INFORME MENSUAL A LA CNE SEPTIEMBRE 2015
Autor Fecha Creación Correlativo
Dirección de Operación y Peajes 15-10-2015 CDEC-SING C0094/2015
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
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 GENERACIÓN BRUTA 2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 2.2.1 MANTENIMIENTOS 2.2.2 FALLAS 2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA 2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL
4 4 5 8 8 9 10 11
3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES
12
4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING
15
4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING 4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING
15 16
5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES
18
6. ANEXOS
20
6.1 ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 6.2 ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO 6.3 ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
20 23 24
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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 septiembre 2015, el cual incluye las materias definidas en los literales antes descritos, a excepción del literal a), el cual será publicado el día 19 de octubre de 2015, con motivo de la emisión del Informe de Valorización de Transferencias (IVT) del mes de septiembre 2015.
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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 septiembre se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado por la DP. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión del comportamiento de los costos marginales promedio diarios en las barras Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV con la información disponible a la fecha. El costo marginal promedio del mes de septiembre de 2015 en la barra Crucero 220 kV fue de 57,1 US$/MWh, lo que representa una disminución de 8,8% con respecto al valor de septiembre de 2014 (62,6 US$/MWh). Además, esto constituye una disminución de 4,5% con respecto al costo marginal promedio del mes de agosto de 2015 (59,9 US$/MWh). Por su parte, el costo marginal promedio del mes de septiembre de 2015 en la barra Lagunas 220 kV fue de 58,9 US$/MWh, siendo un 3,0% mayor al costo marginal promedio de la barra Crucero 220 kV. En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV, observados durante el mes de septiembre de 2015.
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 30 Septiembre
Crucero 220 kV
Lagunas 220 kV
Figura 1: Costos Marginales Promedio Diarios del mes.
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2.1.2 GENERACIÓN BRUTA La generación bruta del mes de septiembre alcanzó 1.583,32 GWh, con una desviación del 1,6% con respecto al programa diario emitido por la DO. 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
266,5
240,46
26,01
ANDINA
97,8
95,77
2,08
ANGAMOS
363,1
354,97
8,09
CAVANCHA
1,5
1,43
0,04
CELTA
80,9
92,68
-11,77
E-CL
534,5
541,66
-7,12
ENERNUEVAS
1,7
1,39
0,32
ENORCHILE
1,2
0,39
0,82
EQUIPOS DE GENERACION
0,2
0,37
-0,19
GASATACAMA
52,2
57,38
-5,15
GENERACIÓN SOLAR SpA.
17,0
14,58
2,39
HORNITOS
113,9
109,88
4,04
LOS PUQUIOS
0,4
0,00
0,42
NORACID
11,3
11,83
-0,58
ON GROUP
0,1
0,01
0,11
PLANTA SOLAR SAN PEDRO III
8,8
7,04
1,71
POZO ALMONTE SOLAR 1
2,5
0,00
2,53
POZO ALMONTE SOLAR 2
1,8
1,65
0,19
POZO ALMONTE SOLAR 3
3,9
3,53
0,42
SPS LA HUAYCA
5,4
4,70
0,69
TECNET
0,1
0,02
0,05
VALLE DE LOS VIENTOS
18,5
19,15
-0,68
Total
1.583,32
1.558,90
24,42
A continuación, se presenta gráficamente la comparación entre la generación real y la programada por empresa. 600
Energía [GWh]
500
400
300
200
100
0
Real
Programada
Figura 2: Comparación Generación Real y Programada por empresas.
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Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 78,65% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 15,25%. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 1,23%, la cogeneración aportó un 0,71%, la energía hídrica con un 0,45% y la energía eólica y solar con un 3,71%. 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 3: 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 septiembre.
Tabla 2: Operación Real del SING. Resumen Mes
GWh
%
Generación Bruta Consumos Propios Generación Neta Pérdidas Retiros a Clientes Libres Retiros a Clientes Regulados
1.583,3 120,5 1.462,8 42,7 1.271,0 149,1
100,0 7,6 92,4 2,7 80,3 9,4
Total Retiros
1.420,2
89,7
A continuación se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de septiembre. La máxima generación fue de 2.455,9 MW durante la hora 24 del día 20 de septiembre, y la mínima fue de 1.882,7 MW durante la hora 14 del día 10 de septiembre.
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3.000
2.500
Potencia [MW]
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 30 Día
Figura 4: Potencia Media Horaria Bruta del mes.
Tabla 3: Resumen potencia media horaria. Potencia Media Horaria Resumen del Mes
MW
Promedio
2.199,3
Desviación Estándar
101,3
Mínima
1.882,7
Máxima
2.455,9
Factor de Carga
89,6%
Coeficiente Variación
4,6%
Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de septiembre de 2015, comparado con igual mes del año 2014. 60 55
Energía [GWh]
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 30 Septiembre
2014
2015
Figura 5: Energía Bruta Diaria mensual.
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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 septiembre se desarrolló mantenimiento mayor de las siguientes unidades de acuerdo con el programa vigente. Tabla 4: Mantenimientos Mayor según Programa. Unidad/
Inicio
Fin
Empresa Componente
Día-Mes
Hora
Día-Mes
Hora
GMAR4
E-CL
28-sep
11:08
01-oct
0:00
M1AR1
E-CL
01-sep
0:00
10-sep
16:56
TG1B
GASATACAMA
24-sep
18:25
01-oct
0:00
U14
E-CL
20-sep
0:00
01-oct
0:00
2.2.1.2 Desconexiones fuera del Programa Mantenimiento Mayor Durante el mes de septiembre 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
CTA1
ANDINA
24-sep
2:31
27-sep
6:51
CTM1
E-CL
01-sep
0:00
14-sep
4:00
CTM3-TG_AES GENER
AES GENER
16-sep
2:48
17-sep
8:26
CTTAR
CELTA
28-sep
10:54
01-oct
0:00
ENAEX1
ENAEX
01-sep
0:00
01-oct
0:00
ENAEX2
ENAEX
01-sep
0:00
01-oct
0:00
ENAEX3
ENAEX
01-sep
0:00
01-oct
0:00
ENAEX4
ENAEX
01-sep
0:00
01-oct
0:00
INACAL3
EQUIPOS DE GENERACION S.A.
20-sep
19:43
01-oct
0:00
INACAL4
EQUIPOS DE GENERACION S.A.
