Introducción

Este informe entrega un análisis de la demanda de energía eléctrica, la oferta, los costos de producción de esta y la fijación de precio.

Producto

El producto que se analizará es la energía eléctrica, en el mercado de bajo consumo (inferior a 2000 Kw.). Este producto no es sustituible por otro, dependiendo de la necesidad a satisfacer, y si es sustituible, la energía eléctrica tiene una serie de ventajas que la hacen una de las formas de energía mas apreciadas, ya sea por su eficiencia en transmisión mecánica, por su capacidad de iluminación, por su fácil transporte, por su versatilidad (se puede ocupar para prácticamente cualquier cosa) y su limpieza y carácter ecológico, etc.

La energía eléctrica se ha vuelto una necesidad en la actualidad sobre todo para el sector urbano de la población.

Industria eléctrica

La industria eléctrica no tiene las mismas características que las industrias de bienes. Por ser la electricidad un bien continuo, es decir, no se puede dividir en unidades de una forma física, que no sea dividirlas por unidad de tiempo. La electricidad es un flujo de electrones, y como tal necesita de un medio de distribución, el cual en este caso son los cables.

Esta característica de flujo de la electricidad, la que la hace restringirse a un medio de transporte, hace que su comercialización directa por parte de las empresas generadoras sea dependiente del consumo del cliente, puesto que el costo que se incurre en cables es elevado, y solo se justifica para un consumo de electricidad elevado.

Esta realidad llevo a la necesidad de la existencia de empresas de transmisión de electricidad y empresas de distribución eléctrica, las cuales llevarían energía eléctrica a los individuos de consumo bajo.

Como el bajo consumidor de energía eléctrica no puede elegir a la empresa distribuidora, puesto que esta instala su tendido eléctrico, y el usuario no puede elegir a otra empresa puesto que no hay cupo para mas tendido eléctrico, se produce un monopolio natural, en donde el Gobierno intervino con una reglamentación para la fijación de precios y tarifas eléctricas.

Los dos tipos de mercado definidos por el Gobierno son: uno de bajo consumo; en donde el consumo de potencia no supera los 2000 Kw. y se produce un monopolio natural por parte de la empresa distribuidora y un mercado de alto consumo; en el cual el consumo es superior a los 2000 Kw. de potencia y en este el Gobierno asume que los consumidores tienen un alto poder de negociación o de proveerse electricidad de otras formas que no sean las empresas generadoras, ya sea, autogeneración, etc. Para el mercado de alto consumo el Gobierno opto por libertad de precio puesto que se observan condiciones de competencia en este.

Sistema eléctrico nacional

El sistema eléctrico nacional se divide en 6 sistemas interconectados de empresas generadoras, empresas transmisoras y empresas distribuidoras:

El SING: o Sistema Interconectado del Norte Grande; este comprende a las empresas interconectadas que pertenecen a la Primera y Segunda región.

El SIC: o Sistema Interconectado Central; este comprende a las empresas interconectadas que pertenecen desde la Tercera región hasta la Décima región, incluida la región Metropolitana.

El Sistema Aysen-Coyhaique: este comprende a las empresas interconectadas que abastecen a la Undécima región.

El Sistema Punta Arenas: este comprende a las empresas interconectadas que abastecen a la ciudad de Punta Arenas.

El Sistema Puerto Porvenir: este comprende a las empresas interconectadas que abastecen a la ciudad de Puerto Porvenir.

El Sistema Puerto Natales: este comprende a las empresas interconectadas que abastecen a la ciudad de Puerto Natales.

Régimen tarifario

La legislación vigente establece como premisa básica que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos.

La regulación de los precios se hace en una fijación periódica, por parte del gobierno. El precio que las empresas distribuidores pagan a las empresas generadoras por la electricidad necesaria para abastecer a clientes de bajo consumo, se denomina Precio de Nudo y se calcula con criterios marginalistas.

