COMPARACIÓN METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE...
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COMPARACIÓN METODOLOGÍAS
DE CÁLCULO DE POTENCIA POTENCIA FIRME Y POTENCIA DE SUFICIENCIA
PREPARADO PARA
Octubre 2011
2
SYSTEP Ingeniería y Diseños, Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
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INDICE
1 RESUMEN EJECUTIVO ...................................................................................................................... 3
2 METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE POTENCIA ....................................................................... 14
CÁLCULO DE POTENCIA FIRME ............................................................................................................... 14
2.1.1 Diferencias entre metodologías para cálculo de potencia firme del SIC y SING ............ 14
2.1.2 Procedimiento de cálculo ................................................................................................. 14
CÁLCULO DE POTENCIA DE SUFICIENCIA (D.S. Nº62) ............................................................................ 16
2.1.3 Procedimiento de cálculo ................................................................................................. 16
PRINCIPALES DIFERENCIAS METODOLÓGICAS ......................................................................................... 18
SUPUESTOS DEL CÁLCULO ...................................................................................................................... 20
2.1.4 Supuestos generales de la modelación ............................................................................. 20
3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS .................................................................................................. 22
POTENCIA FIRME .................................................................................................................................... 22
3.1.1 SIC .................................................................................................................................... 22
3.1.2 SING ................................................................................................................................. 26
POTENCIA DE SUFICIENCIA ..................................................................................................................... 30
3.1.3 SIC .................................................................................................................................... 30
3.1.4 SING ................................................................................................................................. 34
COMPARACIÓN DE RECONOCIMIENTO DE POTENCIA ............................................................................... 38
3.1.5 SIC .................................................................................................................................... 38
3.1.6 SING ................................................................................................................................. 50
CONCLUSIONES ...................................................................................................................................... 53
ANEXO A DESGLOSE DEL MIX DE TECNOLOGIAS DE GENERACIÓN POR EMPRESA .. 57
ANEXO B ALGORITMO DE CÁLCULO DE LA POTENCIA FIRME ......................................... 65
ANEXO C ALGORITMO DE CÁLCULO DE LA POTENCIA SUFICIENCIA ............................ 71
ANEXO D DIAGRAMA DE CUENCAS HÍDRICAS PRINCIPALES DEL SIC ............................. 77
ANEXO E RESULTADOS DE CÁLCULO DE POTENCIA FIRME Y DE SUFICIENCIA ......... 79
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1 RESUMEN EJECUTIVO
El presente documento contiene las principales conclusiones de la comparación de los
resultados del cálculo de potencia para el año 2011 utilizando la metodología vigente de
potencia firme y aquella que debería implementarse una vez entre en vigencia el
Decreto Supremo N°62 (potencia de suficiencia). Mediante estas metodologías se
determina la potencia que se remunera a cada una de las centrales sincronizadas al
sistema interconectado, en función del aporte que hacen para satisfacer la demanda
máxima. Tales aportes dependerán de la disponibilidad de la tecnología de generación,
mantenimientos, hidrologías, etc.
Metodología de cálculo de Potencia Firme (metodología vigente)
El concepto actual de Potencia Firme fue introducido en el Decreto Supremo Nº327
(DS327) y es definido en su artículo Nº259 como “la potencia máxima que sería capaz
de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema,
considerando su indisponibilidad probable”. El mismo DS327 en su artículo Nº261
estableció la creación de un reglamento que defina la metodología para el cálculo de la
Potencia Firme de cada generador. En este reglamento se debía definir el tratamiento de
la indisponibilidad mecánica, la variabilidad hidrológica, los efectos del nivel de los
embalses y los tiempos necesarios para la partida de unidades e incrementos de carga.
Metodología de cálculo de Potencia de Suficiencia (D.S. N°62)
El concepto actual de Potencia de Suficiencia es introducido en el Decreto Supremo
Nº62 (DS62) del año 2006 y es definido en su artículo Nº13 como la “potencia que una
unidad generadora aporta a la Suficiencia de Potencia del sistema o subsistema”. El
DS62 consiste en el reglamento de transferencias de potencia, y define la metodología
para el cálculo de la Potencia de Suficiencia de cada generador.
La Potencia de Suficiencia reemplaza al concepto actual de Potencia Firme que es
utilizado en los Balances de Potencia entre generadores. La principal diferencia entre
ambos conceptos consiste en que la Potencia de Suficiencia no considera el aporte a la
seguridad del sistema. Cabe destacar que la aplicación de esta metodología ha sido
postergada (artículo único de Decreto Supremo Nº44 del año 2007) hasta que se
encuentren implementados los servicios complementarios.
Adicionalmente, esta metodología introduce cambios significativos principalmente en el
cálculo de la Potencia Inicial de las centrales hidráulicas con capacidad de regulación.
No obstante, el mismo DS62 en su artículo Nº10 sostiene que las discrepancias que
pudieran surgir en relación a la aplicación del reglamento contenido en el DS62 serán
sometidas al dictamen del Panel de Expertos. En este sentido, se vislumbra que el
procedimiento descrito en el DS62 sufra alteraciones debido a eventuales discrepancias.
Comparación cualitativa entre metodologías
En primer lugar se realizó una comparación cualitativa entre ambas metodologías. Si
bien la metodología de potencia firme y la contenida en el DS62 comparten un
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algoritmo de cálculo similar, el DS62 introduce algunos cambios relevantes que
influyen en el reconocimiento de potencia de cada central. Las principales diferencias
observadas son las siguientes:
1. Se elimina del pago por capacidad el concepto relacionado con el aporte a la
Seguridad1 del sistema que realiza cada unidad generadora. Esta modificación
impacta principalmente en las centrales a carbón, que poseen un factor de tiempo
de partida menor a las demás centrales, por lo que al no considerarse los
atributos de seguridad en la nueva metodología, aumenta la potencia que le es
reconocida. Este efecto es mayor en el SING, donde la seguridad agrupa un 50%
del reconocimiento de potencia, en el cálculo de potencia firme.
2. El cálculo es realizado considerando todo el año en vez de tomar en cuenta
sólo el periodo de punta. Esta modificación afecta la definición de la demanda
de cada cálculo, así como la ventana de meses considerados para caudales
afluentes de las centrales.
3. El DS 62 incorpora el efecto de los mantenimientos mayores realizados a las
unidades generadoras durante el periodo de cálculo. Esto se realiza aplicando un
factor de descuento basado en la proporción de días bajo mantenimiento mayor
dentro del año. Como consecuencia, disminuye la oferta de potencia
(principalmente en el SIC) al usar la nueva metodología, lo que implica un factor
de ajuste mayor (mayor será el cuociente entre la demanda y la oferta de
potencia preliminar).
4. Se modifica el procedimiento para calcular la Potencia Inicial de las unidades
generadoras. Este efecto se ve principalmente en las centrales hidroeléctricas,
donde las centrales sin capacidad de regulación aumentan su reconocimiento de
potencia, mientras que en general el total de potencia reconocida a las centrales
con regulación es menor en la nueva metodología que en la vigente.
5. Se cambia la condición hidrológica considerada para efectos del cálculo de la
Potencia Inicial de las centrales hidráulicas. Al incluirse el periodo de deshielo,
aumenta la potencia inicial de las centrales sin regulación.