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MAIQ
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MIIQ4
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MIIQ5
E-CL
01-sep
0:00
15-sep
18:47
MIMB1
ENORCHILE
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MIMB10
ENORCHILE
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MIMB5
ENORCHILE
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MIMB7
ENORCHILE
01-sep
0:00
01-oct
0:00
MSIQ
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUIQ1
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUIQ2
E-CL
01-sep
0:00
28-sep
11:59
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Inicio
Fin
Empresa Componente
Día-Mes
Hora
Día-Mes
Hora
SUIQ3
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA1
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA10
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA2
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA3
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA4
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA5
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA6
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA7
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA8
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
SUTA9
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
TECNET_1
TECNET
02-sep
1:00
10-sep
19:16
TECNET_6
TECNET
01-sep
0:00
01-oct
0:00
TG3
E-CL
01-sep
0:00
08-sep
17:05
TGIQ
E-CL
16-sep
6:14
01-oct
0:00
TGTAR
CELTA
01-sep
8:34
02-sep
21:42
U10
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
U11
E-CL
01-sep
0:00
01-oct
0:00
ZOFRI_5
ENORCHILE
01-sep
0:00
01-oct
0:00
2.2.2 FALLAS A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de septiembre, que tuvieron como resultado la elaboración de un Informe Resumen de Falla (IRF) de acuerdo al Artículo 10 del Anexo Técnico N° 3: 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
Hora
3919
03-sep
4:49
3821
03-sep
17:24
3923
03-sep
21:43
3924
04-sep
12:05
3926
07-sep
0:21
3927
07-sep
11:51
3929
08-sep
14:58
3931
16-sep
2:37
Descripción
Causa Presunta
Desenganche de la unidad U13. Desenganche de la unidad CTM1. Desenganche de la unidad CTM1. Desenganche de la unidad CTM1. Desenganche de la unidad CTTAR.
Bajo vacío condensador, provocado por perdida bomba circuladora. Falla en la llama, debido a descontrol de combustión. Alta temperatura descanso axial lado acoplamiento alternador-turbina. Alta temperatura transformador Excitación.
Desenganche de la unidad CTM1. Regresión de carga y posterior desenganche de la unidad CTM1. Desenganche de la unidad U16.
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Frecuencia [Hz]
Pérdida de Desconexión Nº Escalón Generación Consumos [MW] [MW]
49,78
No
51
0
49,58
No
89
0
49,70
No
60
0
49,70
No
35
0
Fallo excitatriz 2000.
49,21
No
140
0
Falla de la válvula de drenaje de emergencia del Calentador de Alta presión N° 2 al Condensador.
49,60
No
94
0
Error en procedimiento en ajuste de control de la turbina.
49,29
No
122
0
Falla en caja eléctrica de conexionado válvula de agua alimentación del OTC.
48,93
2
155
40,31
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Evento
Fecha
Hora
3932
17-sep
9:52
3933
18-sep
1:24
Pérdida de Desconexión Nº Escalón Generación Consumos [MW] [MW]
Descripción
Causa Presunta
Frecuencia [Hz]
Desenganche de la unidad U14. Desenganche de la unidad U14.
Alta presión en hogar de caldera por disparo de VTI-C.
49,40
No
122
0
Bajo nivel de colector.
49,41
No
127
0
2.2.2.2 Fallas Sistema Transmisión Tabla 7: Fallas del Sistema de Transmisión. Evento
Fecha
Hora
3918
01-sep
5:30
3920
03-sep
13:40
3922
03-sep
Descripción Interrupción de la Línea 66 kV Tap Off Llanos - Aguas Blancas. Interrupción del Transformador de 110/23 kV de S/E Mantos de la Luna.
Causa Presunta
Frecuencia [Hz]
Desconexión Consumos [MW]
Corte de la fase 1 estructura 145.
50,00
2,40
Se investiga.
50,00
4,00
50,00
11,60
19:10
Interrupción de la línea 110 kV Mejillones - El Lince.
Línea M.T. cortada acorta distancia con Línea 110 kV en vano entre estructuras 7 y 8. Conductor cortado poste 67.
50,00
8,00
3925
05-sep
18:15
Interrupción de la línea 66 kV Tap Off Nueva Victoria Llamara.
3928
07-sep
17:02
Interrupción de la línea 110 kV Arica - Pozo Almonte.
Se investiga.
50,00
4,38
Interrupción de la Sub Estación Mantos de la Luna.
Aislación contaminada por alta camanchaca en estructuras 46 y 48 de Línea 23 kV S/E Mantos de la Luna.
50,00
8,00
Interrupción de la Línea 110 kV Tap Off Barriles - Mantos de la Luna. Interrupción del Circuito N°1 de la Línea 66 kV Iquique Pozo Almonte. Interrupción de la Línea 110 kV Tap Off Barriles - Mantos de la Luna.
Se investiga.
50,00
6,80
Tirante suelto de estructura N°39 y preformada desprendida.
50,00
0
Se investiga.
50,00
4,80
3930
14-sep
10:50
3934
24-sep
10:54
3935
24-sep
20:30
3936
29-sep
9:07
2.2.2.3 Fallas Clientes Durante el mes de septiembre no hubo registro de fallas en instalaciones de clientes.
2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA Durante el mes de septiembre no hubo registro de desconexiones manuales de carga.
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2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL En el siguiente cuadro resumen se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de septiembre, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa. Tabla 8: Generación con Gas Natural mes. Empresa
GWh
Gas Atacama
36,49
E-CL
125,82
AES Gener
79,22
Total
241,53
Generación con Gas Natural (GNL)
Generación con Gas Natural
Participación Empresas
Septiembre 2015 14
Generación (GWh)
Gas Atacama 15% AES Gener 33%
12 10
8 6 4 2 0
E-CL 52%
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 30 Gas Atacama
E-CL
AES Gener
Figura 6: Generación con gas natural.
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3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES A continuación se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de septiembre, incluyéndose el detalle respectivo en el Anexo 1 del presente informe. En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de septiembre para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, gas natural y diesel. 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 9: Precio promedio mensual Carbón. Carbón
US$/Ton
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES TERMOELÉCTRICA ANGAMOS TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TERMOELÉCTRICA ANDINA TERMOELÉCTRICA HORNITOS TERMOELÉCTRICA NORGENER TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
70,75 72,93 71,15 65,68 68,30 70,30 79,94
Tabla 10: Precio promedio mensual Diesel. Diesel
US$/m3
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES ATACAMA TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
447,75 475,17 448,86 437,07
Tabla 11: Precio promedio mensual Gas Natural. Gas Natural TERMOELÉCTRICA MEJILLONES TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (AES Gener) ATACAMA ATACAMA (AES Gener) TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
US$/MMBTU 4,68 11,24 11,06 11,24 4,68
Asimismo, a continuación se muestran las evoluciones de estos precios promedios mensuales en los últimos 12 meses.