El valor que las empresas distribuidores cobran por efectuar el servicio de distribución de electricidad, se conoce como Valor Agregado de Distribución (VAD), y se calcula considerando el costo medio en que incurre una distribuidora modelo eficiente para proveer el servicio

Los generadores pueden, entonces, comercializar su energía y potencia en el mercado de los grandes consumidores, a precio libre; en el mercado de las empresas distribuidores, a precio de nudo, tratándose de electricidad destinada a clientes de precio regulado; y en el Centro de Despacho Económico de Carga del respectivo sistema (CDEC), a costo marginal horario.

Precio a usuario final = Precio de nudo + VAD

Precio de nudo

Los precios de nudo se fijan semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año. Su determinación es efectuada a través de un informe técnico que elabora la Comisión Nacional de Energía (CNE), su fijación se realiza mediante decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

El precio de nudo tiene dos componentes: el precio de la energía y el precio de la potencia. En el caso del precio de la energía, éste corresponde a un promedio ponderado de costos marginales de corto plazo esperados. En el caso del precio de la potencia, éste corresponde al costo marginal de desarrollo de la unidad que la potencia de punta del sistema.

Determinación Precio de nudo

La forma de fijar el precio de nudo es determinando una subestación que será la representativa del sistema, o subestación básica, la cual representara al costo marginal esperado del sistema. Para esto, la CNE debe realizar un estudio en el cual bajo ciertos criterios se logre determinar la subestación básica.

Luego de la determinación de la subestación básica, se deben fijar los llamados factores de penalización, los cuales reflejan las perdidas marginales distribuidas en la red eléctrica, por lo tanto, también son un índice de costos asociados a la generación de energía, los cuales serán recargados al precio de nudo de la correspondiente subestación.

Ejemplo Determinación Precio de Nudo, SIC año 2000

Demanda Prevista:

En el cuadro Nº 1 se indica la previsión de consumo neto del SIC utilizada en este informe, y en el cuadro Nº 2 se indican los factores aplicados para repartir trimestralmente la energía y la demanda máxima anual.

Cuadro Nº 1:

Cuadro Nº 2:

La previsión de demanda se obtuvo aplicando el modelo econométrico desarrollado por la empresa GERENS, enviado a las empresas en el año 1995, y que correlaciona el Indice Mensual de la Actividad Económica (IMACEC) y las ventas mensuales de energía del CDEC-SIC, que constituye la justificación de la misma.

Costos Variables de operación:

Los costos variables indicados en el cuadro Nº 3 se han obtenido de acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82, utilizando los valores vigentes al 31 de Marzo de 2000 para cada uno de ellos.

Los valores expresados en dólares son a la siguiente tasa de cambio:

TASA DE CAMBIO : 504.38 $/US

Valor promedio del dólar observado del mes de Marzo de 2000.

Cuadro Nº 3: COSTOS VARIABLES DE OPERACION

Costo de razonamiento:

Es el costo en el que incurre una subestación por el razonamiento eléctrico.

Los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo Nº 276 del Decreto 327/98, son los siguientes:

Niveles rango: 0-10% 170,61 US$/MWh

10-20% 211,15 US$/MWh

sobre 20% 265,45 US$/MWh

Valor único representativo: 178.7 mills/KWh

Calculo de los precios de nudo y resultados obtenidos:

Los precios de energía se calcularon a partir de los costos marginales de energía en los primeros 16 trimestres de operación del SIC, contados a partir del 1º de Abril de 2000.

Dichos valores se obtuvieron utilizando el modelo de optimización de la operación del SIC, denominado "Modelo del Laja". La modelación incorpora además una operación de la central Rucúe en serie hidráulica con las otras centrales del complejo Laja, una operación con una cota mínima de 1308.48 msnm, y la consideración de una muestra estadística de energía generable de 40 años , desde abril de 1959 a marzo de 1999. El horizonte de estudio utilizado fue 10 años (años hidrológicos 2000 a 2010), con una cota inicial para el lago Laja al 1º de Abril de 1316.33 msnm .