6. Se modifica la forma de determinación de la demanda máxima a suministrar
durante el año. En el caso del SIC, aumenta la demanda considerada ya que la
demanda máxima suele suceder fuera del periodo de punta, mientras que para el
SING disminuye (ya se considera un cálculo anual, por lo que el promedio de 52
horas de demanda, es inferior a la demanda máxima en horas de punta del
SING). La variación por demanda de un cálculo a otro, afecta proporcionalmente
a la potencia reconocida de cada central.
Los cambios que mayores efectos producen en la determinación de la potencia es que la
nueva metodología deja de incorporar criterios de seguridad en el aporte de potencia,
cambia la demanda máxima que debe considerarse en el cálculo, la incorporación de los
mantenimientos en el cálculo y el cambio en el período de cálculo, este último el cual
afecta principalmente al SIC.
1 Actualmente el aporte a la Seguridad del Sistema es cuantificado mediante la evaluación del tiempo de
partida y la velocidad de toma de carga de las centrales.
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Supuestos
A continuación se describen los principales supuestos utilizados para el reconocimiento
de Potencia Firme (metodología vigente) y Potencia de Suficiencia (metodología DS62)
para los sistemas SIC y SING en el año 2011.
Condición hidrológica considerada: Para el cálculo de potencia firme se
considera la hidrología 98-99. Para el cálculo de potencia de suficiencia se
consideran los dos años con menor energía afluente2 correspondientes a los años
98-99 y 68-69.
Demanda: La demanda considerada para el SIC y SING en el cálculo de
potencia firme, corresponde a la demanda utilizada en los respectivos cálculos
provisorios del CDEC-SIC3 y CDEC-SING
4, de 5.913 MW y 1.979,1 MW
respectivamente. Para la demanda considerada en la potencia de suficiencia, se
utiliza la potencia del cálculo de potencia firme, escalada por la relación entre el
promedio de las 52 horas de mayor demanda y la demanda máxima en horas de
punta, para un año de referencia5. Como resultado, se tienen las demandas de
punta del año 2011 de 6.238,3 MW y 1.952,8 MW para sistemas SIC y SING
respectivamente.
Parque generador: Se considera el parque generador y los parámetros respectivos
utilizados en los cálculos provisorios/preliminares del cálculo de potencia firme
en el SIC y SING. Adicionalmente en el caso del SIC, se utilizó la programación
semanal6 de forma de incorporar las centrales que han ingresado/ingresarían en
el año 2011. Parámetros utilizados para centrales nuevas corresponderá a valores
de acuerdo a la tecnología, o de la información disponible7.
Mantenimientos: Se calculó un promedio de los mantenimientos informados en
los programas de mantenimientos mayores publicados por el CDEC-SIC8. Es
importante señalar que en el caso de centrales como Nueva Renca o Guacolda
unidad 2, estos incluyen overhauls, lo que corresponde a un caso particular del
año 2011, y no es necesariamente representativo de la operación habitual de
acuerdo a la tecnología de cada central. En el caso de centrales que aún no
entran en operación (SIC), y de las que no están incluidas en los mantenimientos
del programa, se asoció un período de mantenimientos anual de acuerdo al tipo
de tecnología. El efecto de la incorporación de los mantenimientos es sobre el
reconocimiento de potencia de suficiencia del SIC, ya que al incluirse este ítem
en los subperiodos de cálculo, la central verá afectado el tiempo es que es
considerada disponible.
2 Energía afluente es la energía equivalente a los caudales afluentes a cada central, de forma de poder
disponer del agua para generar energía. Esta energía no está limitada a la potencia máxima generable de
la central, ya que corresponde a la energía máxima que podría potencialmente podría utilizarse en cada
cuenca. 3 Cálculo prov5 para el año 2011, CDEC-SIC.
4 Cálculo preliminar (21/01/2011), CDEC-SING.
5 2007 para el cálculo del SIC, y 2010 para el del SING.
6 Programación semanal del 03-09-11, del CDEC-SIC.
7 Cálculos de potencia firme (CDEC-SIC y CDEC-SING) e ITD Abril 2011 (CNE)..
8 Versión Nº8 del CDEC-.SIC.
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Subperiodos: Para el cálculo de la potencia firme del SING, se utiliza la
metodología de cálculo asociada a subperiodos incluyendo el plan de
mantenimiento. En el caso de la potencia firme para el SIC, de acuerdo a la
metodología establecida, no se incluyen subperiodos por efecto de los
mantenimientos, realizándose el cálculo incorporando las centrales de forma
proporcional al tiempo que están presentes en el periodo de cálculo, y con
resolución mensual para el ingreso de las centrales. Finalmente, para el cálculo
de potencia de suficiencia, tanto del SIC como del SING, se utilizan 12
subperiodos, uno cada mes, teniendo en el caso particular del SING incluido el
efecto de los subperiodos en el porcentaje asociado a los mantenimientos
anuales.
Comparación cuantitativa entre metodologías
Los resultados obtenidos para cada una de las metodologías se compararon tanto en el
SIC como en el SING.
Sistema Interconectado Central
En la Figura 1 se muestra un gráfico comparativo de la potencia reconocida por
metodología para el SIC, destacándose un aumento en el reconocimiento de potencia de
centrales diesel, carbón, gas, hidráulicas de estanque, pasada y biomasa mientras que
disminuye el reconocimiento para centrales de embalse.
Figura 1. Comparación metodologías por tecnología – SIC
Dichas diferencias se deben en parte a diferencias en el reconocimiento de la potencia
inicial en cada una de las metodologías (Tabla 1). Se observa en la tabla que tanto las
centrales de estanque como de pasada aumentaron notoriamente su potencia inicial (por
la consideración de todo el año en el cálculo en vez del período de punta, que coincide
con la menor disponibilidad de agua en hidrología seca) y que las centrales de embalse
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
Diesel H. embalse Carbón H. estanque
Gas H. pasada Biomasa Eólica
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
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disminuyeron su potencia inicial a nivel global (por la consideración de la capacidad de
regulación global en vez de considerar la capacidad de regulación en forma individual.
Dada la forma de la curva de duración, la potencia inicial del conjunto colocando su
energía de regulación agregada, es siempre menor a la suma de las potencias iniciales
obtenidas si se colocase individualmente la energía de regulación de cada central).
A lo anterior se suma el que la demanda máxima considerada en la metodología del
DS62 es mayor en 2011 a la demanda máxima considerada en el cálculo de la potencia
con la metodología vigente (6.238 MW vs 5.913 MW).
Se observa que, al usar la nueva metodología, las centrales térmicas aumentan su
reconocimiento de potencia (mayor demanda, mayor potencia preliminar ya que no se
castiga con atributos de seguridad), disminuyen reconocimiento para las centrales con
embalse (menor potencia inicial por cambio de metodología), centrales de pasada sin
regulación y centrales de estanque aumentan su potencia reconocida (aumento por
incorporación de periodo de deshielo en los caudales considerados), y para las centrales
eólicas aumenta la potencia reconocida (mayor demanda a repartir).
Tabla 1. Valores de potencia por tecnología – SIC
Por otra parte, del análisis por empresas (Figura 2) se observa que Colbún, AES Gener,
Guacolda, ESSA, ENLASA, Endesa, Campanario y Tierra Amarilla9 aumentaron la
potencia reconocida con potencia de suficiencia, principalmente por el aumento de
demanda, y el no considerarse los atributos de seguridad. Por otra parte, Pehuenche
disminuyó su reconocimiento de potencia al utilizar la nueva metodología, debido al
tipo de tecnología (central hidroeléctrica de embalse). Los valores de estas centrales se
muestran en la Tabla 2.
