INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2016
Autor Fecha Creación Correlativo
Dirección de Operación y Peajes 14-03-2016 CDEC-SING C023/2016
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1. INTRODUCCIÓN
3
2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES
4
2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN 2.1.1 COSTOS MARGINALES 2.1.2 COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN 2.1.3 GENERACIÓN BRUTA 2.1.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL 2.1.5 INTERCONEXIÓN SING-SADI 2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 2.2.1 MANTENIMIENTOS 2.2.2 FALLAS 2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA
4 4 4 6 9 9 11 11 12 13
3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES
14
4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING
17
4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING 4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING
17 18
5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES
20
6. ANEXOS
23
6.1 ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 6.2 ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO 6.3 ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES 6.4 ANEXO 4. DISPONIBILIDAD GAS NATURAL
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23 26 27 35
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1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a lo estipulado en el Artículo 31 del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N°115/2012, el Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Norte Grande, CDEC-SING, debe enviar a la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, dentro de los primeros 10 días hábiles de cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias: a)
Costos marginales instantáneos de energía, transferencias de energía y de potencia, cobros y pagos entre generadores, correspondientes al mes anterior;
b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación real de las unidades generadoras y hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema durante el mes anterior, tales como vertimientos en centrales hidroeléctricas y fallas de unidades generadoras; c)
Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales instantáneos durante el mes anterior;
d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo niveles de operación de los embalses, stock de combustibles disponible para generación y la generación esperada de cada central, y e)
Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales instantáneos de energía.
En cumplimiento con lo señalado, se presenta a la CNE el Informe Mensual del CDEC-SING del mes de febrero 2016, el cual incluye las materias definidas en los literales antes descritos, a excepción del literal a), el cual será publicado el día 16 de marzo de 2016, con motivo de la emisión del Informe de Valorización de Transferencias (IVT) del mes de febrero 2016.
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2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES
2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN 2.1.1 COSTOS MARGINALES El detalle de los costos marginales del mes de febrero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado por CDEC-SING. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión del comportamiento de los costos marginales promedio diarios, con la información disponible a la fecha. El costo marginal promedio del mes de febrero de 2016 en la barra Crucero 220 kV fue de 47,2 US$/MWh, lo que representa una disminución de 4,7% con respecto al valor de febrero de 2015 (49,6 US$/MWh). Además, esto constituye una disminución de 2,5% con respecto al costo marginal promedio del mes de enero de 2016 (48,5 US$/MWh). En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kV, Parinacota 220 kV, Atacama 220 kV y Domeyko 220 kV, observados durante el mes de febrero de 2016.
100
CMg [US$/MWh]
80
60
40
20
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
Febrero Crucero 220 kV
Parinacota 220 kV
Atacama 220 kV
Domeyko 220 kV
Figura 1: Costos Marginales Promedio Diarios del mes.
2.1.2 COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN El costo medio de operación promedio del mes de febrero de 2016 fue de 35,8 US$/MWh, lo que representa una disminución de 22,6% con respecto al valor de febrero de 2015 (46,2 US$/MWh). Además, esto constituye un aumento de 1,7% con respecto al costo medio de operación promedio del mes de enero de 2016 (35,2 US$/MWh).
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En la siguiente figura se presenta la comparación entre los costos medios de operación diarios y los promedios diarios del costo marginal en la barra Crucero 220 kV. US$/MWh 100
80
60
40
20
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
Febrero Costo Medio Operación
Costo Marginal Promedio Crucero 220 kV
Figura 2: Costos Medios de Operación Diarios y Costos Marginales Promedio Diarios de Crucero 220 kV del mes.
Además, en la siguiente figura se presenta la comparación entre los promedios del costo medio de operación y el costo marginal promedio en la barra crucero 220 kV, de los últimos 12 meses. US$/MWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Mar
Abr
May
Jun
Jul
2015 Costo Medio Operación Promedio
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb 2016
Costo Marginal Promedio Crucero 220 kV
Figura 3: Costos Medios de Operación Promedio y Costos Marginales Promedio de Crucero 220 kV del último año.
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2.1.3 GENERACIÓN BRUTA La generación bruta del mes de febrero alcanzó 1.586,32 GWh, con una desviación del 5,3% con respecto al programa diario emitido por CDEC-SING. En el siguiente cuadro, se muestra la generación bruta real y programada por empresa, incluyendo la diferencia resultante entre la generación real y programada del mes. Tabla 1: Generación Bruta Real v/s Programación Diaria del mes. Empresa
Real (GWh)
Programada (GWh)
Desviación (GWh)
AES GENER
158,85
163,91
-5,06
ANDINA
109,98
104,85
5,13
ANGAMOS
345,50
344,99
0,50
CAVANCHA
1,44
1,37
0,07
CELTA
81,00
88,20
-7,20
COCHRANE
0,01
0,00
0,01
E-CL
586,71
573,52
13,19
ENERNUEVAS
0,00
1,34
-1,34
ENORCHILE
1,03
1,85
-0,82
EQUIPOS DE GENERACION
0,29
0,17
0,12
GASATACAMA
116,67
41,09
75,58
GENERACIÓN SOLAR SpA.
16,31
16,26
0,05
HORNITOS
106,16
105,98
0,18
NORACID
8,95
8,16
0,79
ON GROUP
0,02
0,02
0,01
PER
7,73
8,65
-0,92
PLANTA SOLAR SAN PEDRO III
14,43
15,26
-0,83
POZO ALMONTE SOLAR 2
1,82
2,01
-0,19
POZO ALMONTE SOLAR 3
3,90
4,31
-0,41
SPS LA HUAYCA
4,82
4,65
0,18
TECNET
0,08
0,11
-0,03
VALLE DE LOS VIENTOS
20,62
20,05
0,57
Total
1.586,32
1.506,75
79,57
A continuación, se presenta gráficamente la comparación entre la generación real y la programada por empresa.
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Energía [GWh]
500
400
300
200
100
0
Real
Programada
Figura 4: Comparación Generación Real y Programada por empresas.
Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 73,56% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 13,53%. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 7,44%, la cogeneración aportó un 0,56%, la energía hídrica con un 0,33% y la energía eólica y solar con un 4,58%. En la siguiente figura se expone de manera gráfica la generación por tipo de combustible. 1.400
1.200
Energía [GWh]
1.000
800
600
400
200
0 Hidro
Carbón
Gas Natural
Diesel+Fuel Oil Real
Cogeneración
Solar
Eólico
Programada
Figura 5: Comparación Generación Real y Programada por combustibles.
En el siguiente cuadro se presenta el total de generación bruta real, consumos propios y retiros de energía a clientes libres y regulados del mes de febrero.
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GWh
%
Generación Bruta
1.586,3
100,0
Consumos Propios Generación Neta
120,0 1.467,0
7,6 92,5
Pérdidas Retiros a Clientes Libres Retiros a Clientes Regulados
77,6 1.239,1 150,3
4,9 78,1 9,5
Total Retiros
1.389,4
87,6
A continuación se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de febrero. La máxima generación fue de 2.555,2 MW durante la hora 24 del día 15 de febrero, y la mínima fue de 1.845,1 MW durante la hora 7 del día 16 de febrero. 3.000
Potencia [MW]
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 Día
Figura 6: Potencia Media Horaria Bruta del mes. Tabla 3: Resumen potencia media horaria. Potencia Media Horaria Resumen del Mes Promedio Desviación Estándar
MW 2.279,4 138,8
Mínima
1.845,1
Máxima
2.555,2
Factor de Carga
89,2%
Coeficiente Variación
6,1%
Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de febrero de 2016, comparado con igual mes del año 2015.