La muestra señalada ha sido tratada de modo de considerar la posibilidad de ocurrencia de años más secos que el más seco registrado, así como la posibilidad de ocurrencia de años más húmedos que el más húmedo registrado. Para ello, se tomaron las dos situaciones más secas, como sistema, de las estadísticas existentes (años 98-99 y 68-69), ponderándose los respectivos aportes de energía por los guarismos 0,8 y 0,9. Lo propio se efectuó con los dos años más húmedos, ponderándose los aportes respectivos por los guarismos 1,2 para el más húmedo y 1,1 para el siguiente. Para estas últimas condiciones de humedad, los aportes se limitaron cuando la energía así ponderada superaba las posibilidades de colocación de las unidades.

Calculo del precio básico de la energía:

El precio básico de la energía, resulta de calcular el promedio ponderado de los costos marginales trimestrales (16 trimestres) en el Nudo Básico San Isidro.

Cuadro Nº 4.

Promedio ponderado: 23.67 (Mills/KWh)

Precio de la energía en nudo San Isidro 220 KV:

Precio Básico Energía = 23.67 * 504.38 = 11.939 ($/kWh)

Calculo de precio básico de potencia:

Los precios de potencia de punta se derivaron del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas en el Nudo Básico Maitencillo.

El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula:

en donde:

a) Ctq: Costo de inversión en turbinas a gas diesel evaluado a la fecha en que se registran los aumentos de potencia de punta anual en el sistema eléctrico. Este costo corresponde al costo de instalación de la turbina a gas, incrementado en el costo financiero imputable al adelanto de inversión que media entre la fecha de puesta en servicio del equipo y la fecha en que se registran los aumentos de potencia de punta anual. Al respecto se considera un adelanto mínimo de seis meses, lo que, para la tasa anual de descuento de 10% que estipula la ley, origina costo financiero de 4.88%.

El costo de instalación en dólares de la turbina a gas se ha actualizado, adecuando el tamaño de la unidad a la demanda máxima anual del SIC obteniéndose un valor de 389.242 US$/kW. Aplicando el costo financiero por adelanto de inversión indicado, resulta:

Ctq = 408.237 US$/kW

b) CL: Costo de inversión en línea de transmisión para conectar la turbina a gas al nudo Maitencillo. El costo de inversión es de 16.38 US$/kW, que incluye un arancel de 0,09%. Aplicando el incremento de costo financiero por adelanto de inversión, resulta:

CL = 17.18 US$/KW

c) rT,r: Factor de recuperación del capital, calculado con 240 mensualidades (20 años), y con una tasa de descuento mensual r = 0,797414 %, equivalente a la tasa de 10% anual.

rT,r = 0,009366

d) rL,r: Factor de recuperación del capital para 360 mensualidades

(30 años) y r = 0,797414 %.

rL,r = 0,008459

e) Cop: Costo mensual fijo de operación y mantenimiento de la turbina a gas. Este valor corresponde al valor, en dólares, dado en la fijación de precios de Octubre último ajustado por variaciones de la tasa de cambio del dólar entre Septiembre de 1999 y Marzo de 2000, y del Índice de Sueldos y Salarios entre Julio de 1999 y Enero de 2000.

Cop = 1.0023 US$/kW/mes

f) a: margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico Esta cifra ha sido calculada considerando la disponibilidad actual de las unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, esto es, turbina a gas Diesel :

a: 0.0627 °/1

g) b: pérdidas en línea de transmisión.

b: 0,01 °/1

Aplicando la fórmula de cálculo con los valores señalados resulta el siguiente valor para el costo de la potencia:

W = (408.237 x 0,009366 + 17.18 x 0,008459 +1.0023) x (1 + 0.0627) x 1,01

= 5.336 US$/kW/mes

Precio Básico Potencia = 5.336 * 504.38 = 2691.372 ($/kW/mes)

Calculo precios nudo para el resto del SIC:

Los precios de energía y potencia en los restantes nudos del SIC, se calcularon aplicando los factores de penalización, los cuales corresponden a los determinados en la fijación de octubre de 1998 y cuyas bases conceptuales se envió a las empresas en esa ocasión ( Cuadro Nº 5 ).

Valor agregado de distribución

El Valor Agregado de Distribución es la componente que se suma al precio de nudo para establecer los precios a clientes finales en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Para esto se considera el precio de nudo en el punto de interconexión del segmento generación-transporte con las instalaciones de distribución. Este punto de interconexión está dado por la subestación de distribución, o sea, aquella subestación que transforma la tensión desde el nivel de transmisión, mayor a 23 kV, hasta el nivel de distribución, igual o inferior a 23 kV.