9 Campanario dejó de participar de las transferencias de potencia por ser declarado en quiebra. Misma
situación podría ocurrir con Tierra Amarilla. No obstante lo anterior, estas centrales fueron de todas
formas consideradas en el estudio por motivos de comparación.
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
Diesel 4.426 4.295 97% 4.295 97% 2.303 52% 2.523 57%
H. embalse 4.212 3.396 81% 3.041 72% 1.995 47% 1.954 46%
Carbón 1.350 1.346 100% 1.346 100% 663 49% 758 56%
H. estanque 1.146 806 70% 840 73% 406 35% 428 37%
Gas 699 641 92% 641 92% 332 47% 344 49%
H. pasada 320 211 66% 223 70% 123 38% 134 42%
Biomasa 180 180 100% 180 100% 67 37% 73 41%
Eólica 196 44 22% 40 20% 25 13% 25 13%
TOTAL 12.529 10.919 87% 10.605 85% 5.913 47% 6.238 50%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
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Figura 2. Comparación metodologías por empresa – SIC
Tabla 2. Valores de potencia por empresa – SIC
Sistema Interconectado del Norte Grande
En el caso del SING, los resultados obtenidos por tecnología se muestran en la Figura 3.
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
ENDESA 4.304 3.397 79% 3.117 72% 1.926 45% 1.928 45%
COLBUN 2.590 2.474 96% 2.502 97% 1.387 54% 1.536 59%
AES GENER 1.225 1.155 94% 1.177 96% 602 49% 678 55%
PEHUENCHE 689 572 83% 477 69% 337 49% 312 45%
GUACOLDA 619 613 99% 613 99% 306 49% 344 56%
ESSA 479 436 91% 436 91% 211 44% 233 49%
ENLASA 276 271 99% 271 99% 156 57% 171 62%
CAMPANARIO 221 209 95% 209 95% 84 38% 97 44%
TIERRA AMARILLA 153 153 100% 153 100% 87 57% 94 61%
LA HIGUERA 218 210 96% 187 86% 121 56% 88 40%
OTROS 1.756 1.427 81% 1.464 83% 696 40% 757 43%
TOTAL 12.529 10.919 87% 10.605 85% 5.913 47% 6.238 50%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
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Figura 3. Comparación metodologías por tecnología – SING
Se observa en la Figura 3 que la potencia reconocida disminuyó fuertemente en diesel y
gas, y aumentó en el caso del carbón. En este caso, a diferencia del SIC, la potencia
firme total reconocida es mayor a la potencia determinada con la nueva metodología. Lo
anterior se debe al cambio en la metodología de determinación de la demanda máxima
(promedio de las 52 demandas mayores del año), lo cual implica para el año 2011 que
en el caso de la metodología del DS62 sea menor a la demanda máxima utilizada en el
cálculo de la metodología vigente (máxima demanda del período de punta). Por otra
parte, el aumento en reconocimiento para las centrales a carbón al pasar a la nueva
metodología, a diferencia de las demás tecnologías, es explicado en el hecho de que los
atributos de seguridad (que actualmente contribuyen un 50% del reconocimiento para el
SING), no son considerados en la nueva metodología, donde en el caso de las centrales
de carbón, el factor por tiempo de partida es significativa menor que dichos factores en
las centrales de otro tipo.
Tabla 3. Valores de potencia por tecnología – SING
En un análisis por empresa, se observa que las mayores alzas en el reconocimiento de
potencia con la nueva metodología se dan en Norgener y Celta, con disminuciones para
E-CL, Electroandina y EnorChile, entre otras.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Gas Carbón Diesel H. pasada
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
Gas 1.809 1.519 84% 1.519 84% 902 50% 830 46%
Carbón 2.064 2.042 99% 2.042 99% 876 42% 973 47%
Diesel 358 343 96% 343 96% 191 53% 140 39%
H. pasada 15 14 94% 14 94% 11 72% 9 64%
TOTAL 4.246 3.918 92% 3.918 92% 1.979 47% 1.953 46%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
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Figura 4. Comparación metodologías por empresa – SING
Tabla 4. Valores de potencia por empresa – SING
En este caso, al analizar las variaciones por empresa, las diferencias se reflejan debido
al insumo usado (carbón, gas, petróleo diesel, etc.), como por ejemplo en el caso de
empresas como CT Andina o Angamos, operando con centrales a carbón, aumenta el
reconocimiento de potencia al pasar a la nueva metodología, mientras que otras
empresas operando con insumos distintos del carbón, ven disminuido su reconocimiento
de potencia. Además, es importante considerar que unidades de la empresa Angamos,
entre otras, solo reciben una fracción de reconocimiento de potencia, ya que no se
encuentran/encontraron disponible durante todo el periodo de cálculo, por su reciente
entrada en operación al SING.
0
100
200
300
400
500
600
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
ELECTROANDINA 1.105 966 87% 966 87% 530 48% 498 45%
GASATACAMA 781 666 85% 666 85% 461 59% 445 57%
E-CL 691 673 98% 673 98% 393 57% 374 54%
NORGENER 277 275 99% 275 99% 142 51% 163 59%
ANGAMOS 518 518 100% 518 100% 139 27% 153 30%
CELTA 182 179 99% 179 99% 91 50% 99 54%
AES GENER 340 287 85% 287 85% 82 24% 75 22%
CT HORNITOS 165 165 100% 165 100% 63 38% 68 41%
CT ANDINA 165 165 100% 165 100% 61 37% 66 40%
ENORCHILE 11 11 99% 11 99% 8 70% 6 55%
OTROS 12 12 100% 12 100% 8 71% 7 65%
TOTAL 4.246 3.918 92% 3.918 92% 1.979 47% 1.953 46%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
11
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Conclusiones
De acuerdo a los cálculos realizados, se presentan diferencias relevantes en el
reconocimiento de potencia de ambas metodologías, y también entre sistemas:
- La demanda total que se busca suplir aumenta para el SIC en el orden de un
5,5%, mientras que disminuye para el SING con respecto a la demanda
considerada para la potencia firme. Lo anterior, se debe a que en el SIC la
ventana de cálculo actual considera solo algunos meses, de forma que las
mayores demandas horarias del sistema (debido a la señal de precios) se
producen fuera de este periodo. Para el SING, debido a que la metodología
vigente ya considera todo el año (aunque solo en las horas de punta definidas), el
valor máximo utilizado para la potencia firme es mucho más cercano a la
cantidad de energía máxima efectivamente demandada en el año. Esta variación
en la demanda a considerar, afecta proporcionalmente el reconocimiento de
potencia de suficiencia en cada sistema.
- Al no incluirse reconocimiento de potencia por ítems de seguridad (20% en SIC
y 50% en el SING), aumenta la potencia firme preliminar que pueden aportar las
centrales a carbón cuyos factores de seguridad eran menores que para otras
tecnologías.
