mantos Blancos

28 M. Blancos 220

26 Capricornio 220

31 Mejillones 220

34 Palestina 220

33 O'Higgins 220

38 Pampa 110

39 Antofagasta 110

~~

41 La Negra 110

42 Alto Norte 110

40 Esmeralda 220

19 Chuquicamata 110

Central Termoeléctrica Mejillones

Central Termoeléctrica Tocopilla

~~

27 Capricornio 110

3 Chapiquiña 66

CIUDAD DE IQUIQUE

CIUDAD DE ANTOFAGASTA

BOOSTER

32 Mejillones 110

~~

2 Arica 110CIUDAD DE ARICA

43 Parinacota 220 Almonte 220



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RESULTADOS

De este modo, a partir de los precios de nudo por barra, en la tabla siguiente sepresentan los correspondientes factores de penalización que determinan la relación deprecios de nudo por barra, de acuerdo a las bases presentadas en los cuadrosprecedentes de este anexo:

CUADRO N° 7: FACTORES DE PENALIZACIÓN

Barra Potencia Energía

Arica 110 kV 0.8459 0.9766Pozo Almonte 220 kV 0.9397 1.0830

Parinacota 220 kV 1.0000 1.1067Cóndores 220 kV 0.9495 1.0853Tarapacá 220 kV 0.9236 1.0664Lagunas 220 kV 0.9290 1.0681Crucero 220 kV 0.8695 1.0000

Central Atacama 220 kV 0.8615 0.9782Chacaya 220 kV 0.7979 0.9222

Capricornio 220 kV 0.8164 0.9451Mantos Blancos 220 kV 0.8228 0.9520

Mejillones 220 kV 0.7913 0.9172Antofagasta 110 kV 0.8276 0.9558Esmeralda 220 kV 0.8759 0.9947

cne filediesel arica mirrless ks 1953 motor diesel 2.9 256 2.8% 78.66 65.51 56.10 9.20

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