El VAD es básicamente un costo medio que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica, por lo que no reconoce los costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras.

El precio a usuario final, es a su vez tratado de manera de representar distintas opciones tarifarías al cliente, según sus características de consumo.

El Valor Agregado de Distribución es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo informe técnico de la Comisión Nacional de Energía.

Clientes en Alta y Baja Tensión

Son clientes en alta tensión (AT) aquellos que están conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es superior a 400 volts.

Son clientes en baja tensión (BT) aquellos que están conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es igual o inferior a 400 volts.

Opciones Tarifarías

Existen distintas opciones tarifarías dependiendo del tipo de consumo de los usuarios finales. Las opciones tarifarías son libremente elegidas por el cliente y su duración es de un año, al cabo del cual el cliente puede mantenerla o cambiarla por otra, según sea su conveniencia.

Todas las opciones tarifarías, y sus fórmulas, se construyen sobre los mismos parámetros de valor agregado, factores de pérdidas y costos fijos determinados para la empresa modelo en las zonas respectivas. Sólo cambian en su estructura.

Las opciones tarifarías definidas para Baja Tensión son las siguientes:

BT1: Medición de energía cuya potencia conectada sea inferior a 10 Kw. o la demanda sea limitada a 10 Kw. (residencial)

BT2: Medición de energía y contratación de potencia (comercial y alumbrado público)

BT3: Medición de energía y medición de demanda máxima

BT4: Medición de energía y alguna de las siguientes modalidades

BT4.1: Contratación de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia.

BT4.2: Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y contratación de la demanda máxima de potencia.

BT4.3: Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada.

Existen las opciones AT2, AT3, AT4.1, AT4.2, AT 4.3, que son idénticas a las mostradas, pero definidas para Alta Tensión.

Cuentas Típicas

El costo de una cuenta típica residencial, comercial e industrial se ha calculado para cada comuna del país en el cuadro 6.

Las “cuentas típicas” constituyen lo que pagaría mensualmente un usuario de características promedio, después de las fijaciones tanto de distribución como de precio de nudo. Para estos efectos los clientes fueron definidos en tres tipos:

· Usuario residencial: se considera como tal al que tiene un consumo de energía de 100 Kwh. por mes, perteneciente a la opción tarifaría BT1.

· Usuario comercial: se considera como tal al que tiene un consumo de energía de 4.500 Kwh. y uno de potencia de 20 KW por mes, perteneciente a la opción tarifaria BT2.

· Usuario industrial: se considera como tal al que tiene un consumo de energía de 169.000 Kwh. por mes, con una potencia contratada de 574 KW y una demanda máxima en horas de punta de 303 KW, opción tarifaría AT4, propia de grandes industriales.

Debe destacarse que todas las cuentas son afectadas por el alza de precios de nudo; este es el precio de producción que se fija cada seis meses, y el alza para este semestre refleja la escasez esperada en los próximos años por reducción de las tasas de inversión, y el aumento sostenido del precio internacional del petróleo.

Con el objeto de comparar la situación de las regiones, se calcularon promedios, mínimos y máximos regionales por cuenta típica (cuadro 6).