- La potencia inicial total de las centrales hidroeléctricas de regulación disminuye
(la potencia inicial de centrales con estanque aumenta mientras que la potencia
inicial de centrales de embalse y serie disminuye). Por el contrario, el total de
potencia inicial de las centrales de pasada (sin capacidad de regulación)
aumenta. Esto se debe al efecto conjunto del cambio en la definición de las
hidrologías a usar, de la inclusión de todos los meses para el cálculo con dichas
hidrologías, y, en el caso de las centrales con regulación, del cambio al usar el
llenado de curva.
- El factor de ajuste (demanda sobre oferta de potencia preliminar) del SIC
aumenta de un 59% a un 65%, con lo que en la etapa final de ajuste de oferta y
demanda se reconoce un porcentaje mayor de potencia a las centrales.
- A su vez en el SING este factor disminuye de un 78% a un 68%, debido a que la
metodología de potencia de suficiencia aumenta la oferta de potencia al no
penalizar a las centrales que poseen bajos factores de carga o de tiempo de
partida (como las centrales a carbón). El efecto en los factores de ajuste para el
SING es mayor si compara con el efecto en el SIC, puesto que la componente de
seguridad en la metodología vigente es de 50% para el SING, mientras que para
el SIC alcanza un 20%.
Con respecto a la posibilidad de que existan incompatibilidades entre lo recolectado por
potencia y lo recolectado por dicho concepto, se puede anticipar que con la nueva
metodología se produzcan desajustes.
Al cambiar de metodología, se producen tres efectos:
(1) Redistribución de la participación de las distintas empresas generadoras en el total
de potencia reconocido,
(2) variación en la demanda de potencia total a reconocer y
12
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(3) descalce en las horas de control de potencia entre oferta y demanda.
En el caso del SING, con los cambios en la metodología de reconocimiento de
potencia, para el cálculo 2011, se ha estimado una disminución de la potencia total
(demanda a total considerar) de un 1,3%. Esto se debe principalmente al desajuste entre
las horas de control de la demanda, que pasan de ser las definidas como horas de
punta10 de este sistema (potencia firme), a considerar como periodo de control todas las
horas del año (potencia de suficiencia). Así también, cambia la definición de la
demanda a pagar, en términos de que el decreto de precio de nudo señala que es la
demanda máxima en horas del periodo control, mientras que la nueva metodología
utiliza el promedio de los 52 mayores valores horarios del año. Ya que el CDEC-SING
considera en el periodo de control horas de todos los meses del año, el efecto de
desajuste entre ambas demandas es menor al efecto de cambio del periodo de control
que para el SIC.
Es necesario considerar que en el caso del SING hay mayor flexibilidad de cambio de
demanda de potencia remunerada por los retiros (sistema compuesto mayoritariamente
por consumos de clientes libres) que deberían tener contemplados en sus contratos
cambios ante posibles modificaciones en la determinación de la potencia a pagar. Esto
facilita realizar cambios para corregir la diferencia en el periodo de control considerado,
y tomar medidas transitorias que podrían afectar los precios de potencia de forma de
remunerar el total de potencia reconocida a los generadores bajo la nueva metodología
de potencia.
En el SIC, al cambiar la metodología de cálculo de potencia, se estima para el cálculo
presentado (2011) un aumento de la demanda de un 5,5% de la potencia total a repartir
entre los generadores. Esto se debe a que el periodo de control de la demanda es distinto
entre ambas metodologías (firme y suficiencia11), donde la vigente considera como
conjunto solo algunas horas en una ventana de 6 meses, lo que incentiva a consumir
mayor energía fuera de este periodo. Así, al cambiar de metodología de potencia, se
tendrá un desajuste entre oferta y demanda: a la oferta se le reconoce valores de
demanda considerando todas las horas del año, mientras a los clientes se les exige de
acuerdo de acuerdo al valor en horas de punta. Bajo las condiciones actuales, la
demanda reconocida a generadores será mayor a la exigida a los clientes (regulados y
libres) y diferirá sustantivamente de esta.
Para la potencia contratada asociada a los retiros del SIC, en el caso de los clientes
libres (del orden de 30% de participación en la demanda), éstos poseen mayor
flexibilidad para cambiar la potencia que pagarían, ya que sus contratos considerarían
cambios en caso de modificaciones en el cálculo de potencia, mientras que la potencia
exigida a clientes regulados (del orden de 70%12
de participación en la demanda) está
10
De 18:00 hrs. a 23:00 hrs. en horario oficial invierno, y de 19:00 hrs. a 24:00 hrs. en horario oficial de
verano, todos los días de todos los meses del año, excepto los domingos, festivos y sábado
inmediatamente siguiente a un día viernes festivo o anterior a un día lunes festivo.
11
DS Nº62/2006, TITULO II DEFINICIONES, literal b): “Demanda de Punta: Demanda promedio de los
52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema.” 12
En el balance provisorio de potencia firme de julio 2011 (CDEC-SIC), la potencia asociada a
distribuidoras constituye el 69% del total reconocido a los generadores.
13
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sujeta a las condiciones del decreto de precio de nudo tanto en el periodo de control13
como en el precio de esta.
Para la remuneración de la potencia de suficiencia (total de potencia reconocida por
precio de potencia) es necesario contemplar: modificaciones en el precio a clientes de
forma de considerar el mayor costo de reconocimiento de potencia a los generadores,
y/o cambiar la definición de potencia para los clientes regulados de forma de hacerla
compatible con la definición de periodo de control de la demanda y demanda utilizada
en el cálculo de parte de los generadores.
Por lo tanto, habrá un periodo transitorio en donde aquellos generadores que no tengan
incorporados en sus contratos ajustes en el caso que se produzcan cambios regulatorios
(por ejemplo cambios en la forma de medir la demanda de punta y la forma en que se
factura) tengan alguna pérdida por reconocimiento de otros niveles de demanda máxima
para efectos del balance del CDEC.
Es de suma importancia que tanto para determinar la demanda por potencia de los
retiros como para la potencia total reconocida a generadores se considere en las
transferencias de potencia una metodología equivalente o común tanto en el periodo de
control de la demanda, su definición, y el precio a considerar de forma de que se
remunere la totalidad de la potencia reconocida a los generadores en el marco del D.S.
Nº62.
13
De abril a septiembre entre las 18:00 hrs. y las 23:00 hrs., excepto domingo, festivos y sábado
inmediatamente siguiente a un viernes festivo o anterior a un día lunes festivo de dichos meses.
14
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2 METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE POTENCIA
Este capítulo describe en resumen los algoritmos de cálculo de la Potencia Firme y la
Potencia de Suficiencia.
Cálculo de Potencia Firme
El concepto actual de Potencia Firme fue introducido en el Decreto Supremo Nº327
(DS327) y es definido en su artículo Nº259 como “la potencia máxima que sería capaz
de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema,
considerando su indisponibilidad probable”. El mismo DS327, en su artículo Nº261,
establece la creación de reglamentos internos del CDEC que definan la metodología
para el cálculo de la Potencia Firme de cada generador. En estos reglamentos se debía
definir el tratamiento de la indisponibilidad mecánica, la variabilidad hidrológica, los
efectos del nivel de los embalses y los tiempos necesarios para la partida de unidades e
incrementos de carga.
En cumplimiento a lo anterior, en la actualidad cada CDEC tiene sus propios
procedimientos para el cálculo de la potencia firme y de los parámetros utilizados en el
cálculo.