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Energía [GWh]
55 50 45 40 35 30 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 Febrero
2015
2016
Figura 7: Energía Bruta Diaria mensual.
2.1.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL En el siguiente cuadro resumen se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de febrero, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa. Tabla 4: Generación con Gas Natural mes. Empresa
GWh
Gas Atacama
3
E-CL
212,1
AES Gener
0
Total
214,66
Generación con Gas Natural (GNL)
Generación con Gas Natural
Participación Empresas
Febrero 2016
Gas Atacama 1% Generación (GWh)
12 9 6 3 0
1 E-CL 99%
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 Gas Atacama
E-CL
AES Gener
Figura 8: Generación con gas natural.
2.1.5 INTERCONEXIÓN SING-SADI El día viernes 12 de febrero, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se interconectó con el Sistema Argentino De Interconexión (SADI) a través de la línea 345 kV Central Salta – Andes, materializándose la exportación de energía desde el SING hacia el SADI, por un total aproximado de 37.070 MWh durante el mes de febrero, equivalente al 2,3% de la producción mensual, alcanzando un máximo de 4,9% diario, ocurrido el día sábado 13 de febrero.
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A continuación se presenta la energía exportada desde el SING hacia el SADI durante el mes de febrero de 2016. MWh 3000
2000
1000
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Febrero
Figura 9: Energía Bruta Diaria mensual.
La interconexión con el SADI tiene diversos beneficios para el SING como: mejorar la estabilidad de la frecuencia y de la tensión, contar con un apoyo ante la ocurrencia de un apagón y apoyar la recuperación del servicio. En particular, a continuación se presenta la notoria mejora que presenta la frecuencia del SING al interconectarse con el SADI. En la siguiente figura se muestra el porcentaje de tiempo donde la frecuencia se encuentra en el rango [49,8 50,2] Hz, según lo establecido en el Artículo 5-30 de la NTSyCS. Rango en el cual debe estar durante al menos 97% del período. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Febrero Desempeño diario de control
Desempeño periodo 7 días de control
Figura 10: Desempeño del control de frecuencia según Artículo 5-30 de la NTSyCS.
Como se puede observar en este gráfico, la interconexión con Argentina desde el día 12 de febrero mejora sustancialmente la frecuencia de nuestro sistema, llegando a estar casi en un 100% del tiempo en el rango [49,8 - 50,2] Hz. Además, CDEC-SING espera aumentar en mayor grado su permanencia en el rango indicado a través del Proyecto AGC.
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2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 2.2.1 MANTENIMIENTOS 2.2.1.1 Mantenimiento Mayor realizado durante el mes. Durante el mes de febrero no se registraron mantenimientos mayores de acuerdo con el programa vigente. 2.2.1.2 Desconexiones fuera del Programa Mantenimiento Mayor Durante el mes de febrero se realizaron las siguientes desconexiones de unidades generadoras fuera del programa vigente, con duración mayor a 24 horas. Tabla 5: Desconexiones fuera del Programa. Unidad/
Inicio
Fin
Empresa Componente
Día-Mes
Hora
Día-Mes
Hora
ANG1
ANGAMOS
27-feb
10:15
28-feb
11:28
CTM2
E-CL
01-feb
0:00
18-feb
8:47
CTTAR
CELTA
03-feb
20:35
05-feb
3:45
ENAEX1
ENAEX
01-feb
0:00
01-mar
0:00
ENAEX2
ENAEX
01-feb
0:00
01-mar
0:00
ENAEX3
ENAEX
01-feb
0:00
01-mar
0:00
ENAEX4
ENAEX
01-feb
0:00
01-mar
0:00
GMAR4
E-CL
15-feb
9:32
19-feb
18:06
M1AR3
E-CL
22-feb
10:58
24-feb
19:14
M2AR2
E-CL
01-feb
17:17
29-feb
12:16
MAIQ
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MIIQ4
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MIMB1
ENORCHILE
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MIMB10
ENORCHILE
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MIMB5
ENORCHILE
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MIMB7
ENORCHILE
01-feb
0:00
01-mar
0:00
MSIQ
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
NTO2
AES GENER
01-feb
8:06
02-feb
15:40
NTO2
AES GENER
20-feb
0:45
23-feb
20:08
PAM
NORACID
01-feb
0:00
06-feb
18:41
SUIQ1
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUIQ3
E-CL
05-feb
23:06
01-mar
0:00
SUTA1
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA10
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA2
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA3
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA4
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA5
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
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Inicio
Fin
Empresa Componente
Día-Mes
Hora
Día-Mes
Hora
SUTA6
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA7
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA8
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
SUTA9
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
TECNET_3
TECNET
06-feb
1:58
09-feb
15:07
TECNET_6
TECNET
01-feb
22:23
12-feb
12:05
TECNET_6
TECNET
27-feb
11:11
01-mar
0:00
TG1B
GASATACAMA
25-feb
21:32
27-feb
7:29
TGIQ
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
U10
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
U11
E-CL
01-feb
0:00
01-mar
0:00
ZOFRI_5
ENORCHILE
01-feb
0:00
01-mar
0:00
2.2.2 FALLAS A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de febrero, que tuvieron como resultado la elaboración de un Informe Resumen de Falla (IRF) de acuerdo al Artículo 10 del Anexo Técnico: Informes de Falla de Coordinados de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. 2.2.2.1 Fallas Unidades Generadoras Tabla 6: Fallas de Unidades de Generación. Evento Fecha
4042
Hora
01-feb
8:06
4043
01-feb
16:55
4044
01-feb
17:16
4045
03-feb
19:14
Descripción Desenganche de la unidad NTO2. Desenganche de la unidad NTO1. Desenganche de la unidad CTH. Desenganche de la unidad CTTAR.
4048
07-feb
14:17
Desenganche de la unidad CTTAR.
4049
07-feb
17:46
Desenganche de la unidad U14.
4052
22-feb
5:31
4056
25-feb
16:43
Desenganche de la unidad ANG2. Desenganche de la unidad NTO1.
Causa Presunta
Frecuencia [Hz]
Nº Escalón
Pérdida de Desconexión Generación Consumos [MW] [MW]
Bajo vacío en el condensador.
49,70
No
40,0
0
Atochamiento de carbón en ducto de pulverizador.
49,56
No
40,0
0
Bajo vacío en condensador.
49,27
No
105,0
0
Falla en EX2000 del generador.
49,38
No
140,0
0
50,33
No
60,0
0
49,39
No
91,0
0
49,51
No
253,0
0
50,01
No
136,0
0
Disparo de caldera debido a Trip de Variadores de Frecuencia del VTI-10 y VTI-20, por baja tensión en los inversores. Falla banda reguladora de control aire caliente en dámper del pulverizador C, producto del corte de un perno en la protección. Alta presión del hogar por aumento de escoriamiento. Bajo nivel de domo por falla en bomba agua alimentación 1B.
2.2.2.2 Fallas Sistema Transmisión Tabla 7: Fallas del Sistema de Transmisión. Evento
Fecha
Hora
Descripción
Causa Presunta
Frecuencia [Hz]
Desconexión Consumos [MW]
4046
06-feb
23:54
Interrupción de las líneas 66 kV Sulfuros - Lixiviación circuitos 1 y 2.
Conductor cortado por camión.
50,31
35,80
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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Fecha
Hora
Descripción
Causa Presunta
Frecuencia [Hz]
Desconexión Consumos [MW]
4047
07-feb
14:17
Interrupción de línea 220 kV Collahuasi - Quebrada Blanca.
Falla por descarga atmosférica.