Cuadro 6
($ / mes)
Región	Promedio Industrial	Promedio Comercial	Promedio Residencial		Región		Mínimo Industrial		Máximo Industrial		Mínimo Comercial		Máximo Comercial		Mínimo Residencial		Máximo Residencial
		$	$	$						$		$		$		$		$		$
V	6.258.641	334.918	7.060		V		5.068.735		7.461.853		257.796		453.237		5.464		9.484
RM	5.154.526	271.952	5.827		RM		4.727.399		6.346.398		231.629		390.984		4.888		11.666
I	5.612.687	302.857	7.207		I		4.975.870		6.209.345		269.499		369.202		6.583		8.410
II	5.426.050	356.211	7.086		II		4.777.918		7.728.792		301.687		451.519		6.129		8.947
III	6.830.419	359.993	7.809		III		6.565.378		7.146.781		312.668		416.483		6.907		8.887
IV	7.337.165	408.490	7.952		IV		6.402.940		9.206.775		318.643		519.414		6.662		9.752
VI	6.099.881	350.671	7.324		VI		5.233.075		6.861.379		263.829		414.877		5.745		8.483
VII	6.198.154	366.169	7.435		VII		5.180.480		7.251.093		263.829		454.759		5.745		8.658
VIII	6.255.208	372.303	7.452		VIII		4.745.194		7.997.473		244.591		436.230		5.293		8.512
IX	5.868.116	387.288	7.510		IX		5.001.712		6.571.290		256.654		436.230		5.598		8.185
X	5.842.123	374.854	7.172		X		5.226.184		7.240.526		288.752		443.071		5.744		8.426
XI	10.606.949	506.997	10.178		XI		10.606.949		10.606.949		506.997		506.997		10.178		10.178
XII	8.403.240	411.998	8.708		XII		8.224.831		8.492.444		381.711		427.142		8.223		8.951
FUENTE CNE

Tipos de consumidores Residenciales

Para lograr clasificar a los tipos de consumidores Residenciales, se clasificara el consumo por rango y luego se vera la distribución por región.

Cuadro 7

Rango Residencial General

Rango Residencial General
Rango I(R)	0,0	5.000,0
Rango II(R)	5.000,0	6.000,0
Rango III(R)	6.000,0	7.000,0
Rango IV(R)	7.000,0	8.000,0
Rango V(R)	8.000,0	9.000,0
Rango VI(R)	9.000,0	10.000,0
Rango VII(R)	10.000,0	11.000,0
FUENTE CNE

Cuadro 8
Distribución de Frecuencias
Distribución de Frecuencia Residencial
Región	Rango I(R)	Rango II(R)	Rango III(R)	Rango IV(R)	Rango V(R)	Rango VI(R)	Rango VII(R)
V	0%	11%	54%	25%	5%	5%	0%
RM	47%	10%	34%	6%	2%	0%	2%
I	0%	0%	57%	29%	14%	0%	0%
II	0%	0%	40%	40%	20%	0%	0%
III	0%	0%	11%	67%	22%	0%	0%
IV	0%	0%	11%	47%	37%	5%	0%
VI	0%	3%	44%	17%	36%	0%	0%
VII	0%	6%	24%	41%	29%	0%	0%
VIII	0%	8%	33%	19%	40%	0%	0%
IX	0%	2%	34%	29%	36%	0%	0%
X	0%	4%	46%	35%	16%	0%	0%
XI	0%	0%	0%	0%	0%	0%	100%
XII	0%	0%	0%	0%	100%	0%	0%
FUENTE CNE

Características sistemas, Ofertas y Demandas

CDEC SING

Estas siglas son las que identifican a las empresas que generan electricidad, las que transmiten y las empresas que la distribuyen para los consumidores de la Primera y Segunda región.

Las empresas integrantes del SING son las siguientes:

NOMBRE DE EMPRESAS

INTEGRANTES DEL CDEC-SING

CELTA

EDELNOR

ELECTROANDINA

GENER

NOPEL

NORGENER

Detalles del SING

Las características de este sistema son las siguientes:

NOMBRE:	SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)
UBICACIÓN:	I y II REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW):	3351,5
DEMANDA MAXIMA AÑO 2000 (MW):	1211,0
VENTAS AÑO 2000 (GWh):	8398,0
GENERACIÓN BRUTA 2000 (GWh):	9327,0

La distribución de la generación bruta es de:

	SING
1990(*)	142
%térmica	78,5%
%hidro	21,5%
1991(*)	188
%térmica	44,8%
%hidro	55,2%
1992	178
%térmica	78,5%
%hidro	21,5%
1993	224
%térmica	80,4%
%hidro	19,6%
1994	3.745
%térmica	98,8%
%hidro	1,2%
1995	4.443
%térmica	99,2%
%hidro	0,8%
1996	5.544
%térmica	99,4%
%hidro	0,6%
1997	6.392
%térmica	99,1%
%hidro	0,9%
1998	7.358
%térmica	99,3%
%hidro	0,7%
1999	9.001
%térmica	99,3%
%hidro	0,7%
2000	9.327
%térmica	99,4%
%hidro	0,6%

El numero de empresas generadoras son principalmente las integrantes del SING ya mencionadas.