2.1.1 Diferencias entre metodologías para cálculo de potencia firme del SIC y
SING
Cabe destacar que el desarrollo de los mencionados reglamentos internos (uno para el
SIC y otro para el SING) tuvo diversas discrepancias, entre las cuales se destaca el
tratamiento de la variabilidad hidrológica y el nivel de los embalses. Adicionalmente,
otro tema de discrepancia surge debido a que el DS327 mezcla atributos de suficiencia y
de seguridad del sistema al considerar dentro del cálculo a las variables de tiempo de
partida y toma de carga.
2.1.2 Procedimiento de cálculo
El procedimiento de cálculo de la potencia firme consta de varios pasos, los cuales se
muestran en la siguiente figura.
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Figura 5. Algoritmo de cálculo de potencia de Firme
Este esquema resume el algoritmo de cálculo de la Potencia Firme, donde se observan
las distintas etapas para reconocer la potencia firme definitiva a partir de la potencia
bruta. El espíritu de esta metodología es reconocer el aporte que pueden realizar las
unidades generadoras con total certeza a la demanda punta del sistema. En el ANEXO
A se desarrollan en mayor detalle las distintas etapas de la metodología.
Como se presenta en la Figura 5, el cálculo de potencia firme se puede dividir en tres
etapas:
- Determinación de Potencia Inicial: Dependiendo de los parámetros de cada
tecnología y condición hidrológica seca.
- Potencia Firme Preliminar: a partir de los atributos de seguridad de cada central
de forma de responder rápidamente a variaciones en la demanda (tiempo de
partida y toma de carga), y del atributo suficiencia de cada central.
- Y finalmente el ajuste por la demanda máxima en horas de punta.
En términos operativos, sobre todo en el SING, donde el factor por seguridad para la
metodología de potencia firme es de un 50%, la metodología de potencia firme se
Potencia Inicial
Caso de
Suficiencia
Caso de tiempo
de partida
Caso toma de
carga
Potencia firme
preliminar
Ajuste a la demanda máxima
del sistema
80%
10%
10%
Potencia Firme
Potencia firme preliminar
de las otras centrales
+
Cálculo para cada
central
Cálculo para cada
subperiodo
Potencia Firme
del resto de los
subperiodos
x
Potencia Firme
Definitiva
Ponderación por duración de
subperiodo
Potencia Bruta
Verificación de la
potencia máxima
80% (SIC)
50% (SING)10% (SIC)
25% (SING)10% (SIC)
25% (SING)
16
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comporta como una señal de pago por capacidad de corto plazo, ya que el atributo
seguridad es relevante, sobre todo si no existe suficiente holgura en el parque generador
para responder a crecimientos de demanda. Se busca con esta definición incentivar la
inversión en unidades con alto reconocimiento de potencia firme, entre las que se
encuentran las unidades generadoras operando con petróleo diesel (turbinas a gas, etc.).
Cálculo de Potencia de Suficiencia (D.S. Nº62)
El concepto actual de Potencia de Suficiencia es introducido en el Decreto Supremo
Nº62 (DS62) del año 2006 y es definido en su artículo Nº13 como la “potencia que una
unidad generadora aporta a la Suficiencia de Potencia del sistema o subsistema”. El
DS62 consiste en el reglamento de transferencias de potencia, y define la metodología
para el cálculo de la Potencia de Suficiencia de cada generador.
La Potencia de Suficiencia reemplaza al concepto actual de Potencia Firme que es
utilizado en los Balances de Potencia entre generadores. La principal diferencia entre
ambos conceptos consiste en que la Potencia de Suficiencia no considera el aporte a la
seguridad del sistema. Cabe destacar que la aplicación de esta metodología ha sido
postergada (artículo único de Decreto Supremo Nº44 del año 2007) hasta que se
encuentren implementados los servicios complementarios.
Adicionalmente, esta metodología introduce cambios significativos principalmente en el
cálculo de la Potencia Inicial de las centrales hidráulicas con capacidad de regulación.
No obstante, el mismo DS62 en su artículo Nº10 sostiene que las discrepancias que
pudieran surgir en relación a la aplicación del reglamento contenido en el DS62 serán
sometidas al dictamen del Panel de Expertos. En este sentido, se vislumbra que el
procedimiento descrito en el DS62 sufra alteraciones debido a eventuales discrepancias.
2.1.3 Procedimiento de cálculo
El procedimiento de cálculo de la potencia de suficiencia consta de varios pasos, los
cuales se muestran en la siguiente figura.
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Figura 6. Algoritmo de cálculo de potencia de Suficiencia
Este esquema resume el algoritmo de cálculo de la Potencia Suficiencia, donde se
observan las distintas etapas para reconocer la potencia de suficiencia definitiva a partir
de la potencia bruta. El espíritu de esta metodología al igual que la de potencia firme es
reconocer el aporte que pueden realizar las unidades generadoras con total certeza a la
demanda punta del sistema. En el ANEXO C se desarrollan en mayor detalle las
distintas etapas de la metodología.
En la Figura 6 se presenta la metodología de cálculo de potencia de suficiencia, dividida
en tres etapas:
- Determinación de Potencia Inicial: depende de los parámetros de cada
tecnología y de la condición hidrológica seca. En este caso, la condición seca
definida cambia, además de que se modifica la metodología de cálculo de la
potencia inicial de forma de reflejar la disponibilidad de insumo de generación
de cada central (agua, gas natural, carbón, GNL, petróleo diesel, etc.)
- Potencia de suficiencia preliminar: incorpora solo el atributo suficiencia,
incluyendo el efecto de mantenimientos, consumos propios e indisponibilidad.
- Finalmente se realiza el ajuste por la demanda en horas de punta, donde en la
metodología actual se considera un promedio de los 52 mayores valores del año.
Min{Potencia Inicial, Promedio Estados Operativos}
Caso de
Suficiencia
Potencia Suficiencia
preliminar
Ajuste a la demanda de punta
del sistema
100%
Potencia de
Suficiencia
Potencia Suficiencia
preliminar de las otras
centrales
+
Cálculo para cada
central
Cálculo para cada
subperiodo
Potencia Suficiencia
del resto de los
subperiodos
x
Potencia Suficiencia
Definitiva
Ponderación por duración de
subperiodo
Potencia Bruta
Verificación de la
potencia máxima
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La potencia de suficiencia no considera los atributos de seguridad dentro de su cálculo,
sino más bien, la potencia media, en escenarios de escasez de cada tipo de insumo de
generación. Además, se considera en el cálculo todo el año (actualmente solo es así para
el SING), por lo que se busca suministrar la demanda máxima efectiva del sistema, sin
importar en qué momento del año ocurrió.
Principales diferencias metodológicas
La metodología vigente y la contenida en el DS 62 comparten un algoritmo de cálculo
similar en su estructura. No obstante lo anterior, el DS 62 introduce cambios que son
relevantes para efectos del cálculo del reconocimiento de potencia de cada central. Los
principales cambios son descritos a continuación:
1. Se elimina del pago por capacidad el concepto relacionado con el aporte a la
Seguridad14
del sistema que realiza cada unidad generadora. Esta modificación
impacta principalmente en las centrales a carbón, que poseen un factor de tiempo
de partida menor a las demás centrales, por lo que al no considerarse los
atributos de seguridad en la nueva metodología, aumenta la potencia que le es
reconocida. Este efecto es mayor en el SING, donde la seguridad agrupa un 50%
del reconocimiento de potencia, en el cálculo de potencia firme.