50,62
139
Interrupción del Transformador Central Diesel Tamaya 110/23 kV N°4.
Se investiga.
50,00
0
4050
13-feb
4:34
4051
19-feb
0:58
Interrupción de la línea 220 kV O'Higgins - Coloso.
Aislador pasado en estructura N° 63.
50,00
13,60
Jote electrocutado en estructura N°46.
50,00
0,32
4053
23-feb
20:23
Interrupción de la línea 110 kV Arica - Pozo Almonte, con reconexión exitosa.
4054
23-feb
21:42
Interrupción de la Línea 66 kV Pozo Almonte - La Cascada HMC (Sagasca).
Se investiga.
50,00
0,20
Falla por descarga atmosférica.
50,00
3,00
4055
24-feb
16:05
Interrupción del Segmento de Línea 69 kV Escondida Neurara.
4057
26-feb
12:14
Interrupción de la Línea 220 kV Crucero-Lagunas.
Se investiga.
50,00
80,00
4058
27-feb
8:45
Interrupción de la Línea 66 kV Palestina - El Peñón.
Ave electrocutada en estructura N° 229.
50,00
14,00
2.2.2.3 Fallas Clientes Durante el mes de febrero no se registraron fallas en instalaciones de clientes. 2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA Durante el mes de febrero no se registraron desconexiones manuales de carga.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES A continuación se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de febrero, incluyéndose el detalle respectivo en el anexo 1 del presente informe. En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de febrero para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, diesel y gas natural. Cabe destacar que CDEC-SING publica los precios del carbón y del gas natural utilizando una base equivalente de 6.000 kcal/kg para el precio del carbón y de 9.300 kcal/kg para el precio del gas natural. Tabla 8: Precio promedio mensual Carbón. Carbón
US$/Ton
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES
63,80
TERMOELÉCTRICA ANGAMOS
64,19
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
68,78
TERMOELÉCTRICA ANDINA
58,00
TERMOELÉCTRICA HORNITOS
64,09
TERMOELÉCTRICA NORGENER
60,16
TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
69,14
Tabla 9: Precio promedio mensual Diesel. Diesel
US$/m3
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES
290,51
ATACAMA
316,58
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
291,69
TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
307,91
Tabla 10: Precio promedio mensual Gas Natural. Gas Natural
US$/MMBTU
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES
4,06
ATACAMA
10,04
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
4,06
Asimismo, a continuación se muestran las evoluciones de estos precios promedios mensuales en los últimos 12 meses.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
Carbón 100
[US$/Ton]
90
80
70
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
50
Sep
60
2015
2016
C.Mejillones
C.Norgener
C.Tarapacá
C.Andina
C.Angamos
C.Hornitos
C.Tocopilla
Figura 11: Evolución del precio promedio mensual del carbón por central generadora.
Diesel 700
[US$/m3]
600
500
400
300
2015
C.Tocopilla
C.Tarapacá
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
200
2016
C.Atacama
C.Mejillones
Figura 12: Evolución del precio promedio mensual del diesel por central generadora.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
Gas Natural 20
[US$/MMBTU]
15
10
2015
C.Mejillones/C.Tocopilla
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
0
Sep
5
2016
C.Atacama
Figura 13: Evolución del precio promedio mensual del gas natural por central generadora.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING
4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 32 del Procedimiento DO “Interconexión, Modificación y Retiro de instalaciones del SING” aprobado mediante Res. Exenta N° 627 de la Comisión Nacional de Energía de fecha 22 de agosto de 2012, se presentan las instalaciones de generación, transmisión y clientes del SING que declararon el inicio de su operación desde marzo de 2015 hasta febrero de 2016. Tabla 11: Nuevas instalaciones de generación en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Potencia Bruta [MW]
Fecha Inicio Operación
1
PMGD Santa Rosa
Enernuevas S.A.
1,25
26 mayo 2015
2
PMGD Los Puquios
Los Puquios SpA
2,47
11 agosto 2015
3
PMGD Pozo Almonte Solar I
Pozo Almonte Solar 1 S.A.
9,0
04 noviembre 2015
4
PMGD Pica I
Atacama Solar S.A.
0,63
08 enero 2016
Tabla 12: Nuevas instalaciones de transmisión en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Tensión [kV]
Longitud [km]
N° Circuitos
Fecha Inicio Operación
1
Tap-Off Angamos Laberinto
AES Gener
220
0,05
1
04 mayo 2015
2
Ampliación S/E Sulfuros y Línea SulfurosOLAP
Minera Escondida
69
5,5
1
01 noviembre 2015
Tabla 13: Nuevas instalaciones de clientes en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Demanda Máx. [MW]
Fecha Inicio Operación
1
S/E OLAP
Minera Escondida
21,0
01 noviembre 2015
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 25, literal f), del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N°115/2012, se informa la interconexión, retiro o reincorporación de centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión en el SING. En particular, se incluyen las interconexiones de proyectos que aún no declaran su entrada en operación. Tabla 14: Instalaciones de generación interconectadas al SING. Nº
Nombre
Propietario
Potencia Bruta [MW]
Fecha Interconexión
1
Parque Solar El Águila I
E-CL
2,0
04-07-2013
2
Complejo FV San Pedro, Etapa I (Planta Solar Jama)
Planta Solar San Pedro III
30,0
14-04-2015
3
Ampliación Planta FV La Huayca
SPS La Huayca
30,0
03-07-2015
4
Finis Terrae
Parque Eólico Renaico
138,4
06-01-2016
5
Ampliación Central Jama
Planta Solar San Pedro III
21
21-01-2016
6
Andes Solar
AES Gener
21,8
10-02-2016
7
Unidad N°1 Central Cochrane
Empresa Eléctrica Cochrane SpA
266
23-02-2016
Tabla 15: Instalaciones de transmisión interconectadas al SING. Nº
Nombre
Propietario
Tensión [kV]
Longitud [km]
N° Circuitos
Fecha Interconexión
1
Tap Off Quiani
EMELARI
66
-
-
26-01-2014
2
Línea Domeyko-OGP1
220
15,5
1
23-10-2014
3
S/E 538
4
Transformador T3 S/E OGP1
5
Transformador T4 S/E OGP1
6
S/E 537
7
Minera Escondida Minera ESCONDIDA Minera Escondida Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
69
-
-
18-02-2015
220/33
-
-
03-03-2015
220/69
-
-
03-03-2015
69
-
-
08-03-2015
Ampliación S/E Salar
Codelco Chile
220
-
-
12-04-2015
8
Ampliación S/E Calama
TRANSEMEL
220
-
-
12-04-2015
9
Línea Salar-Calama
TRANSEMEL
220
17,2
1
12-04-2015
10
Línea Calama-Solar Jama
220
31,9
1
14-04-2015
11
Transformador T2 S/E OGP1
220/33
-
-
05-05-2015
12
Ampliación S/E Lagunas Etapa I
220
-
-
17-05-2015
13
Transformador T1 S/E OGP1
220/33
-
-
19-05-2015
14
S/E 534, 535, 536
69
-
-
27-05-2015
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
Planta Solar San Pedro III Minera ESCONDIDA TRANSELEC Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Nº 15 16
Nombre Línea Encuentro-Cochrane circuito N°2 Transformador de Arranque S/E Cochrane
Propietario
Tensión [kV]
Longitud [km]
N° Circuitos
Fecha Interconexión
AES GENER
220
152,18
2
27-05-2015
AES GENER
220/6,9/6,9
-
-
27-05-2015
220/69
-
-
30-05-2015
220
28
1
17-06-2015
Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
17
Transformador T5 S/E OGP1
18
Línea Nueva Zaldívar - OGP1
19
S/E Tap Off Tamarugal
SPS La Huayca
69
-
-
03-07-2015
20
Transformador N°2 S/E Tap Off Hamburgo
Minera ESCONDIDA
69/4,16
-
-
04-08-2015
21
S/E Tap Off Uribe
TRANSEMEL
110
-
-
12-08-2015
22
SVC OGP1 paño J10
220
-
-
04-09-2015
23
Transformador 220/19,5 SVC Domeyko
220/19,5
-
-
04-09-2015
24
Filtro armónico OGP1 Paño BL4
69
-
-
21-09-2015
25
S/E Tap-Off 003
69
-
-
15-11-2015
TRANSELEC
220/23
-
-
18-11-2015
TRANSELEC
220
-
-
02-12-2015
TRANSELEC
220
-
-
29-12-2015
220
-
-
06-01-2016
220
7,34
1
04-01-2016
26 27 28
Transformador 220/23 kV 30MVA S/E Atacama Proyecto Troncal Trampa de Onda Paño J5 S/E Crucero Banco Condensadores 60 MVAr S/E Lagunas
29
S/E Rande
30
Línea Rande - Encuentro
Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
Parque Eólico Renaico Crucero Oeste Cinco
Tabla 16: Instalaciones de clientes interconectadas al SING. Nº
Nombre
Propietario
Demanda Máx. [MW]
Fecha Interconexión
1
Mina Pampa Camarones
E-CL
2,0
11-07-2014
2
S/E OGP1
Minera Escondida
15,0
25-11-2014
3
3 Tap-Off Muelle Michilla-Guayaques
Minera Centinela
8,6
15-01-2015
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES En anexo 3 se presenta el programa de operación para los próximos 12 meses. El escenario comienza a partir del 1 de marzo de 2016 y considera la siguiente información: 1. 2. 3. 4.