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Carbón 110
[US$/Ton]
100
90
80
70
2014
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
60
2015
C.Mejillones
C.Angamos
C.Tocopilla
C.Hornitos
C.Norgener
C.Tarapacá
C.Andina
Figura 7: Evolución del precio promedio mensual del carbón por central generadora.
Diesel 800
[US$/m3]
700
600
500
2014 C.Mejillones
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
400
2015 C.Atacama
C.Tocopilla
C.Tarapacá
Figura 8: Evolución del precio promedio mensual del diesel por central generadora.
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
Gas Natural 25
[US$/MMBTU]
20
15
10
5
2014 C.Mejillones/C.Tocopilla
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
Feb
Ene
Dic
Nov
Oct
0
2015 C.Mejillones (AES Gener)
C.Atacama (AES Gener)
Figura 9: Evolución del precio promedio mensual del gas natural por central generadora.
Septiembre 2015 – 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 octubre de 2014 hasta septiembre de 2015. Tabla 12: Nuevas instalaciones de generación en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Potencia Bruta [MW]
Fecha Inicio Operación
1
María Elena FV
Generación Solar SpA
68,0
21 enero 2015
2
PMGD Santa Rosa
Enernuevas S.A.
1,25
26 mayo 2015
3
PMGD Los Puquios
Los Puquios SpA
2,47
11 agosto 2015
Tabla 13: Nuevas instalaciones de transmisión en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Tensión [kV]
Longitud [km]
N° Circuitos
Fecha Inicio Operación
1
Línea 220 kV Encuentro – Sierra Gorda, Circuito N°1
Transmisora Mejillones
220
78,6
1
06 octubre 2014
2
Línea 220 kV Tap Off Enlace -Antucoya
Minera Antucoya
220
25
1
03 febrero 2015
3
Tap-Off Angamos Laberinto
AES Gener
220
0,05
1
04 mayo 2015
Tabla 14: Nuevas instalaciones de clientes en operación en el SING. Nº
Nombre
Propietario
Demanda Máx [MW]
Fecha Inicio Operación
1
S/E Sierra Gorda
Sierra Gorda SCM
137,2
06 octubre 2014
2
Antucoya Fase II
Minera Antucoya
82,0
03 febrero 2015
Septiembre 2015 – 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 el inicio de su operación. Tabla 15: 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 SpA
30,0
14-04-2015
3
PMGD Pozo Almonte Solar
Pozo Almonte Solar 1 S.A.
9,0
05-06-2015
4
Ampliación Planta FV La Huayca
SPS La Huayca
30,0
03-07-2015
Tabla 16: 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
Ampliación S/E Sulfuros y Línea Sulfuros-OLAP
69
5,5
1
08-08-2014
3
Línea Domeyko-OGP1
220
15,5
1
23-10-2014
4
S/E 538
69
-
-
18-02-2015
5
Transformador T3 S/E OGP1
220/33
-
-
03-03-2015
6
Transformador T4 S/E OGP1
220/69
-
-
03-03-2015
7
S/E 537
Minera Escondida Minera Escondida Minera ESCONDIDA Minera Escondida Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
69
-
-
08-03-2015
8
Ampliación S/E Salar
Codelco Chile
220
-
-
12-04-2015
9
Ampliación S/E Calama
TRANSEMEL
220
-
-
12-04-2015
10
Línea Salar-Calama
TRANSEMEL
220
17,2
1
12-04-2015
11
Línea Calama-Solar Jama
220
31,9
1
14-04-2015
12
Transformador T2 S/E OGP1
220/33
-
-
05-05-2015
13
Ampliación S/E Lagunas Etapa I
220
-
-
17-05-2015
14
Transformador T1 S/E OGP1
220/33
-
-
19-05-2015
15
S/E 534, 535, 536
69
-
-
27-05-2015
AES GENER
220
152,18
2
27-05-2015
AES GENER
220/6,9/6,9
-
-
27-05-2015
Minera ESCONDIDA
220/69
-
-
30-05-2015
16 17 18
Línea Encuentro-Cochrane circuito N°2 Transformador de Arranque S/E Cochrane Transformador T5 S/E OGP1
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
Planta Solar San Pedro III Minera ESCONDIDA TRANSELEC Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
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Nombre
Propietario
Tensión [kV]
Longitud [km]
N° Circuitos
Fecha Interconexión
19
Línea Nueva Zaldívar - OGP1
Minera ESCONDIDA
220
-
-
17-06-2015
20
S/E Tap Off Tamarugal
SPS La Huayca
69
-
-
03-07-2015
21
Transformador N°2 S/E Tap Off Hamburgo
Minera ESCONDIDA
69/4,16
-
-
04-08-2015
22
S/E Tap Off Uribe
TRANSEMEL
110
-
-
12-08-2015
220
-
-
04-09-2015
220/19,5
-
-
04-09-2015
69
-
-
21-09-2015
23
SVC OGP1 paño J10
24
Transformador 220/19,5 SVC Domeyko
25
Filtro armónico OGP1 Paño BL4
Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA Minera ESCONDIDA
Tabla 17: 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 OLAP
Minera Escondida
21,0
04-09-2014
3
S/E OGP1
Minera Escondida
15,0
25-11-2014
4
3 Tap-Off Muelle Michilla-Guayaques
Minera Centinela
8,6
15-01-2015
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C0094/2015 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 octubre de 2015 y considera la siguiente información: 1.
2. 3. 4.
5. 6.