2. El cálculo es realizado considerando todo el año en vez de tomar en cuenta
sólo el periodo de punta. Esta modificación afecta la definición de la demanda
de cada cálculo, así como la ventana de meses considerados para caudales
afluentes de las centrales.
3. El DS 62 incorpora el efecto de los mantenimientos mayores realizados a las
unidades generadoras durante el periodo de cálculo. Esto se realiza aplicando un
factor de descuento basado en la proporción de días bajo mantenimiento mayor
dentro del año. Como consecuencia, disminuye la oferta de potencia
(principalmente en el SIC) al usar la nueva metodología, lo que implica un factor
de ajuste mayor (mayor será el cuociente entre la demanda y la oferta de
potencia preliminar).
4. Se modifica el procedimiento para calcular la Potencia Inicial de las unidades
generadoras. Este efecto se ve principalmente en las centrales hidroeléctricas,
donde las centrales sin capacidad de regulación aumentan su reconocimiento de
potencia, mientras que en general el total de potencia reconocida a las centrales
con regulación es menor en la nueva metodología que en la vigente.
5. Se cambia la condición hidrológica considerada para efectos del cálculo de la
Potencia Inicial de las centrales hidráulicas. Al incluirse el periodo de deshielo,
aumenta la potencia inicial de las centrales sin regulación.
6. Se modifica la forma de determinación de la demanda máxima a suministrar
durante el año. En el caso del SIC, aumenta la demanda considerada ya que la
demanda máxima suele suceder fuera del periodo de punta, mientras que para el
SING disminuye (ya se considera un cálculo anual, por lo que el promedio de 52
14
Actualmente el aporte a la Seguridad del Sistema es cuantificado mediante la evaluación del tiempo de
partida y la velocidad de toma de carga de las centrales.
19
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horas de demanda, es inferior a la demanda máxima en horas de punta del
SING). La variación por demanda de un cálculo a otro, afecta proporcionalmente
a la potencia reconocida de cada central.
Con la eventual entrada en vigencia del DS 62, el periodo de cálculo del reconocimiento
de potencia, actualmente conocido como periodo de punta, es extendido a todo el año.
Esta medida permite que los caudales de deshielo de las centrales hidráulicas sean
considerados en el cálculo. Además, se produce un cambio en la demanda máxima a
suministrar, pues el DS 62 la define como el promedio de los 52 mayores valores de la
curva de duración de la demanda del sistema, mientras que el DS327 considera la
máxima demanda registrada durante las horas de mayor probabilidad de pérdida de
carga15
.
Respecto a la condición hidrológica considerada, el DS 62 la define como el promedio
de los dos años hidrológicos más secos a nivel de sistema. En la metodología vigente la
condición hidrológica consiste en el año hidrológico más seco, considerando la
estadística de los últimos 40 años.
Otro cambio relevante asociado a la vigencia del DS 62 tiene relación con el cálculo de
la Potencia Inicial, especialmente para las centrales hidráulicas; clasificándolas según su
capacidad de regular el caudal de agua turbinable en tres categorías:
1. Centrales sin capacidad de regulación,
2. Centrales con capacidad de regulación intradiaria,
3. Centrales con capacidad de regulación diaria o superior.
La Potencia Inicial de las centrales sin capacidad de regulación queda establecida por su
potencia promedio de acuerdo a la condición hidrológica seca anteriormente descrita.
En cambio, la Potencia Inicial de las centrales con capacidad de regulación (intradiaria,
diaria o superior) es calculada en un proceso conjunto que involucra posicionar la
energía de regulación16
de todas estas centrales en la punta de la curva de duración de la
carga. Lo anterior, simula que estas centrales pueden entregar su energía en las horas de
mayor demanda, lo que equivale a que pueden entregar una mayor cantidad de potencia
respecto al caso de ser despachadas en base.
El DS 62 impone que todas las centrales con capacidad de regulación intradiaria deben
ser capaces de operar por 5 horas consecutivas a plena capacidad en base a su caudal
afluente y la capacidad máxima de almacenamiento de agua. En caso de que alguna
central no sea capaz de cumplir la condición explicada anteriormente, para efectos del
cálculo de la Potencia de Suficiencia, su potencia máxima será reducida de manera que
la condición se cumpla.
15
Mayo a septiembre en el caso del SIC y en el caso del SING todos los meses del año. 16
Corresponde a la energía afluente más la energía promedio almacenada de los últimos 20 años al 1º de
abril años en los embalses asociados a aquellas centrales con capacidad de regulación diaria o superior.
20
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Supuestos del cálculo
Se describen a continuación los principales supuestos utilizados para la determinación
del reconocimiento de Potencia Firme y Potencia de Suficiencia para los sistemas SIC y
SING.
2.1.4 Supuestos generales de la modelación
A continuación se describen los supuestos generales utilizados.
Condición hidrológica considerada: Para el cálculo de potencia firme se
considera la hidrología 98-99. Para el cálculo de potencia de suficiencia se
consideran los dos años con menor energía afluente correspondientes a los años
98-99 y 68-69.
Demanda: La demanda considerada para el SIC y SING en el cálculo de
potencia firme, corresponde a la demanda utilizada en los respectivos cálculos
provisorios del CDEC-SIC17
y CDEC-SING18
, de 5.913 MW y 1.979,1 MW
respectivamente. Para la demanda considerada en la potencia de suficiencia, se
utiliza la potencia del cálculo de potencia firme, escalada por la relación entre el
promedio de las 52 horas de mayor demanda y la demanda máxima en horas de
punta, para un año de referencia19
. Como resultado, se tienen las demandas de
punta del año 2011 de 6.238,3 MW y 1.952,8 MW para sistemas SIC y SING
respectivamente.
Parque generador: Se considera el parque generador y los parámetros respectivos
utilizados en los cálculos provisorios/preliminares del cálculo de potencia firme
en el SIC y SING. Adicionalmente en el caso del SIC, se utilizó la programación
semanal20
de forma de incorporar las centrales que han ingresado/ingresarían en
el año 2011. Los parámetros utilizados para centrales nuevas corresponden a
valores de acuerdo a la tecnología o de la información disponible21
.
Mantenimientos: Se calculó un promedio de los mantenimientos informados en
los programas de mantenimientos mayores publicados por el CDEC-SIC22
. Es
importante señalar que en el caso de centrales como Nueva Renca o Guacolda
unidad 2, estos incluyen overhauls, lo que corresponde a un caso particular del
año 2011, y no es necesariamente representativo de la operación habitual de
acuerdo a la tecnología de cada central. En el caso de centrales que aún no
entran en operación (SIC), y de las que no están incluidas en los mantenimientos
del programa, se asoció un período de mantenimientos anual de acuerdo al tipo
de tecnología.
Subperiodos: Para el cálculo de la potencia firme del SING, se utiliza la
metodología de cálculo asociada a subperiodos incluyendo el plan de
mantenimiento. En el caso de la potencia firme para el SIC, de acuerdo a la
17
Cálculo prov5 para el año 2011, CDEC-SIC. 18
Cálculo preliminar (21/01/2011), CDEC-SING. 19
2007 para el cálculo del SIC, y 2010 para el del SING. 20
Programación semanal del 03-09-11, del CDEC-SIC. 21
Cálculos de potencia firme (CDEC-SIC y CDEC-SING) e ITD Abril 2011 (CNE). 22
Versión Nº8 del CDEC-.SIC.