5.
6.
Unidad U16 y CTM3, disponibles para operar con gas natural según lo informado mensualmente por E-CL en respuesta a carta CDEC-SING N° 0167/2016. Unidades de Central Atacama sin disponibilidad de gas, según lo informado por GasAtacama en la carta CDEC-SING G/E N° 0012/2016. Programa de Mantenimiento Mayor 2016-2017 versión 1. Previsión de mediano y largo plazo elaborada por CDEC-SING, la cual está construida en base a la información de crecimiento y nuevos proyectos informados en respuesta a la carta CDEC-SING N°1507/2014 de fecha 30 de diciembre de 2014. Se consideran costos de combustibles de acuerdo a la Tabla de Costo Variable (TCV) del día 9 de marzo de 2016. Para centrales en construcción se consideran los costos informados en la Fijación de precio de nudo de corto plazo Octubre 2015. Se consideran las fechas para la puesta en servicio de centrales generadoras en construcción según Resolución Exenta CNE N° 271 del 03-03-2016. Tabla 17: Proyectos de generación consideradas en el programa de 12 meses. Central
Potencia [MW] Fecha Entrada
Pampa Camarones I
6
abr-16
Planta Solar Pular
28,9
abr-16
Planta Solar Paruma
21,4
abr-16
Arica Solar I
40
abr-16
Bolero Etapa I
42
may-16
Kelar
517
may-16
Cochrane (Unidad 2)
236
may-16
Finis Terrae II
69
jun-16
Bolero Etapa II
42
jun-16
Planta Solar Lascar Etapa I y II
64,6
jul-16
Sierra Gorda
112
ago-16
Bolero Etapa III
21
ago-16
PV Cerro Dominador
100
oct-16
Uribe Solar
50
oct-16
Bolero Etapa IV
41
oct-16
Blue Sky 2
34
oct-16
Blue Sky 1
51,6
oct-16
Cerro Pabellón
48
dic-16
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
En el siguiente cuadro se presenta el Programa de Mantenimiento Mayor 2016-2017 del SING, el cual corresponde a la versión 1, en vigencia desde el 01/01/2016. Tabla 18: Programa de Mantenimiento Mayor 2016-2017. Empresa
Unidad
desde
hasta
duración (días)
antecedentes
AES GENER
NTO1
07-11-2016
26-12-2016
50
CDEC-SING N° 1545/2015
AES GENER
NTO1
07-10-2017
26-10-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
AES GENER
NTO2
17-05-2016
05-06-2016
20
CDEC-SING N° 0036/2016
AES GENER
NTO2
14-02-2017
05-03-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
ANDINA
CTA1
06-06-2016
30-06-2016
25
E-CL N° 214/2015
ANDINA
CTA1
30-05-2017
23-06-2017
25
CDEC-SING N° 1545/2015
ANGAMOS
ANG1
06-07-2016
26-07-2016
21
CDEC-SING N° 1545/2015
ANGAMOS
ANG1
24-06-2017
22-08-2017
60
CDEC-SING N° 1545/2015
ANGAMOS
ANG2
27-07-2016
16-08-2016
21
CDEC-SING N° 1545/2015
ANGAMOS
ANG2
23-08-2017
11-09-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
CELTA
CTTAR
20-04-2016
05-06-2016
47
CDEC-SING N° 1545/2015
CELTA
CTTAR
06-03-2017
03-06-2017
90
CDEC-SING N° 1545/2015
CELTA
TGTAR
01-07-2016
16-07-2016
16
CDEC-SING N° 0036/2016
CELTA
TGTAR
16-01-2017
17-01-2017
2
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
CTM1
17-08-2016
10-09-2016
25
E-CL N° 214/2015
E-CL
CTM1
05-05-2017
29-05-2017
25
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
CTM2
11-10-2016
04-11-2016
25
E-CL N° 214/2015
E-CL
CTM2
12-09-2017
06-10-2017
25
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
CTM3-TG
27-12-2016
31-12-2016
5
E-CL N° 214/2015
E-CL
CTM3-TG
07-11-2017
31-12-2017
55
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
CTM3-TV
27-12-2016
31-12-2016
5
E-CL N° 214/2015
E-CL
CTM3-TV
07-11-2017
31-12-2017
55
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
TG1
05-02-2017
06-03-2017
30
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
TG2
14-02-2017
05-03-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
TG3
04-06-2017
23-06-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
U12
11-09-2016
10-10-2016
30
E-CL N° 214/2015
E-CL
U12
12-09-2017
11-10-2017
30
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
U13
17-08-2016
30-09-2016
45
E-CL N° 214/2015
E-CL
U13
17-11-2017
31-12-2017
45
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
U14
08-10-2016
06-11-2016
30
E-CL N° 214/2015
E-CL
U14
18-10-2017
16-11-2017
30
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
U15
06-06-2016
05-07-2016
30
E-CL N° 214/2015
E-CL
U15
06-03-2017
04-04-2017
30
CDEC-SING N° 1545/2015
E-CL
U16-TG
05-01-2016
13-01-2016
9
E-CL N° 214/2015
E-CL
U16-TG
01-01-2017
15-01-2017
15
CDEC-SING N° 1545/2015
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
Página 21 de 35
CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Empresa
Unidad
desde
hasta
duración (días)
antecedentes
E-CL
U16-TV
05-01-2016
13-01-2016
9
E-CL N° 214/2015
E-CL
U16-TV
01-01-2017
15-01-2017
15
CDEC-SING N° 1545/2015
GASATACAMA
TG1A
16-01-2017
04-02-2017
20
CDEC-SING N° 1545/2015
GASATACAMA
TG2A
14-03-2016
23-03-2016
10
FAX CDEC-SING G/E N 0133/2015
GASATACAMA
TG2B
02-04-2016
11-04-2016
10
FAX CDEC-SING G/E N 0133/2015
GASATACAMA
TV1C
16-01-2017
19-01-2017
4
CDEC-SING N° 1545/2015
GASATACAMA
TV2C
14-03-2016
20-03-2016
7
FAX CDEC-SING G/E N 0133/2015
HORNITOS
CTH1
22-04-2016
16-05-2016
25
CDEC-SING N° 0036/2016
HORNITOS
CTH1
20-01-2017
13-02-2017
25
CDEC-SING N° 1545/2015
Por otro lado y cumpliendo con lo exigido en el artículo 7.3.6 de la Norma Técnica Sistema de Información Público, en el Excel adjunto a este informe, se incluye la siguiente información:
Operación real a febrero 2016 y Programa marzo 2016 – febrero 2017 (incluida también en el anexo 3 de este documento).