Unidad U16 y CTM3, disponibles para operar con gas según lo informado por E-CL en cartas E-CL N° 150/2013 y E-CL N° 131/2014. Adicionalmente, se considera disponibilidad de la unidad CTM3 para operar con gas de acuerdo a las condiciones de arriendo por parte de E-CL hacia AES Gener descritas en carta VPC/043/2014. Unidades de Central Atacama sin disponibilidad de gas, según lo informado por GasAtacama en las cartas CDEC-SING-A N° 0075/2013 y CDEC-SING G/E N° 0010/2014. Programa de Mantenimiento Mayor 2015 versión 5, y Plan 2016-2017 propuesto. Previsión de demanda CDEC-SING, en base a la previsión elaborada por el Departamento de Planificación a la cual se ha aplicado un factor de ajuste equivalente a un -4%, de acuerdo a la desviación promedio absoluta de los últimos 12 meses observada en la previsión de demanda informada por los Coordinados para la elaboración de la Programación de Corto Plazo. Se considera Salta indisponible, de acuerdo a previsiones de MP y LP que realiza CDEC-SING, las que a su vez se basan en las consideraciones de la CNE para el precio de nudo. Se consideran las siguientes fechas para la puesta en servicio de las siguientes centrales generadoras (según Resolución Exenta 517 del 7 de octubre de 2015 de la CNE): Tabla 18: Proyectos de generación consideradas en el programa de 12 meses. Central
Potencia [MW] Fecha Entrada
Andes Solar
21
oct-2015
Parque Eólico Quillagua I
23
oct-2015
Finis Terrae I
69
oct-2015
Planta Solar Jama Etapa II
22
dic-2015
PV Cerro Dominador
100
dic-2015
Cochrane (Unidad 1)
236
dic-2015
Pampa Camarones I
6
dic-2015
Solar Pular
29
abr-2016
Solar Paruma
21
abr-2016
Arica Solar I
40
abr-2016
Bolero Etapa I
42
may-2016
Kelar
517
may-2016
Cochrane (Unidad 2)
236
may-2016
Bolero Etapa II
42
jun-2016
Finis Terrae II
69
jun-2016
Uribe Solar
50
jul-2016
Solar Lascar Etapa I y II
65
jul-2016
Bolero Etapa III
21
ago-2016
Respecto a los precios de combustibles, se utiliza la Tabla de Costo Variable (TCV) del día 6 de octubre de 2015.
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
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CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1
En el siguiente cuadro se presenta el Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015 del SING, el cual corresponde a la versión 5, en vigencia desde el 01/09/2015. Tabla 19: Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015. duración (días)
antecedentes
19-10-2015 07-11-2015
20
CDEC-SING N° 74/2015
NTO2
23-03-2015 31-05-2015
70
CDEC-SING N° 42/2015
ANDINA
CTA1
20-04-2015 14-05-2015
25
CTA/2015/008
ANGAMOS
ANG1
15-06-2015 09-07-2015
25
CDEC-SING N° 05/2015
ANGAMOS
ANG2
20-07-2015 13-08-2015
25
CDEC-SING N° 02/2015
CELTA
CTTAR
09-03-2015 07-04-2015
30
CDEC-SING N° 067/2014
CELTA
TGTAR
11-05-2015 25-05-2015
15
CDEC-SING N° 067/2014
E-CL
CTM1
01-07-2015 22-08-2015
53
E-CL N° 128/2015
E-CL
CTM2
05-01-2015 29-01-2015
25
E-CL N° 097/2015
E-CL
CTM3-TG
08-11-2015 12-11-2015
5
E-CL N° 112/2015
E-CL
CTM3-TV
08-11-2015 12-11-2015
5
E-CL N° 112/2015
E-CL
TG3
18-05-2015 21-06-2015
35
E-CL N° 071/2014
E-CL
U13
29-05-2015 27-06-2015
30
E-CL N° 062/2015
E-CL
U14
21-09-2015 04-11-2015
45
E-CL N° 062/2015
E-CL
U16-TG
26-01-2015 16-03-2015
50
E-CL N° 071/2014
E-CL
U16-TV
26-01-2015 16-03-2015
50
E-CL N° 071/2014
GASATACAMA
TG1A
01-12-2015 10-12-2015
10
CDEC-SING-A N° 0012/2015
HORNITOS
CTH1
24-11-2015 28-11-2015
5
E-CL N° 128/2015
Empresa
Unidad
AES GENER
NTO1
AES GENER
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
desde
hasta
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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 septiembre de 2015. Tabla A.1: Precios de combustibles del mes. Coordinado
Central
ATACAMA
T.de Combustible
(1)
Unidad
Gas Natural
[$/m3]
Diesel
[$/m3]
Gas Natural
[$/m3]
Gas Natural
[$/m3]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Carbón
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
SALTA
AES GENER TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (2)
TERMOELÉCTRICA NORGENER
ANDINA
ANGAMOS
CELTA
TERMOELÉCTRICA ANDINA
TERMOELÉCTRICA ANGAMOS
TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
Desde
Hasta
Valor
01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015
02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 29-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 29-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015
289,88 288,18 284,80 285,16 289,35 279,70 682.272,27 674.444,62 670.984,08 669.083,22 678.918,96 51,78 51,19 50,93 50,78 51,53 289,88 288,18 284,80 285,16 289,35 279,70 49.203,67 48.639,16 48.389,60 48.252,51 48.961,84 49.203,67 48.639,16 48.389,60 48.252,51 48.961,84 298.482,00 45.970,09 45.442,68 45.209,51 45.081,44 45.744,15 48.006,83 47.456,05 47.212,55 47.078,80 47.770,88 51.044,44 50.458,81 50.199,91 50.057,69 50.793,56 55.950,81 55.308,89 55.025,10 54.869,22 55.675,81 308.439,00 299.266,00 303.495,00 311.729,00 295.147,00
Página 20 de 31
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Coordinado
Central
T.de Combustible
Unidad
Desde
Hasta
Valor
CELTA
TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
DIESEL ARICA
Diesel
[$/m3]
DIESEL ENAEX
Diesel
[$/m3]
Diesel
[$/m3]
Diesel + Fuel Oil
[$/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]
01-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 16-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015
30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 25-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 15-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015
247.067,00 319.099,00 310.026,00 312.960,00 321.983,00 305.977,00 318.188,00 309.063,00 312.060,00 321.090,00 305.142,00 312.673,00 303.548,00 306.545,00 315.575,00 299.627,00 245.463,91 233.402,78 238.680,37 244.971,18 231.201,03 243.806,90 231.727,81 237.029,12 243.261,27 229.558,71 320.550,00 311.425,00 314.422,00 323.452,00 307.504,00 213.876,00 201.396,00 207.227,00 212.149,00 199.956,00 49.518,63 48.950,51 48.699,35 48.561,39 49.275,25 49.518,63 48.950,51 48.699,35 48.561,39 49.275,25 316.238,00 307.113,00 310.110,00 319.140,00 303.192,00 210.765,00 198.285,00 204.116,00 209.038,00 196.845,00 123,58 122,17 121,54 116,16 115,83 117,53 52.787,21 52.181,59 45.890,96 45.760,95 51.984,52 52.787,21 52.181,59
DIESEL IQUIQUE
DIESEL TAMAYA
E-CL
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
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CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 Coordinado
E-CL
Central
T.de Combustible
Unidad
Carbón + Petcoke
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Gas Natural
[$/m3]
Diesel
[$/m3]
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA
DIESEL ZOFRI ENORCHILE EQUIPOS DE GENERACION
GASATACAMA
HORNITOS
1 2
ESTANDARTES
Diesel
[$/m3]
DIESEL INACAL
Fuel Oil Nro. 6
[$/ton]
Diesel
[$/m3]
Gas Natural
[$/m3]
Carbón
[$/ton]
Carbón + Petcoke
[$/ton]
ATACAMA
TERMOELÉCTRICA HORNITOS
Desde
Hasta
Valor
10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 04-09-2015 11-09-2015 22-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 16-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 22-09-2015 01-09-2015 22-09-2015 01-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 11-09-2015 17-09-2015 25-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015 01-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 17-09-2015 24-09-2015
16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 03-09-2015 10-09-2015 21-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 15-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 21-09-2015 30-09-2015 21-09-2015 30-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 10-09-2015 16-09-2015 24-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015 02-09-2015 09-09-2015 16-09-2015 23-09-2015 30-09-2015
45.890,96 45.760,95 51.984,52 317.008,00 307.883,00 310.880,00 319.910,00 303.962,00 209.976,00 197.496,00 203.327,00 208.249,00 196.056,00 123,58 122,17 121,54 116,16 115,83 117,53 330.174,00 333.076,00 330.174,00 333.076,00 377.730,00 331.319,00 332.194,00 325.191,00 334.221,00 318.276,00 285,68 282,41 280,96 280,16 284,28 52.283,28 51.683,44 45.126,91 44.999,07 45.660,57 54.173,03 53.551,51 47.226,32 47.092,53 47.784,81
Según contrato de Servicio de Maquila informado en carta FAX CDEC-SING N° 80/2014. Según contrato de arriendo informado en cartas VPC/043/2014 de E-CL y Fax CDEC-SING N° 08/2014.