21
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metodología establecida, no se incluyen subperiodos por efecto de los
mantenimientos, realizándose el cálculo incorporando las centrales de forma
proporcional al tiempo que están presentes en el periodo de cálculo, y con
resolución mensual para el ingreso de las centrales. Finalmente, para el cálculo
de potencia de suficiencia, tanto del SIC como del SING, se utilizan 12
subperiodos, uno cada mes, teniendo en el caso particular del SING incluido el
efecto de los subperiodos en el porcentaje asociado a los mantenimientos
anuales.
Se considera que toda central operando con petróleo diesel, carbón, GNL, u otro
insumo que provenga de más de una fuente, y no exista riesgo en su
disponibilidad, tiene acceso a estos combustibles y por tanto no debe ver su
potencia inicial disminuida por menor disponibilidad del insumo de generación.
22
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3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
En el presente capítulo se muestran los resultados obtenidos de las metodologías de
cálculo de potencia firme y de suficiencia para el SIC y el SING para el año 2011. En el
ANEXO E se muestra el resultado obtenido por central.
Potencia Firme
En esta sección se mostrarán los resultados obtenidos en la potencia Firme, para los
sistemas del SIC y del SING.
3.1.1 SIC
Los resultados de potencia firme para las unidades conectadas al SIC se muestran por
tecnología y posteriormente según empresas generadoras.
3.1.1.1 Resumen por tecnología
De un total de 12.529 MW de potencia máxima nominal instalados en el SIC, se
reconocen 5.913 MW por la metodología de potencia firme, donde la capacidad
instalada para combustión diesel es la que tiene una mayor participación en la potencia
firme.
Figura 7. Distribución por tecnología de la potencia máxima nominal y firme en el SIC
El gráfico de la Figura 8 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por tecnología en cada paso del cálculo, partiendo por la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y firme preliminar, hasta la potencia firme
definitiva.
La tecnología de generación diesel en el SIC es a la que más potencia firme se le
reconoce a partir de la potencia instalada, con un porcentaje de reconocimiento de 52%.
Esto se debe a que las unidades diesel tiene un mejor reconocimiento de potencia firme
por sus tiempos de partidas y toma de carga.
35%
34%
11%
9%
6%
2% 1% 2%
P. máx bruta
Diesel
H. embalse
Carbón
H. estanque
Gas
H. pasada
Biomasa
Eólica
12.529 MWP. bruta total
39%
34%
11%
7%
6%
2% 1% 0%
P. Firme
Diesel
H. embalse
Carbón
H. estanque
Gas
H. pasada
Biomasa
Eólica
5.913 MWP. firme total
23
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Figura 8. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del cálculo
de P. Firme en el SIC.
Por otra parte, como se observa en la Figura 8, la tecnología con un menor
reconocimiento de potencia firme es la eólica con un porcentaje de reconocimiento de
14%, esto debido a la variabilidad del viento.
Tabla 5. Reconocimiento de capacidad por tecnología en las distintas etapas del cálculo de P. Firme
en el SIC.
Como se observa en la Tabla 5, las tecnologías térmicas no son castigadas en el
reconocimiento de su potencia inicial, debido a que éstas tienen insumos de alta
disponibilidad, mientras que la generación hidráulica y eólica son castigadas en esta
etapa debido a la aleatoriedad de sus insumos.
Posteriormente, en el reconocimiento de la potencia firme preliminar son castigadas las
unidades térmicas debido a sus indisponibilidades forzadas, consumos propios, toma de
carga y tiempos de partida.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica
P. máxima bruta P. firme inicial P. firme preliminar P. firme definitiva
4426 MW
P. bruta
4212 MW
P. bruta
1350 MW
P. bruta
1146 MW
P. bruta
699 MW
P. bruta
320 MW
P. bruta
180 MW
P. bruta
196 MW
P. bruta
2303 MW
P. firme1995 MW
P. firme
663 MW
P. firme
406 MW
P. firme332 MW
P. firme
123 MW
P. firme
67 MW
P. firme
25 MW
P. firme
P. máxima
bruta
[MW]
P. firme
inicial.
[MW]
P. firme
preliminar
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.firme
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
Diesel 4.426 4.295 3.894 2.303 52,0%
H. embalse 4.212 3.396 3.373 1.995 47,4%
Carbón 1.350 1.346 1.120 663 49,1%
H. estanque 1.146 806 687 406 35,5%
Gas 699 641 561 332 47,5%
H. pasada 320 211 207 123 38,3%
Biomasa 180 180 110 67 37,3%
Eólica 196 44 43 25 12,9%
TOTAL 12.529 10.919 9.995 5.913 47,2%
24
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Finalmente al escalarse la potencia firme preliminar por la demanda máxima del
sistema, todas las tecnologías tienen un menor reconocimiento de potencia firme en
comparación a la potencia firme preliminar.
3.1.1.2 Resumen por empresas
Las diez empresas de generación más importantes del SIC tienen el 86% de la potencia
instalada del sistema. Este porcentaje aumenta si se considera la potencia firme, donde
estas diez empresas tienen el 88% del mercado de la potencia firme. Este aumento se
debe a que el mix de tecnologías de las empresas más relevantes tiene una importante
proporción en unidades térmicas y de embalse.
Figura 9. Distribución por empresa de la potencia máxima nominal y firme en el SIC
El gráfico de la Figura 10 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por empresa, desde la potencia total instalada, pasando por la potencia
inicial y firme preliminar hasta la potencia firme definitiva.
Por lo general, para las empresas que tienen un mix de tecnologías similares, el
reconocimiento de potencia firme es semejante. Las empresas con un mayor
reconocimiento son Enlasa y Tierra Amarilla23
, con un 59% y 58% respectivamente.
Este alto factor de reconocimiento se debe a que estas empresas solo tienen unidades
diesel, las cuales poseen un buen reconocimiento de potencia firme por la disponibilidad
de combustible.
23
En este estudio se considero que Tierra amarilla y Campanario participan del balance de potencia, a
pesar de los últimos problemas económicos que aquejan a estas 2 empresas.
34%
21%10%
5%
5%
4%
2%
2%
1%2%
14%
P. máx brutaENDESA
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS12.529 MW
P. bruta total
33%
23%10%
6%
5%
4%
3%
1%
1%2%
12%
P. FirmeENDESA
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS5.913 MW
P. firme total
25
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Tel 56-2-2320501 | Fax 56-2-2322637 | [email protected] | www.systep.cl
Figura 10. Reconocimiento porcentual de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo
de P. Firme en el SIC.
Por otra parte, como se observa en la Figura 10, las empresas con un menor
reconocimiento de potencia firme son Essa y Campanario, con un porcentaje de
reconocimiento de 44% y 38%, respectivamente. El caso de Essa está explicado porque
la unidad Nueva Renca está castigada en su potencia firme por los tiempos de partida,
mientras que en el caso de Campanario se debe a que la Unidad 2 tiene fecha de ingreso
en septiembre del 2011.
Tabla 6. Reconocimiento de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo de P. Firme
en el SIC
Como se observa en la Tabla 6, las empresas que tienen una mayor proporción de
centrales hidráulicas son castigadas en el reconocimiento de su potencia inicial.