Costos marginales esperados en las barras del SING, incluyendo las barras de inyección y retiro, para el periodo marzo 2016 – febrero 2017.
Previsión de la demanda para el periodo marzo 2016 – marzo 2017. En este caso, la previsión informada considera una resolución horaria para un día típico de cada mes dentro del periodo marzo 2016 – marzo 2017.
Además, por solicitud de la Comisión Nacional de Energía, en el Excel adjunto mencionado anteriormente se incluye el volumen mensual disponible de gas natural para generación eléctrica por central. Esto, para el periodo abril 2016 – marzo 2017. Esta información también se encuentra disponible en el anexo 4 del presente documento.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
6. ANEXOS
6.1 ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES El siguiente cuadro presenta los precios de combustibles por central generadora para el mes de febrero de 2016. Tabla A.1: Precios de combustibles del mes. Coordinado
Central
Tipo de Combustible
Carbón
AES GENER
ANDINA
ANGAMOS
CELTA
E-CL
Unidad
Desde
Hasta
Valor
[$/ton]
01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016
03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016
45.304,01 44.888,80 41.844,33
18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 06-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 26-02-2016 01-02-2016 01-02-2016 04-02-2016
24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 05-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 29-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016
41.230,77 40.547,02 45.304,01 44.888,80 41.844,33 41.230,77 40.547,02 298.482,00 43.705,30 43.304,74 40.327,66 39.736,34 39.077,38 45.520,05 45.102,86 42.445,28 41.822,90 41.129,34 48.962,32 48.513,58 44.262,42 43.613,40 42.890,14 50.474,61 50.012,02 49.055,66 48.336,36 47.534,78 210.795,00 212.528,00 222.590,00 223.648,00 219.297,00 247.067,00 206.445,00 207.096,00
12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016
18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016
216.842,00 218.456,00 212.912,00 226.524,00 196.875,00 197.645,00 207.493,00 209.045,00 203.598,00 158.312,78
TERMOELÉCTRICA NORGENER Carbón + Petcoke
[$/ton]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
DIESEL ARICA
Diesel
[$/m3]
DIESEL ENAEX
Diesel
[$/m3]
Diesel
[$/m3]
Diesel + Fuel Oil
[$/ton]
TERMOELÉCTRICA ANDINA
TERMOELÉCTRICA ANGAMOS
TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
DIESEL IQUIQUE
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Coordinado
Central
Tipo de Combustible
Unidad
Diesel + Fuel Oil
[$/ton]
Diesel + Fuel Oil(1)
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Gas Natural
[$/m3]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
DIESEL IQUIQUE
DIESEL TAMAYA
E-CL
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
Desde
Hasta
Valor
04-02-2016 12-02-2016
11-02-2016 18-02-2016
162.403,59 169.209,65
19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016
24-02-2016 25-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016
169.189,77 162.880,50 157.320,30 161.454,22 168.195,57 168.150,70 161.842,77 203.850,00 204.633,00 214.492,00 216.036,00 210.601,00 142.299,00 147.396,00 152.692,00 152.089,00 145.811,00 45.952,13
04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 23-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016
11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 22-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016
45.530,99 45.650,31 44.980,95 44.235,01 45.952,13 45.530,99 45.650,31 44.980,95 44.235,01 199.472,00 200.255,00 210.114,00 211.658,00 206.223,00 139.111,00 144.208,00 149.504,00 148.901,00 142.623,00 108,77 107,78 108,06 105,52 103,32 101,61 52.188,55 51.710,24 47.596,23 46.898,33 46.120,59 52.188,55 51.710,24 47.596,23 46.898,33 46.120,59 200.314,00 201.097,00 210.956,00 212.500,00
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Coordinado
E-CL
Central
Tipo de Combustible
Unidad
Desde
Hasta
Valor
Diesel
[$/m3]
25-02-2016 01-02-2016
29-02-2016 03-02-2016
207.065,00 138.405,00
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Gas Natural
[$/m3]
DIESEL ZOFRI
Diesel
[$/m3]
ESTANDARTES
Diesel
[$/m3]
DIESEL INACAL
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
04-02-2016 12-02-2016 19-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 23-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 09-02-2016 01-02-2016 09-02-2016 01-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016
11-02-2016 18-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 22-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 08-02-2016 29-02-2016 08-02-2016 29-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016
143.502,00 148.798,00 148.195,00 141.917,00 108,77 107,78 108,06 105,52 103,32 101,61 239.872,00 215.702,00 239.872,00 215.702,00 377.730,00 217.906,00 218.689,00 228.548,00
18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 20-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016 01-02-2016 04-02-2016 12-02-2016 18-02-2016 25-02-2016
24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 19-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016 03-02-2016 11-02-2016 17-02-2016 24-02-2016 29-02-2016
230.092,00 224.657,00 305,64 302,83 303,63 299,18 188,87 185,74 48.400,61 47.957,02 44.498,50 43.846,02 43.118,91 50.928,30 50.461,55 46.644,73 45.960,78 45.198,60
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
ENORCHILE
EQUIPOS DE GENERACION
GASATACAMA
HORNITOS
ATACAMA
Gas Natural
[$/m3]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
TERMOELÉCTRICA HORNITOS
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6.2 ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO 3