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6.2 ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO 3
El tipo de cambio utilizado para convertir los costos de combustibles en [US$/ton], [US$/m ] o [US$/MMBTU] y los costos marginales reales en [US$/MWh], corresponde al dólar observado al día miércoles de cada semana, el cual se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING. El siguiente cuadro presenta el tipo de cambio utilizado durante del mes de septiembre 2015. Tabla A.2: Tipo de Cambio mes.
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
Día
CL$/US$
1-2
699,91
3-9
691,88
10-16
688,33
17-23
686,38
24-30
696,47
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6.3 ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES Tabla A.3: Operación real a septiembre 2015 y Programa octubre 2015 – septiembre 2016. CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : (GWh) Prog. (1) ene feb mar
2015
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
CT ANGAMOS C.T. Angamos Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
324,5 324,5 33,5 291,1
279,3 279,3 34,9 244,3
326,1 326,1 36,0 290,1
355,3 355,3 36,4 318,9
376,3 376,3 36,4 339,9
256,6 256,6 27,2 229,4
191,5 191,5 21,6 169,9
289,3 289,3 27,7 261,6
363,1 363,1 36,2 326,8
390,5 390,5 42,0 348,5
378,7 378,7 40,8 338,0
304,8 304,8 32,8 272,0
3.835,8 3.835,8 405,4 3.430,5
115,8 115,8 11,4 104,4
104,1 104,1 10,3 93,8
105,9 105,9 10,9 94,9
71,3 71,3 7,1 64,2
37,0 37,0 5,2 31,8
101,2 101,2 10,5 90,7
107,4 107,4 11,0 96,4
115,8 115,8 11,5 104,4
97,8 97,8 9,9 88,0
116,8 116,8 12,1 104,8
113,0 113,0 11,7 101,4
116,8 116,8 12,1 104,8
1.203,0 1.203,0 123,6 1.079,5
105,2 105,2 11,7 93,5
98,5 98,5 10,8 87,8
115,0 115,0 12,2 102,8
114,3 114,3 11,9 102,3
112,4 112,4 12,0 100,4
84,5 84,5 8,9 75,5
116,5 116,5 12,1 104,4
117,8 117,8 12,2 105,5
113,9 113,9 11,8 102,1
117,6 117,6 12,1 105,5
94,8 94,8 9,7 85,1
117,6 117,6 12,1 105,5
1.308,1 1.308,1 137,5 1.170,6
4,0 0,9 0,8 30,2 103,4 30,4
3,7 0,6 0,6 99,0 96,8 99,0
4,4 1,0 0,8 57,7 99,3 94,4
3,6 1,3 1,3 21,9 53,3 103,7
3,3 1,0 0,9 2,1 109,0 113,5
3,2 2,0 2,3 0,0 107,4 108,0
3,8 0,8 0,9
3,6 0,9 0,8 6,6 0,0 113,3
3,9 0,8 0,5
4,3
3,7
3,8
67,7 110,4
110,9 114,6
107,3 110,9
110,9 114,6
45,2 9,2 9,0 217,6 966,7 1.227,0
70,1 168,9 115,3 0,2 0,2 0,4 5,0 0,4
56,6 157,4 2,5 0,1 0,1 0,6 5,1 0,3
55,4 149,9 99,4 0,1 0,2 0,7 6,1 0,4
91,1 169,5 124,1 0,1 0,2 0,7 6,4 0,4
102,3 144,1 133,6 0,1 0,1 0,5 8,5 0,4
89,7 112,7 124,8 1,0 1,1 1,5 2,1 0,3
62,3 167,1 139,2 0,2 0,2 0,1
91,9 168,9 114,8 0,2 0,2
92,7 131,9 125,8 0,0 0,1 0,3
110,1 86,3 245,8
93,1 155,2 234,6
0,2 176,9 245,8
0,4
0,4
0,4
0,5
0,7
530,1 32,6 497,5
522,5 28,3 494,2
569,7 39,3 530,5
577,6 41,7 536,0
619,3 42,3 577,1
556,2 39,8 516,4
489,9 28,9 461,0
501,6 32,8 468,8
534,5 32,8 501,7
672,5 36,3 636,2
705,3 39,4 665,9
0,5 1,7 654,3 33,9 620,4
102,4 0,2 102,6 8,3 94,3
93,1 0,4 93,5 7,4 86,2
70,5 0,5 71,0 5,6 65,4
77,2 0,7 77,9 6,5 71,4
98,2 0,4 98,6 8,2 90,4
84,8 1,8 86,6 7,0 79,6
102,1 0,5 102,6 8,6 94,1
59,5 0,8 60,3 4,8 55,5
80,4 0,5 80,9 7,0 74,0
103,9
100,6
103,7
103,9 7,0 96,9
100,6 6,8 93,8
103,7 7,0 96,7
0,3 0,6 0,3 1,2
0,7 0,7 0,2 1,5
0,7 0,7 0,3 1,8
0,7 0,7 0,3 1,7
0,8 0,8 0,4 1,9
0,7 0,7 0,3 1,7
0,6 0,7 0,3 1,6
0,7 0,7 0,3 1,8
0,7 0,7 0,3 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
8,3 8,7 5,4 22,5
1,2
1,5
1,8
1,7
1,9
1,7
1,6
1,8
1,7
2,5
2,4
2,5
22,5
19,0 35,5 28,5 0,8 11,7 6,5 101,9 3,7 98,2
12,7 22,7 17,8 15,7 14,3 16,1 99,3 4,0 95,2
33,0 4,9 16,0
12,3 2,6 2,9 31,9 17,3 24,5 91,5 3,5 88,0
18,9 31,8 24,2 22,6 27,2 25,3 150,0 4,5 145,5
28,3 46,3 37,8 26,7 19,1 23,4 181,6 5,0 176,6
3,9 31,0 16,7 46,7 48,7 53,2 200,2 5,1 195,1
3,3 42,5 23,0 23,8 17,6 21,1 131,1 4,6 126,5
5,0 1,4 3,2 16,7 11,8 14,1 52,2 2,9 49,3
0,3 0,1 0,4 33,0
0,8 4,2 5,5 6,4
35,7 69,6 1,5 68,1
6,9 23,7 0,5 23,2
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
0,7 114,3
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