Las principales empresas transmisoras son:

EDELNOR	1.090	km
ELECTROANDINA	1.047	km
CELTA	518	km
NORGENER	275	km
GENER	644	km
NOPEL	307	km

Las empresas distribuidoras son:

NOMBRE	Nº CLIENTES	VENTAS (MWh)
EMPRESA	(Dic-99)	(Año 99)
EMELARI (I Región)	51.050	158.499
ELIQSA (I Región)	56.202	209.987
ELECDA (II Región)	108.316	346.478

CDEC SIC

Estas siglas son las que identifican a las empresas que generan electricidad, las que transmiten y las empresas que la distribuyen para los consumidores de la Tercera a la Decima región.

Las empresas integrantes del SIC son las siguientes:

NOMBRE DE EMPRESAS

INTEGRANTES DEL CDEC-SIC

GENER S.A.

SOC.ELECTRICA SANTIAGO S.A.

COLBÚN S.A.

ENDESA

GUACOLDA S.A.

PANGUE S.A.

PEHUENCHE S.A.

SAN ISIDRO S.A.

ARAUCO GENERACION S.A.

IBENER S.A.

TRANSELEC

TRANSNET S.A.

STS S.A.

Las características de este sistema son las siguientes:

NOMBRE:	SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)
UBICACIÓN:	III A X REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW):	6.646
DEMANDA MAXIMA AÑO 2000 (MW):	4.576
VENTAS AÑO 2000 (GWh):	27.916
GENERACIÓN BRUTA 2000 (GWh):	29.577

Detalles del SIC

Generación bruta en GWh

	SIC
1990(*)	13.641
%térmica	40,0%
%hidro	60,0%
1991(*)	14.733
%térmica	16,5%
%hidro	83,5%
1992	16.302
%térmica	2,8%
%hidro	97,2%
1993	77.661
%térmica	7,3%
%hidro	92,7%
1994	18.985
%térmica	13,3%
%hidro	86,7%
1995	20.507
%térmica	14,2%
%hidro	85,8%
1996	22.424
%térmica	28,2%
%hidro	71,8%
1997	23.959
%térmica	24,5%
%hidro	75,5%
1998	25.658
%térmica	41,0%
%hidro	59,0%
1999	26.920
%térmica	52,4%
%hidro	47,6%
2000	29.577
%térmica	62,3%
%hidro	37,7%

Las empresas generadoras son principalmente las mismas integrantes del SIC

Las principales empresas transmisoras son:

CHILGENER	583	Km
COLBÚN S.A.	112	Km
PANGUE S.A.	62	Km
PEHUENCHE S.A.	73	km
GUACOLDA	203	km
ENDESA	1.246	km
TRANSELEC (*)	5.629	km
CGE	1.125	km
EMELECTRIC	276	km
STS (*)	390	km
TRANSNET (*)	677	km
TRANSQUILLOTA (*)	16	km
Total de kilómetros de líneas en el SIC	10.375	km

Las empresas distribuidoras son:

NOMBRE	NRO. CLIENTES	VENTAS (MWh)
EMPRESA	(Dic-99)	(Año 99)
CHILECTRA (RM)	1.225.341	5.634.168
CGE (RM, VI a IX Región)	615.060	2.017.492
CHILQUINTA (V Región)	381.911	1.120.393
RÍO MAIPO (RM)	273.655	781.583
SAESA (IX y X Región)	217.266	674.523
FRONTEL (VIII y IX Región)	200.554	327.259
EMEC (IV y V Región)	185.145	483.469
CONAFE (V y VII Región)	128.888	460.359
EMELECTRIC (RM, V a VIII Región)	163.959	449.410
ELECDA (III Región)	2.985	10.063
EMELAT (III Región)	66.092	261.984
PUENTE ALTO (RM)	30.314	85.480
COPELEC (VIII Región)	25.443	61.995
LITORAL (V Región)	32.478	30.284
LUZLINARES (VII Región)	14.449	39.306
EMETAL (VII Región)	13.108	35.449
COLINA (RM)	11.811	31.124
LUZPARRAL (VII y VIII Región)	11.320	23.574
CREO S.A.	11.098	26.283
Otras	47.172	223.041
Total SIC	3.658.049	12.777.241