El tipo de cambio utilizado para convertir los costos de combustibles en [US$/ton], [US$/m ] o [US$/MMBTU] y los costos marginales reales en [US$/MWh], corresponde al dólar observado al día miércoles de cada semana, el cual se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING. El siguiente cuadro presenta el tipo de cambio utilizado durante del mes de febrero 2016. Tabla A.2: Tipo de Cambio mes.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
Día
CL$/US$
1-3
720,14
4-10
713,54
11-17
715,41
18-24
704,92
25-29
693,23
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6.3 ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES Tabla A.3: Operación real a febrero 2016 y Programa marzo 2016 – febrero 2017. CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : (GWh) Prog. (1) ene feb mar
2016
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
CT ANGAMOS C.T. Angamos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
348,9 348,9 35,0 314,0
345,5 345,5 33,8 311,7
388,3 388,3 42,0 346,3
378,7 378,7 40,8 338,0
390,1 390,1 42,0 348,1
378,7 378,7 40,8 338,0
227,2 227,2 24,5 202,8
290,4 290,4 31,2 259,1
378,3 378,3 40,7 337,6
391,3 391,3 42,1 349,2
378,3 378,3 40,7 337,6
390,4 390,4 42,0 348,4
4.286,2 4.286,2 455,4 3.830,8
114,6 114,6 11,5 103,1
110,0 110,0 10,9 99,1
116,8 116,8 12,1 104,8
113,0 113,0 11,7 101,4
116,8 116,8 12,1 104,8
18,8 18,8 1,9 16,9
116,8 116,8 12,1 104,8
116,8 116,8 12,1 104,8
113,0 113,0 11,7 101,4
116,8 116,8 12,1 104,8
113,0 113,0 11,7 101,4
116,8 116,8 12,1 104,8
1.283,4 1.283,4 131,7 1.151,7
116,0 116,0 12,2 103,8
106,2 106,2 11,0 95,1
117,6 117,6 12,1 105,5
79,6 79,6 8,2 71,5
56,9 56,9 5,8 51,0
113,8 113,8 11,7 102,1
117,6 117,6 12,1 105,5
117,6 117,6 12,1 105,5
113,8 113,8 11,7 102,1
117,6 117,6 12,1 105,5
113,8 113,8 11,7 102,1
117,6 117,6 12,1 105,5
1.287,7 1.287,7 132,4 1.155,2
3,8 0,8 0,2 72,2 106,6 58,5
3,8 0,7 0,1 113,4 89,8 40,7
3,8 104,2
3,7 63,8
4,3
4,1 83,8
4,3 104,2
4,3 104,2
4,1 100,6
4,3 104,2
3,7 100,8
3,8 104,2
0,2 110,8 114,6
0,2 107,2 110,9
0,2 110,9 114,6
0,2 107,0 110,9
110,9 114,3
0,2 57,2 114,3
71,5 110,9
110,9 37,0
107,3 95,8
110,9 114,6
47,9 871,3 0,4 186,7 1.201,0 1.137,1
107,7 171,5 48,3 0,1 0,2 1,0 0,0 0,4
78,1 160,1 98,7 0,3 0,3 0,4
84,4 176,9 239,9
103,3 170,8 221,1
118,9 177,1 197,0
115,1 101,8 191,1
118,8 163,0 221,5
90,2 176,7 202,0
19,2 171,2 112,9
99,7 106,8 98,2
115,2 153,8 91,6
109,5 177,1 103,3
0,4
0,4
571,5 39,6 531,9
586,7 37,8 548,9
835,3 49,5 785,8
0,4 1,2 782,7 45,3 737,4
0,3 1,3 724,5 41,3 683,3
0,4 1,1 715,5 40,6 674,9
0,3 1,1 838,2 47,8 790,4
0,4 1,3 750,8 42,4 708,4
0,5 1,4 592,3 35,7 556,6
0,5 1,4 562,8 34,7 528,1
0,5 1,6 670,3 42,5 627,8
0,5 1,4 725,1 45,8 679,4
81,8 0,7 82,5 6,7 75,8
80,3 0,7 81,0 6,6 74,4
104,2
63,8
83,8
104,2
104,2
100,6
104,2
100,8
104,2
104,2 7,1 97,1
63,8 4,3 59,5
83,8 5,7 78,1
104,2 7,1 97,1
104,2 7,1 97,1
100,6 6,8 93,8
104,2 7,1 97,1
100,8 6,8 94,0
104,2 7,1 97,1
0,7 0,3 0,7 1,7
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,4
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,4
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,4
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,4
0,8 0,8 0,9 2,5
8,7 8,4 9,5 26,6
1,7
2,5
2,4
2,5
2,4
2,5
2,5
2,4
2,5
2,4
2,5
26,6
0,3 1,6 2,1 1,6
15,2 23,5 42,9 23,4
41,7 42,0 92,7 0,1
44,0 42,3 95,6 3,2
28,3 25,6 59,7 0,2
18,0 18,8 40,8 0,2
30,3 28,8 65,5 0,4
22,4 23,7 51,1 0,3
24,2 22,4 51,6 0,3
12,3 15,2 30,4 0,3
1,7 7,2 0,2 7,0
25,3 130,4 2,8 127,6
0,1 176,6 3,2 173,4
3,5 188,7 3,4 185,2
0,2 114,1 2,1 112,0
0,2 77,9 1,4 76,5
0,4 125,5 2,3 123,2
0,4 97,9 1,8 96,1
0,4 98,9 1,8 97,1
0,3 58,4 1,1 57,3
253,7 278,0 556,2 71,2 58,2 89,0 1.306,2 30,6 1.275,6
CT ANDINA SA C.T. Andina Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
E-CL C.H. Chapiquiña C.D. Arica C.D. y T.G. Iquique C.T. Mejillones 3 (CC) C.T. Mejillones 1 C.T. Mejillones 2 D Enaex C Enaex Unidad 12 - 13 Unidad 14 - 15 Unidad 16 (CC) T.Gas 1 T.Gas 2 T.Gas 3 SUTA Parque Solar el Águila Pampa Camarones FV Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
1.160,1 1.906,5 1.825,6 0,4 0,5 1,4 0,0 5,2 11,8 8.355,9 502,9 7.853,0
CELTA C.T. Tarapacá TGTAR Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
1.031,9 1,4 1.033,3 72,2 961,1
ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio Mini Hidro El Toro Mini Hidro Santa Rosa Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
GASATACAMA CHILE Atacama TG1A Atacama TG1B Atacama TV1C Atacama TG2A Atacama TG2B Atacama TV2C Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
9,7 17,7 14,0 26,6 20,1 25,9 114,1 5,1 109,0
7,4 16,3 9,9 14,5 38,1 30,6 116,7 5,4 111,3
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99,7 95,1
87,6 68,6 2,6
100,4 100,4 4,2
97,2 97,2 5,0
100,4 51,8 3,7
97,2 81,0 3,8
100,4 100,4 4,1
100,4 100,2 4,6
97,2 97,0 4,9
100,4 100,2 5,1
19,4 97,2 6,0
16,2 100,4 5,5
0,0 0,0 194,9 16,4 178,5
158,8 13,3 145,5
205,1 13,4 191,7
199,4 13,0 186,4
156,0 10,1 145,9
182,0 11,9 170,1
205,0 13,4 191,6
205,2 13,4 191,8
199,1 13,0 186,1
205,7 13,4 192,3
122,7 7,9 114,8
122,1 7,9 114,3
1,6 1,6 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
1,6 1,6 0,0 1,6
1,6 1,6 0,0 1,6
1,6 1,6 0,0 1,6
1,6 1,6 0,0 1,6
1,6 1,6 0,0 1,6
1,6 1,6 0,0 1,6
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,5
0,2 0,2 0,0 0,2
0,3 0,3 0,0 0,3
0,5 0,5 0,1 0,4
0,6 0,4 1,1 0,0 1,0
0,5 0,5 1,0 0,1 1,0
1,1 1,0 2,1 0,1 2,0
2,1 2,1 0,8 2,1
8,9 8,9 0,7 8,9
12,8 12,8 4,3 12,8
12,2 12,2 4,2 12,2
12,8 12,8 4,3 12,8
12,3 12,3 4,2 12,3
12,7 12,7 4,3 12,7
12,7 12,7 4,3 12,7
12,2 12,2 4,2 12,2
12,7 12,7 4,3 12,7
12,3 12,3 4,2 12,3
12,8 12,8 4,3 12,8
136,6 136,6 44,2 136,6
5,3 5,3 0,0 5,3
4,8 4,8 0,0 4,8
6,5 6,5
6,1 6,1
5,9 5,9
5,5 5,5
5,8 5,8
6,5 6,5
7,0 7,0
7,2 7,2
8,1 8,1
7,5 7,5
6,5
6,1
5,9
5,5
5,8
6,5
7,0
7,2
8,1
7,5
76,2 76,2 0,0 76,2
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0
0,0
0,0
23,5 23,5 0,1 23,4
20,6 20,6 0,1 20,5
AES GENER Nueva Tocopilla 1 Nueva Tocopilla 2 Andes Solar Atacama TG1B (AES Gener) Atacama TV1C (AES Gener) Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