915,5 1.788,7 1.705,7 2,2 2,2 4,9 33,1 5,1 1,7 6.933,8 428,1 6.505,8
CELTA C.T. Tarapacá TGTAR Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
1.076,5 5,8 1.082,3 84,1 998,2
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
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
13,7 7,1 74,7 3,0 71,6
137,5 223,1 176,0 224,3 181,3 233,7 1.175,9 38,4 1.137,5
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CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
98,6 92,6
83,4 86,5
94,5 71,6
96,4
100,5
95,5 64,7
100,5 100,1
98,5 95,6
97,6 89,7
58,3 100,4 5,9
74,5 97,2 6,4
100,4 100,4 6,3
26,9 18,3 10,7 247,1 16,0 231,1
15,7
87,3
21,2
78,2
74,7
94,5
79,2
4,7 2,8 177,3 12,9 164,4
181,7 13,0 168,8
183,6 11,8 171,8
121,8 9,1 112,6
238,3 16,3 222,1
275,2 18,7 256,5
288,6 18,9 269,7
266,5 19,5 247,0
164,6 10,7 154,0
178,1 11,5 166,6
207,2 13,4 193,8
1,5 1,5 0,0 1,5
1,3 1,3 0,0 1,3
1,5 1,5 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
1,4 1,4 0,0 1,4
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,5
1,5 1,5 0,0 1,5
1,5 1,5 0,0 1,5
1,6 1,6 0,0 1,6
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,5
0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0
0,2 0,2 0,0 0,2
0,2 0,2 0,0 0,1
0,4 0,4 0,1 0,4
5,6 10,8 16,4 0,6 15,8
AES GENER Nueva Tocopilla 1 Nueva Tocopilla 2 Andes Solar CTM3 (AES Gener) Atacama TG1B (AES Gener) Atacama TV1C (AES Gener) Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
1.098,7 898,7 18,6 477,7 23,0 13,5 2.530,2 171,7 2.358,4
CAVANCHA C.H. Cavancha Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
17,5 17,5 0,2 17,4
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
0,3 0,7 1,0 0,1 0,9
0,4 0,6 1,0 0,0 1,0
0,6 1,2 1,8 0,1 1,7
0,7 1,4 2,1 0,1 2,1
0,6 1,9 2,4 0,1 2,3
1,4 2,5 3,9 0,1 3,8
0,4 0,8 1,2 0,1 1,1
0,7 1,0 1,7 0,1 1,6
0,5 0,7 1,2 0,1 1,2
11,4 11,4 0,1 11,4
10,4 10,4 0,1 10,4
10,7 10,7 0,1 10,7
11,9 11,9
11,3 11,3 0,0 11,3
11,7 11,7 11,7
10,5 10,5 0,2 10,5
11,3 11,3
11,9
12,0 12,0 0,0 12,0
1,5 1,5 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,5
1,5 1,5 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
0,7 0,7 0,0 0,7
3,2 3,2 0,0 3,2
5,1 5,1 0,0 5,1
5,4 5,4 0,0 5,4
0,1 0,1
0,0 0,0
0,0 0,0
0,1 0,1
0,0 0,0
0,2 0,2
0,0 0,0
0,1 0,1
0,1 0,1
0,6 0,6
0,1
0,0
0,0
0,1
0,0
0,2
0,0
0,1
0,1
0,6
22,6
20,6
20,7
16,1
17,1
16,8
19,2
20,3
18,5
22,6 0,1 22,5
20,6 0,1 20,6
20,7 0,1 20,6
16,1 0,1 16,0
17,1 0,1 17,0
16,8 0,1 16,8
19,2 0,0 19,2
20,3 0,0 20,3
18,5 0,0 18,4
0,3 0,3 0,0 0,3
0,4 0,4 0,0 0,4
0,4 0,4 0,0 0,4
0,4 0,4 0,0 0,4
0,4 0,4 0,0 0,4
0,3 0,3 0,0 0,3
0,4 0,4 0,0 0,4
0,4 0,4 0,0 0,4
1,5 1,5 0,0 1,5
1,5 1,5 0,0 1,5
1,5 1,5 0,0 1,5
1,6 1,6 0,0 1,6
1,5 1,5 0,0 1,5
1,4 1,4 0,0 1,4
1,5 1,5 0,0 1,4
1,6 1,6 0,0 1,6
NORACID PAM Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
11,3
12,8 12,8 4,3 12,8
12,3 12,3 4,2 12,3
12,8 12,8 4,3 12,8
138,9 138,9 13,4 138,9
8,9 8,9
9,2 9,2
8,4 8,4
8,9
9,2
8,4
48,1 48,1 0,1 48,0
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
23,8 17,4 41,2
19,2 23,1 42,3
20,3 20,5 40,8
41,2
42,3
40,8
0,4 0,4 0,0 0,4
0,9 0,9
1,0 1,0
0,8 0,8
0,9
1,0
0,8
1,8 1,8 0,0 1,8
1,2 1,2
1,4 1,4
1,3 1,3
1,2
1,4
1,3
Finis Terrae Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
235,4 296,2 0,6 295,6
LOS PUQUIOS Los Puquios Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
6,0 6,0 0,0 6,0
POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
17,9 17,9 0,1 17,8
Página 25 de 31
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
4,6 4,6 0,0 4,6
3,6 3,6 0,0 3,6
3,8 3,8 0,0 3,7
3,4 3,4 0,0 3,4
3,2 3,2 0,0 3,2
3,0 3,0 0,0 3,0
3,1 3,1 0,0 3,1
3,5 3,5 0,0 3,4
3,9 3,9 0,0 3,9
2,1 2,1
2,8 2,8
2,1 2,1
2,1
2,8
2,1
0,1 0,1
0,1 0,1
0,1 0,1
0,0 0,0
0,1 0,1
0,1 0,1
0,0 0,0
0,1 0,1
0,1 0,1
0,6 0,6
0,1
0,1
0,1
0,0
0,1
0,1
0,0
0,1
0,1
0,6
17,6 17,6 0,1 17,5
15,9 15,9 0,1 15,8
14,4 14,4 0,1 14,3
14,2 14,2 0,1 14,2
13,0 13,0 0,1 12,9
11,3 11,3 0,1 11,2
12,5 12,5 0,1 12,4
13,9 13,9 0,1 13,8
17,0 17,0 0,1 16,9
18,2 18,2
22,7 22,7
18,5 18,5
18,2
22,7
18,5
2,6 2,6 0,0 2,6