Aysen, Punta Arenas, Puerto Porvenir y Puerto Natales

NOMBRE:	SISTEMA AYSEN-COYHAIQUE
UBICACIÓN:	XI REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW):	17,11
Demanda Máxima (MW) 2000	13,75
Generación Bruta (GWh) 2000	74,70
No existe CDEC

Generación bruta en GWh

	SISTEMA
	AYSEN
1990(*)	36
%térmica	29,3%
%hidro	70,7%
1991(*)	37
%térmica	29,3%
%hidro	70,7%
1992	41
%térmica	29,3%
%hidro	70,7%
1993	43
%térmica	28,8%
%hidro	71,2%
1994	49
%térmica	34,8%
%hidro	65,2%
1995	60
%térmica	41,7%
%hidro	58,3%
1996	60
%térmica	42,6%
%hidro	57,4%
1997	69
%térmica	49,3%
%hidro	50,7%
1998	76
%térmica	43,4%
%hidro	56,6%
1999	82
%térmica	48,8%
%hidro	51,2%
2000	86
%térmica	50,9%
%hidro	49,1%

La empresa generadora, transmisora y distribuidora es: EDELAYSEN S.A.

NOMBRE:	SISTEMA PUNTA ARENAS
UBICACIÓN:	XII REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW)	58,5
Demanda Máxima (MW) 2000	29,8
Generación Bruta (GWh) 2000	145,5
No existe CDEC

La empresa generadora, transmisora y distribuidora es: EDELMAG S.A.

NOMBRE:	SISTEMA PUERTO PORVENIR
UBICACIÓN:	XII REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW)	1,78
Demanda Máxima (MW) 2000	1,09
Generación Bruta (GWh) 2000	4,13
No existe CDEC

La empresa generadora, transmisora y distribuidora es: EDELMAG S.A.

NOMBRE:	SISTEMA PUERTO NATALES
UBICACIÓN:	XII REGIÓN
CAPACIDAD INSTALADA 2000 (MW)	4,15
Demanda Máxima (MW) 2000	2,76
Generación Bruta (GWh) 2000	13,40
No existe CDEC

La empresa generadora, transmisora y distribuidora es: EDELMAG S.A.

Generación bruta en GWh

	SISTEMA
	MAGALLANES
1990(*)	97
%térmica	100,0%
%hidro	0,0%
1991(*)	101
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1992	108
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1993	116
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1994	125
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1995	129
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1996	139
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1997	143
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1998	152
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
1999	155
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%
2000	163
%térmica	100,0%
%hidro	0.0%

ANEXO 1

DETERMINACION DE LA SUBESTACION BASICA DEL SIC

(Nudo Básico) Año 2000

INTRODUCCION

De acuerdo al Reglamento Eléctrico, para el cálculo de precio básico de la energía, la CNE debe considerar la o las subestaciones básicas de energía, para las cuales se determine dicho precio.

De acuerdo al artículo 274º, para seleccionar la o las subestaciones en donde se calcule el costo marginal esperado del sistema, deberán considerarse los siguientes elementos, para todo el período de estudio del Plan de Obras:

a) Localización de centrales que operen marginalmente;

b) Tramos de intercambio;

c) Barras netas de consumo; y

d) Demanda zonal respecto de la demanda total del sistema.