1.016,8 1.089,8 49,5 0,0 0,0 2.156,0 147,0 2.009,0
CAVANCHA C.H. Cavancha Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
18,4 18,4 0,1 18,3
EQUIPOS DE GENERACIÓN CD Inacal Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ENORCHILE Estandartes C.D. M.Blancos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
NORACID PAM Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
SPS LA HUAYCA Solar La Huayca Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ON GROUP C.D. Aguas Blancas Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
VALLE DE LOS VIENTOS Valle de los Vientos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
20,8 20,8
16,3 16,3
16,4 16,4
21,1 21,1
15,6 15,6
19,4 19,4
19,0 19,0
18,3 18,3
21,5 21,5
21,7 21,7
20,8
16,3
16,4
21,1
15,6
19,4
19,0
18,3
21,5
21,7
0,7 0,7
0,6 0,6
0,6 0,6
0,6 0,6
0,6 0,6
0,7 0,7
0,7 0,7
0,7 0,7
0,8 0,8
0,8 0,8
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,7
0,7
0,8
0,8
1,8 1,8
1,7 1,7
1,8 1,8
1,7 1,7
1,8 1,8
1,8 1,8
1,7 1,7
1,8 1,8
1,7 1,7
1,8 1,8
1,8
1,7
1,8
1,7
1,8
1,8
1,7
1,8
1,7
1,8
234,2 234,2 0,2 234,0
LOS PUQUIOS Los Puquios Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
0,1 0,1 0,0 0,1
0,0 0,0
2,2 2,2 0,0 2,2
1,8 1,8 0,0 1,8
6,7 6,7 0,0 6,7
POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
21,6 21,6 0,0 21,6
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feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
4,8 4,8 0,0 4,7
3,9 3,9 0,0 3,9
3,3 3,3
3,9 3,9
2,9 2,9
3,3 3,3
3,0 3,0
3,3 3,3
4,3 4,3
3,9 3,9
4,9 4,9
4,3 4,3
3,3
3,9
2,9
3,3
3,0
3,3
4,3
3,9
4,9
4,3
0,1 0,1
0,1 0,1
0,2 0,2
0,1
0,1
0,2
19,7 19,7 0,1 19,6
16,3 16,3 0,1 16,2
13,0 13,0
15,7 15,7
12,5 12,5
12,1 12,1
12,5 12,5
14,3 14,3
18,4 18,4
15,4 15,4
20,0 20,0
13,4 13,4
13,0
15,7
12,5
12,1
12,5
14,3
18,4
15,4
20,0
13,4
10,8 10,8 0,1 10,8
14,4 14,4 0,1 14,3
11,7 11,7
10,5 10,5
9,8 9,8
10,1 10,1
9,7 9,7
11,2 11,2
12,2 12,2
12,4 12,4
13,9 13,9
13,9 13,9
11,7
10,5
9,8
10,1
9,7
11,2
12,2
12,4
13,9
13,9
140,5 140,5 0,2 140,3
4,1 6,0
4,2 5,4
3,7 5,5
10,1
9,6
9,2
4,2 5,5 12,9 22,7
4,6 6,8 13,9 25,3
4,8 6,6 14,9 26,3
5,1 6,5 16,0 27,6
5,4 7,6 17,6 30,6
5,4 7,7 17,4 30,6
41,5 57,6 92,7 191,9
10,1
9,6
9,2
22,7
25,3
26,3
27,6
30,6
30,6
191,9
19,0 19,0 3,5 15,4
88,0 88,0 9,3 78,7
103,8 103,8 11,0 92,8
0,2 0,2 0,0 0,2
3,5 3,5 0,4 3,1
51,9 51,9 5,5 46,4
43,4 43,4 4,6 38,8
44,9 44,9 4,8 40,1
0,4 0,4 0,0 0,4
387,5 387,5 45,3 342,3
7,6 7,6
8,3 8,3
7,8 7,8
7,2 7,2
8,5 8,5
9,4 9,4
9,7 9,7
10,8 10,8
9,5 9,5
78,6 78,6
7,6
8,3
7,8
7,2
8,5
9,4
9,7
10,8
9,5
78,6
12,0 12,0
13,5 13,5
13,2 13,2
38,6 38,6
12,0
13,5
13,2
38,6
24,0
27,8
25,4
24,0
27,8
25,4
77,2
24,0
27,8
25,4
77,2
POZO ALMONTE SOLAR 3 Pozo Almonte Solar 3 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
45,7 45,7 0,0 45,7
TECNET C.D. La Portada Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
GENERACIÓN SOLAR María Elena FV Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
183,1 183,1 0,2 183,0
PLANTA SOLAR SAN PEDRO III Solar Jama Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
RIJN CAPITAL Solar Paruma Solar Pular Solar Lascar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
COCHRANE
0,0 0,0
C.T. Cochrane Total Gen. Bruta Consumos Propios
0,0
Total Gen. Neta
32,6 32,6 6,1 26,5
SKY SOLAR Arica Solar 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ABENGOA SOLAR PV Cerro Dominador CSP Cerro Dominador Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PARQUE EÓLICO QUILLAGUA Quillagua Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
POZO ALMONTE SOLAR 1 Pozo Almonte Solar 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
2,9 2,9 0,0 2,9
0,0 0,0
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
2,9 2,9 0,0 2,9
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CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 ene
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8,1 8,1
7,5 7,5
17,4 17,4
26,1 26,1
20,3 20,3
35,1 35,1
40,3 40,3
36,4 36,4
191,2 191,2
8,1
7,5
17,4
26,1
20,3
35,1
40,3
36,4
191,2
12,5 12,5
14,2 14,2
14,0 14,0
40,7 40,7
12,5
14,2
14,0
40,7
8,2 8,2
9,0 9,0
8,9 8,9
26,1 26,1
8,2
9,0
8,9
26,1
122,5 11,8 134,3 134,3
EDF EN CHILE Bolero Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TAMAKAYA ENERGÍA Kelar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CRUCERO ESTE TRES Blue Sky 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CRUCERO ESTE DOS Blue Sky 2 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ENEL GREEN POWER Sierra Gorda
24,7
24,0
22,2
26,7
24,7
24,0
22,2
26,7
24,9 11,8 36,7
24,7
24,0
22,2
26,7
36,7
Cerro Pabellón Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
AUSTRIAN SOLAR Huatacondo Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ACCIONA Usya Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PMGD PICA PILOT
0,4 0,4 0,0 0,4
0,0 0,0
3,1 3,1 0,2 2,9
7,7 7,7 0,1 7,7
14,8 14,8
15,4 15,4
12,7 12,7
24,5 24,5
27,6 27,6
28,3 28,3
32,7 32,7
33,6 33,6
37,1 37,1
36,4 36,4
14,8
15,4
12,7
24,5
27,6
28,3
32,7
33,6
37,1
36,4
Pérdidas
1.622,0 127,9 1.495,0 40,3
1.586,3 120,0 1.467,0 77,6
1.896,4 146,7 1.754,0 53,6
1.870,8 133,7 1.741,2 54,6
1.814,4 128,1 1.690,6 57,1
1.904,8 131,2 1.777,8 49,6
1.863,8 123,3 1.744,9 47,8
1.853,1 124,3 1.733,1 46,0
1.866,7 131,4 1.739,4 44,0
1.901,0 132,1 1.773,2 44,0
1.939,7 132,0 1.811,9 48,4
1.926,1 132,3 1.798,1 49,1
22.045,0 1.563,0 20.526,2 612,1
RETIROS SING
1.454,7
1.389,4
1.700,4
1.686,6
1.633,5
1.728,2
1.697,1
1.687,1
1.695,3
1.729,2
1.763,5
1.749,0
19.914,1
48,5
47,2
49,4
52,4
54,2
54,5
53,3
53,2
53,9
53,9
53,9
50,8
PMGD Pica Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
0,4 0,4 0,0 0,4
PER Finis Terrae Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
274,0 0,2 273,8
TOTAL SING Generación Bruta Consumos Propios Generación Neta
ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh)
52,1
Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING.