6,8 6,8 0,1 6,7
5,9 5,9 0,1 5,8
6,6 6,6 0,1 6,6
7,3 7,3 0,1 7,2
8,8 8,8 0,1 8,7
9,0 9,0
9,5 9,5
14,7 14,7
9,0
9,5
14,7
71,1 71,1 0,5 70,7
149,6 149,6 15,9 133,7
149,6 149,6 15,9 133,7
28,3 28,3
28,3 28,3
28,3
28,3
POZO ALMONTE SOLAR 3 Pozo Almonte Solar 3 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
39,1 39,1 0,2 38,9
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
189,3 189,3 0,8 188,5
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 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
PARQUE EÓLICO QUILLAGUA Parque Eólico Quillagua Total Gen. Bruta
6,5 6,5
7,5 7,5
6,3 6,3
20,3 20,3
6,5
7,5
6,3
20,3
Consumos Propios Total Gen. Neta
POZO ALMONTE SOLAR 1 Pozo Almonte Solar 1 Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
0,8 0,8 0,0 0,8
1,9 1,9 0,0 1,9
2,2 2,2 0,0 2,2
2,5 2,5 0,0 2,5
7,4 7,4 0,0 7,4
Página 26 de 31
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
Pérdidas
1.590,6 117,5 1.473,2 44,0
1.432,2 109,0 1.323,4 46,6
1.502,5 120,5 1.382,1 43,4
1.528,6 119,2 1.409,5 36,0
1.576,5 118,1 1.458,4 37,7
1.563,9 115,0 1.448,9 35,2
1.547,9 106,4 1.441,5 38,9
1.574,7 113,1 1.461,8 43,2
1.583,3 120,5 1.462,8 42,7
1.740,4 126,0 1.618,8 45,9
1.706,9 124,5 1.586,5 47,5
1.792,0 131,5 1.664,8 47,9
19.139,4 1.421,1 17.731,7 508,9
RETIROS SING
1.429,3
1.276,8
1.338,7
1.373,4
1.420,7
1.413,6
1.402,6
1.418,4
1.420,2
1.572,9
1.539,1
1.616,9
17.222,6
50,0
49,6
48,2
52,8
46,4
77,0
50,8
59,9
57,1
69,1
61,8
42,1
EDF EN CHILE Bolero Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TAMAKAYA ENERGÍA Kelar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TOTAL SING Generación Bruta Consumos Propios Generación Neta
ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh)
55,4
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.
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
Página 27 de 31
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 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
369,6 369,6 39,8 329,8
257,1 257,1 27,8 229,3
388,8 388,8 41,8 347,0
373,3 373,3 40,2 333,1
252,8 252,8 27,2 225,6
218,1 218,1 23,5 194,6
216,0 216,0 23,2 192,7
219,9 219,9 23,7 196,3
228,2 228,2 24,6 203,7
2.523,9 2.523,9 271,8 2.252,1
116,8 116,8 12,1 104,8
109,3 109,3 11,3 98,0
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
116,8 116,8 12,1 104,8
94,2 94,2 9,7 84,5
1.013,6 1.013,6 104,6 909,0
117,6 117,6 12,1 105,5
110,0 110,0 11,3 98,7
22,8 22,8 2,3 20,4
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
117,6 117,6 12,1 105,5
113,8 113,8 11,7 102,1
944,2 944,2 96,8 847,4
3,8
3,5
3,8
3,7
4,3
4,1
4,3
4,3
4,1
35,9
110,9 114,6
103,2 107,2
110,9 114,6
107,3 110,9
110,9 114,6
107,0 85,0
110,9
110,6 70,2
107,0 110,9
978,6 827,9
26,6 177,1 165,7
165,6 230,6
50,6 176,3 245,9
18,8 171,2 238,7
0,0 176,9 246,4
0,7 171,2 237,8
0,1 177,0 244,7
124,3 246,3
136,2 238,4
96,9 1.475,8 2.094,5
0,6 1,9 601,1 34,5 566,6
0,6 1,6 612,4 31,7 580,7
0,6 1,7 704,4 38,9 665,4
0,6 1,9 653,0 34,9 618,0
0,5 1,8 655,3 33,8 621,5
0,6 1,7 608,2 30,9 577,3
0,6 1,8 539,4 25,6 513,8
0,6 1,8 558,2 27,1 531,0
0,6 1,7 599,0 30,3 568,6
5,3 15,8 5.530,7 287,8 5.243,0
104,2
97,4
70,6
80,2
100,8
104,2
103,5
100,8
761,6
104,2 7,1 97,1
97,4 6,6 90,8
70,6 4,8 65,8
80,2 5,4 74,8
100,8 6,8 94,0
104,2 7,1 97,1
103,5 7,0 96,5
100,8 6,8 94,0
761,6 51,6 710,0
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,8 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 2,4
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,5
0,8 0,8 0,9 2,4
7,2 7,2 7,9 22,4
2,5
2,4
2,5
2,4
2,5
2,4
2,5
2,5
2,4
22,4
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
0,0 0,3 0,4
Atacama TG2A
0,8
0,0 0,3 0,4 0,8
0,8 1,6 0,0 1,6
0,8 2,3 0,0 2,2
Atacama TG2B Atacama TV2C Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
Septiembre 2015 – Informe Mensual a la CNE
0,7 0,0 0,7
Página 28 de 31
CDEC-SING C0094/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.1 ene
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
100,4 100,4 6,6