CRITERIOS ADOPTADOS POR LA CNE

Considerando los criterios señalados en el artículo recién mencionado, esta Comisión ha aplicado un procedimiento destinado a identificar la o las subestaciones básicas de energía. A continuación se explica cada uno de estos criterios:

a) Localización de centrales que operen marginalmente

En consideración a este criterio y mediante la utilización de un horizonte de 40 trimestres, el despacho del parque generador para cada uno de los 40 años hidrológicos, el Plan de Obras vigente y el costo marginal trimestral que resulta de la operación, se establece la frecuencia de marginación por central para el universo de 1600 costos marginales trimestrales (40hid.x40trimestres).

b) Determinación de tramos de intercambio

En base al comportamiento de flujo esperado de energía, para los tramos más importantes del sistema, midiendo su comportamiento en un horizonte de 10 años, se identifican aquellos con características de intercambio.

c) Barra neta de consumo

Considerando el mismo escenario anterior se evalúa esta condición para cada una de las barras del sistema modelado (consumo v/s oferta local).

d) Demanda relevante respecto del total del sistema

Esta característica se evalúa por barra, considerando factores típicos de repartición de demanda para el SIC y la previsión de demanda considerada en la presente fijación.

RESULTADO

Considerando los resultados del análisis anterior, se establece que la subestación básica del Sistema Interconectado Central, corresponde a la barra de San Isidro 220kV.

ANEXO 2

CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC

EN FIJACION DE ABRIL DE 2000

1. SIMPLIFICACIONES ADOPTADAS

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

1. Modelación uninodal del sistema eléctrico para la determinación de indisponibilidad de generación y costos de regulación y frecuencia.

2. Modelación multinodal para la determinación de indisponibilidad de transmisión.

3. Estudio de plan de obras: Ver anexo 5.

4. Factores de penalización obtenidos mediante flujos DC interactuando con proceso iterativo con módulo de despacho. Estos factores se han determinado conforme a la metodología utilizada en la fijación de octubre de 1998 (Ver Informe Técnico Definitivo de Octubre de 1998 y sus documentos anexos).

2. CALIDAD DE SUMINISTRO Y REGLAMENTO ELECTRICO

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

a) Indisponibilidad de Generación

Se determinó la indisponibilidad de generación implícita asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación de precios.

La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema y las condiciones de corto plazo que presenta la oferta de generación hidráulica para el caso de un sistema hidro-térmico.

La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con 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 y las 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 capacidad de 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 de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta.

La indisponibilidad de generación obtenida en el SIC expresada en horas al año:

Indisponibilidad de Generación = 1.90 horas/año

b) Indisponibilidad de Transmisión

La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad.

Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando una versión del modelo multinodal PCP .

Considerando una tasa de indisponibilidad de 0.00136 horas/Km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando 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 por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea.

Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes:

Indisponibilidad de Transmisión = 1.63 horas/año

Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1.000183 p.u

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 Informe, incluyen este coeficiente de sobre costo.

c) Regulación de Frecuencia

Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, 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 simuló en el modelo GOL la operación del sistema utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario, se limitó la operación de una unidad hidráulica manteniendo un margen de reserva de potencia de 100 MW.

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

Frf = 1.0018

Con este coeficiente de sobrecosto se ponderaron los costos variables de todas las unidades térmicas del sistema. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de este Informe, considera este efecto.

d) Regulación de Tensión

Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación, sin embargo la modelación más bien uninodal del plan obras omite en gran medida estos efectos. Complementariamente, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales.

Para este efecto se simuló en el modelo GOL una operación del sistema utilizando las bases económicas de la presente fijación, pero con una probabilidad de excedencia de entre el 20% y 50%. En este escenario, se forzó la operación de una unidad térmica en el centro de carga operando a mínimo técnico y durante el 50% del horizonte analizado para este análisis (un año)

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

Frv = 1.0122

Con este coeficiente de sobrecosto se ponderaron los costos variables de todas las unidades térmicas del sistema. El perfil de costos marginales mostrado en el cuerpo de este Informe, considera este efecto.

Cabe señalar lo siguiente:

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

· Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.

Bibliografía:

Pagina Web: www.cne.cl

Documentos:

Regimen tarifario.doc

Informe final.doc

Informe SIC 2000.doc

Precio nudo.pdf , Precio nudo norte.pdf , Precio nudo Magallanes.pdf y Precio nudo Aysen.pdf.

Aysen.xls, Sic.xls y Sing.xls.

Balance 2000.xls y Valores electricidad.xls.

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