Febrero 2016 – Informe Mensual a la CNE
Página 30 de 35
CDEC-SING C023/2016 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : (GWh) Prog. (1) ene feb mar
2017
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
CT ANGAMOS C.T. Angamos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
391,0 391,0 42,1 348,9
340,4 340,4 36,6 303,8
731,4 731,4 78,7 652,7
116,8 116,8 12,1 104,8
101,7 101,7 10,5 91,2
218,5 218,5 22,6 196,0
72,0 72,0 7,4 64,7
53,1 53,1 5,4 47,6
125,1 125,1 12,8 112,3
3,8 103,9 0,0 0,5 110,6 114,6
3,3 90,7
96,3 99,8
7,1 194,7 0,0 0,5 206,9 214,4
116,7 177,1 115,0
103,5 154,2 168,4
220,2 331,3 283,4
0,5 1,6 744,4 46,5 697,9
0,4 1,4 718,0 42,0 676,0
1,0 3,0 1.462,4 88,5 1.373,9
103,9
90,7
194,7
103,9 7,0 96,9
90,7 6,1 84,6
194,7 13,2 181,5
0,8 0,8 0,9 2,5
0,7 0,7 0,8 2,2
1,5 1,5 1,7 4,7
2,5
2,2
4,7
7,2 21,5 31,8 4,1
24,3 36,1 66,9 0,2
31,5 57,6 98,7 4,4
4,5 69,1 1,3 67,8
0,2 127,7 2,3 125,4
4,7 196,8 3,6 193,2
CT ANDINA SA C.T. Andina Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
E-CL C.H. Chapiquiña C.D. Arica C.D. y T.G. Iquique C.T. Mejillones 3 (CC) C.T. Mejillones 1 C.T. Mejillones 2 D Enaex C Enaex Unidad 12 - 13 Unidad 14 - 15 Unidad 16 (CC) T.Gas 1 T.Gas 2 T.Gas 3 SUTA Parque Solar el Águila Pampa Camarones FV Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CELTA C.T. Tarapacá TGTAR Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio Mini Hidro El Toro Mini Hidro Santa Rosa Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
GASATACAMA CHILE Atacama TG1A Atacama TG1B Atacama TV1C Atacama TG2A Atacama TG2B Atacama TV2C Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
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nov
dic
100,4 100,4 4,5
87,5 42,1 5,1
187,9 142,6 9,6
205,4 13,4 192,0
134,7 8,6 126,1
340,1 22,0 318,1
1,5 1,5 0,0 1,5
1,3 1,3 0,0 1,3
2,8 2,8 0,0 2,8
12,7 12,7 4,3 12,7
11,1 11,1 3,8 11,1
23,8 23,8 8,1 23,8
7,9 7,9
6,6 6,6
14,5 14,5
7,9
6,6
14,5
22,1 22,1
19,5 19,5
41,5 41,5
22,1
19,5
41,5
0,8 0,8
0,6 0,6
1,4 1,4
0,8
0,6
1,4
1,8 1,8
1,6 1,6
3,3 3,3
1,8
1,6
3,3
AES GENER Nueva Tocopilla 1 Nueva Tocopilla 2 Andes Solar Atacama TG1B (AES Gener) Atacama TV1C (AES Gener) Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CAVANCHA C.H. Cavancha Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
EQUIPOS DE GENERACIÓN CD Inacal Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ENORCHILE Estandartes C.D. M.Blancos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
NORACID PAM Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
SPS LA HUAYCA Solar La Huayca Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ON GROUP C.D. Aguas Blancas Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
VALLE DE LOS VIENTOS Valle de los Vientos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
LOS PUQUIOS Los Puquios Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
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4,4 4,4
3,4 3,4
7,8 7,8
4,4
3,4
7,8
19,9 19,9
15,0 15,0
34,9 34,9
19,9
15,0
34,9
13,0 13,0
11,2 11,2
24,3 24,3
13,0
11,2
24,3
5,5 7,5 16,5
4,4 6,3 13,8
10,0 13,8 30,3
2,7 2,7 0,3 2,3
48,1 48,1 5,1 43,0
50,8 50,8 5,4 45,3
10,9 10,9
9,0 9,0
19,8 19,8
10,9
9,0
19,8
12,3 12,3
11,2 11,2
23,5 23,5
12,3
11,2
23,5
24,0
22,6
24,0
22,6
46,6
24,0
22,6
46,6
POZO ALMONTE SOLAR 3 Pozo Almonte Solar 3 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TECNET C.D. La Portada Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
GENERACIÓN SOLAR María Elena FV Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PLANTA SOLAR SAN PEDRO III Solar Jama Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
RIJN CAPITAL Solar Paruma Solar Pular Solar Lascar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
COCHRANE C.T. Cochrane Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
SKY SOLAR Arica Solar 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ABENGOA SOLAR PV Cerro Dominador CSP Cerro Dominador Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PARQUE EÓLICO QUILLAGUA Quillagua Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
POZO ALMONTE SOLAR 1 Pozo Almonte Solar 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
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35,8 35,8
35,0 35,0
70,8 70,8
35,8
35,0
70,8
12,5 12,5
11,1 11,1
23,7 23,7
12,5
11,1
23,7
8,2 8,2
8,0 8,0
16,2 16,2
8,2
8,0
16,2
28,5 12,7 41,3
24,6 10,6 35,2
53,1 23,3 76,5
41,3
35,2
76,5
33,8 33,8
31,1 31,1
39,5 64,9
33,8
31,1
64,9
Pérdidas
1.970,5 134,4 1.840,4 61,2
1.819,1 120,5 1.702,3 58,0
3.789,6 254,9 3.542,7 119,2
RETIROS SING
1.779,2
1.644,3
3.423,5
49,5
54,0
EDF EN CHILE Bolero Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TAMAKAYA ENERGÍA Kelar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CRUCERO ESTE TRES Blue Sky 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
CRUCERO ESTE DOS Blue Sky 2 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ENEL GREEN POWER Sierra Gorda Cerro Pabellón Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
AUSTRIAN SOLAR Huatacondo Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
ACCIONA Usya Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PMGD PICA PILOT PMGD Pica Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PER Finis Terrae Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TOTAL SING Generación Bruta Consumos Propios Generación Neta
ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh)
51,7
Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING.
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6.4 ANEXO 4. DISPONIBILIDAD GAS NATURAL A continuación se presenta el volumen mensual disponible de gas natural para generación eléctrica por central. Esto, para el periodo abril 2016 – marzo 2017. Tabla A.4: Volumen mensual disponible de gas natural por central abril 2016 – marzo 2017 Volumen esperado [m3S] Total Ventana abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 Empresa Central 12 Meses E-CL Tocopilla y Mejillones 28.129.458 27.312.193 25.622.438 36.075.317 27.795.169 14.297.851 13.753.454 12.496.101 12.912.638 26.181.562 23.647.862 26.181.562 274.405.605 GasAtacama Atacama 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AES Gener Atacama 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total Mes 28.129.458 27.312.193 25.622.438 36.075.317 27.795.169 14.297.851 13.753.454 12.496.101 12.912.638 26.181.562 23.647.862 26.181.562 274.405.605
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