94,0 94,0 5,1
100,4 100,4 6,7
97,2 97,2 6,5
100,4 35,6 5,6
97,2 97,2 6,1
100,4 100,4 6,4
100,4 100,4 6,1
64,8 97,0 5,7
855,4 822,7 54,8
207,5 13,4 194,1
193,0 12,5 180,4
207,5 13,4 194,1
200,9 13,0 187,9
141,7 9,0 132,7
200,5 13,0 187,6
207,3 13,4 193,9
207,0 13,4 193,5
167,5 10,8 156,7
1.732,9 112,0 1.620,9
1,5 1,5 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
13,8 13,8 0,1 13,7
12,7 12,7 4,3 12,7
11,9 11,9 4,0 11,9
12,7 12,7 4,3 12,7
12,3 12,3 4,2 12,3
12,7 12,7 4,3 12,7
12,3 12,3 4,2 12,3
12,8 12,8 4,3 12,8
12,7 12,7 4,3 12,7
12,3 12,3 4,2 12,3
112,4 112,4 38,2 112,4
9,0 9,0
8,3 8,3
8,9 8,9
8,8 8,8
8,8 8,8
8,6 8,6
8,9 8,9
9,0 9,0
8,7 8,7
79,0 79,0
9,0
8,3
8,9
8,8
8,8
8,6
8,9
9,0
8,7
79,0
21,6 19,8 41,4
20,2 18,6 38,8
21,4 22,0 43,4
21,0 21,9 42,9
21,3 18,2 39,5
21,1 39,7 60,8
21,6 39,4 61,0
20,7 43,0 63,7
20,9 39,7 60,6
189,8
41,4
38,8
43,4
42,9
39,5
60,8
61,0
63,7
60,6
452,1
0,8 0,8
0,9 0,9
0,9 0,9
0,9 0,9
0,9 0,9
0,9 0,9
0,9 0,9
0,9 0,9
0,8 0,8
7,9 7,9
0,8
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,8
7,9
1,4 1,4
1,2 1,2
1,3 1,3
1,5 1,5
1,3 1,3
1,4 1,4
1,2 1,2
1,4 1,4
1,3 1,3
11,8 11,8
1,4
1,2
1,3
1,5
1,3
1,4
1,2
1,4
1,3
11,8
AES GENER Nueva Tocopilla 1 Nueva Tocopilla 2 Andes Solar CTM3 (AES Gener) 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 Finis Terrae Total Gen. Bruta
452,1
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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2,6 2,6
2,1 2,1
2,2 2,2
2,8 2,8
2,2 2,2
2,4 2,4
2,1 2,1
2,5 2,5
2,2 2,2
21,1 21,1
2,6
2,1
2,2
2,8
2,2
2,4
2,1
2,5
2,2
21,1
22,9 22,9
16,9 16,9
20,6 20,6
20,0 20,0
20,5 20,5
18,8 18,8
19,4 19,4
20,7 20,7
19,6 19,6
179,5 179,5
22,9
16,9
20,6
20,0
20,5
18,8
19,4
20,7
19,6
179,5
15,5 15,5
14,1 14,1
15,9 15,9
14,5 14,5
15,5 15,5
15,2 15,2
15,0 15,0
16,1 16,1
15,0 15,0
136,7 136,7
15,5
14,1
15,9
14,5
15,5
15,2
15,0
16,1
15,0
136,7
6,0 7,0
6,3 7,1
6,2 6,9
13,0
13,4
13,1
6,1 7,1 19,3 32,5
6,3 7,1 19,4 32,9
6,2 7,1 18,1 31,5
37,1 42,4 56,8 136,3
13,0
13,4
13,1
32,5
32,9
31,5
136,3
146,9 146,9 15,6 131,3
274,2 274,2 29,1 245,2
232,4 232,4 24,6 207,8
221,9 221,9 23,5 198,4
215,5 215,5 22,8 192,7
217,5 217,5 23,1 194,4
1.740,1 1.740,1 184,5 1.555,7
12,0 12,0
11,4 11,4
11,6 11,6
11,8 11,8
11,9 11,9
11,5 11,5
70,3 70,3
12,0
11,4
11,6
11,8
11,9
11,5
70,3
32,7 32,7
32,7 32,7
31,6 31,6
97,1 97,1
32,7
32,7
31,6
97,1
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
139,7 139,7 14,8 124,9
131,8 131,8 14,0 117,9
160,0 160,0 17,0 143,1
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 Total Gen. Bruta
29,3 29,3
27,4 27,4
31,3 31,3
32,1 32,1
27,3 27,3
28,8 28,8
29,1 29,1
30,4 30,4
28,3 28,3
264,0 264,0
29,3
27,4
31,3
32,1
27,3
28,8
29,1
30,4
28,3
264,0
6,7 6,7
6,0 6,0
7,4 7,4
7,0 7,0
6,6 6,6
6,4 6,4
6,9 6,9
6,9 6,9
6,5 6,5
60,4 60,4
6,7
6,0
7,4
7,0
6,6
6,4
6,9
6,9
6,5
60,4
Consumos Propios Total Gen. Neta
PARQUE EÓLICO QUILLAGUA Parque Eólico 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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feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
11,9 11,9
23,8 23,8
27,7 27,7
29,5 29,5
31,5 31,5
124,5 124,5
11,9
23,8
27,7
29,5
31,5
124,5
EDF EN CHILE Bolero Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
TAMAKAYA ENERGÍA
0,0 0,0 0,0 0,0
Kelar Total Gen. Bruta Consumos Propios Total Gen. Neta
0,0 0,0 0,0 0,0
TOTAL SING
Pérdidas
1.802,7 138,0 1.669,1 50,3
1.642,4 119,2 1.527,2 43,0
1.820,2 134,7 1.689,8 53,1
1.774,1 131,2 1.647,1 55,0
1.814,7 132,9 1.686,1 48,9
1.794,8 126,3 1.672,7 46,7
1.789,2 121,3 1.672,2 44,0
1.813,9 122,5 1.695,8 44,0
1.786,4 121,2 1.669,4 44,4
16.038,5 1.147,3 14.929,4 429,5
RETIROS SING
1.618,8
1.484,2
1.636,7
1.592,1
1.637,2
1.625,9
1.628,2
1.651,8
1.625,0
14.499,9
44,0
41,9
48,6
48,1
41,6
41,6
41,2
41,1
41,2
Generación Bruta Consumos Propios Generación Neta
ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh)
43,3
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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