Posteriormente, en el reconocimiento de la potencia firme preliminar son castigadas las
empresas que tienen una mayor proporción de centrales térmicas debido a sus
indisponibilidades forzadas, consumos propios, toma de carga y tiempos de partida.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ENDESA COLBUN AES GENER
PEHUENCHE GUACOLDA ESSA ENLASA CAMPANARIO TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA OTROS
P. máxima bruta P. firme inicial P. firme preliminar P. firme definitiva
4304 MWP. bruta
2590 MWP. bruta
1225 MWP. bruta
689 MWP. bruta
619 MWP. bruta
479 MWP. bruta
276 MWP. bruta
221 MWP. bruta
153 MWP. bruta
218 MWP. bruta
1926 MW
P. firme1387 MW
P. firme
602 MW
P. firme
337 MW
P. firme
306 MW
P. firme
211 MW
P. firme
156 MW
P. firme84 MW
P. firme
87 MW
P. firme
121 MW
P. firme
696 MW
P. firme
1756 MWP. bruta
P. máxima
bruta
[MW]
P. firme
inicial.
[MW]
P. firme
preliminar
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.firme
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
ENDESA 4.304 3.397 3.257 1.926 44,8%
COLBUN 2.590 2.474 2.345 1.387 53,5%
AES GENER 1.225 1.155 1.019 602 49,2%
PEHUENCHE 689 572 569 337 48,9%
GUACOLDA 619 613 517 306 49,4%
ESSA 479 436 356 211 44,0%
ENLASA 276 271 263 156 56,5%
CAMPANARIO 221 209 143 84 38,2%
TIERRA AMARILLA 153 153 148 87 57,0%
LA HIGUERA 218 210 205 121 55,6%
OTROS 1.756 1.427 1.174 696 39,6%
TOTAL 12.529 10.919 9.995 5.913 47,2%
26
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3.1.2 SING
Los resultados de potencia firme para las unidades conectadas al SING se mostrarán por
tecnología y posteriormente según empresas generadoras.
3.1.2.1 Resumen por tecnología
De un total de 4.246 MW de potencia máxima nominal instalados en el SING, se
reconocen 1.979 MW por la metodología de potencia firme, donde la capacidad
instalada para combustión de gas es la que tiene una mayor participación de la potencia
firme final como se observa en la Figura 11.
Figura 11. Distribución por tecnología de la potencia máxima nominal y firme en el SING
La tecnología de generación diesel en el SING, es la que más potencia firme se le
reconoce a partir de la potencia instalada, con un porcentaje de reconocimiento de
potencia de 53%. Este alto factor se debe a que en general las unidades diesel tienen
altos niveles de toma de carga y en algunas unidades un rápido tiempo de partida.
El gráfico de la Figura 12 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por tecnología en cada etapa del cálculo, partiendo de la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y firme preliminar hasta la potencia firme
definitiva.
43%
49%
8%
0%
P. máx bruta
Gas
Carbón
Diesel
H. pasada
4.246 MWP. bruta total
46%
44%
10%
0%
P. Firme
Gas
Carbón
Diesel
H. pasada
1.979 MWP. firme total
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Figura 12. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del
cálculo de P. Firme en el SING.
Por otra parte, como se observa en la Figura 12, la tecnología con un menor
reconocimiento de potencia firme es la que genera con carbón, con un porcentaje de
reconocimiento de 42%. Este bajo factor se debe a que en general las unidades a carbón
tienen mayores tiempos de partida respecto a otras tecnologías térmicas.
Adicionalmente, impacta en el reconocimiento de esta tecnología el que la central
Angamos entró en operación durante 2011, por lo que no está presente en todo el
período de cálculo de la potencia firme.
Tabla 7 Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del cálculo
de P. Firme en el SING.
Como se observa en la tabla anterior, las tecnologías en base a diesel y carbón casi no se
ven afectadas en el reconocimiento de su potencia inicial debido a que éstas tienen
insumos de alta disponibilidad, mientras que el reconocimiento de potencia de la
generación a gas, ésta es castigada debido a que se considera en esta etapa información
histórica de generación, la cual no favorece a la generación a gas en el SING dadas las
restricciones sufridas en la importación de gas natural argentino.
Posteriormente, en el reconocimiento de la potencia firme preliminar son castigadas
todas las unidades térmicas debido a sus indisponibilidades forzadas, consumos propios,
toma de carga y tiempos de partida.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Gas Carbón Diesel H. pasada
P. máxima bruta P. firme inicial P. firme preliminar P. firme definitiva
1809 MWP. bruta
2064 MWP. bruta
358 MWP. bruta
15 MWP. bruta
902 MWP. firme
876 MWP. firme
191 MWP. firme
11 MWP. firme
P. máxima
bruta
[MW]
P. firme
inicial.
[MW]
P. firme
preliminar
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.firme
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
Gas 1.809 1.519 1.158 902 49,8%
Carbón 2.064 2.042 1.142 876 42,4%
Diesel 358 343 244 191 53,2%
H. pasada 15 14 14 11 72,2%
TOTAL 4.246 3.918 2.558 1.979 46,6%
28
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Finalmente al escalarse la potencia firme preliminar por la demanda máxima del
sistema, todas las unidades independientes de su tecnología tienen un menor
reconocimiento de potencia firme.
3.1.2.2 Resumen por empresas
Las cinco empresas de generación más importantes del SING tienen el 80% de la
potencia instalada del sistema. Este porcentaje aumenta si se considera la potencia
firme, donde estas cinco empresas tienen el 84% del mercado de la potencia firme. Este
aumento se debe a que las cinco empresas más importantes cuentan con una gran
proporción de unidades diesel como respaldo.
Figura 13. Distribución por empresa de la potencia máxima nominal y firme en el SING
El gráfico de la Figura 14 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por empresa en cada etapa del cálculo, partiendo de la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y firme preliminar, hasta la potencia firme
definitiva.
Por lo general, para las empresas que tienen un mix de tecnologías similares, el
reconocimiento de potencia firme es semejante. La empresa con un mayor
reconocimiento es Enorchile, con un 70%. Este alto factor de reconocimiento se debe a
que esta empresa solo tienen unidades diesel, las cuales tienen un mejor reconocimiento
de potencia firme por la disponibilidad de combustible.
26%
19%
16%
7%
12%
4%8%
4%
4%
0% 0%P. máx bruta
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE
OTROS4.246 MW
P. bruta total
27%
23%20%
7%
7%
5%
4%3%
3% 0% 1%P. Firme
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE
OTROS1.979 MW
P. firme total
29
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Figura 14. Reconocimiento porcentual de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo
de P. Firme en el SING.
Por otra parte, como se observa en la Figura 14, las empresas con un menor
reconocimiento de potencia firme son Angamos y AES Gener, con un porcentaje de
reconocimiento de 27% y 24%, respectivamente. Estos bajos factores de reconocimiento
se deben a que las unidades de estas empresas no están presentes durante todo el
período de cálculo. En el caso de Angamos, esta central entró en operaciones durante el
año 2011 y además tiene penalizaciones por sus mayores tiempos de partida, mientras
que en el caso de la central a gas Salta de AES Gener, ésta tiene una alta
indisponibilidad por mantenimiento programado.
Tabla 8. Reconocimiento de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo de P. Firme
en el SING
Como se observa en la Tabla 8, las empresas que tienen una mayor proporción de
centrales a gas (Electroandina, GasAtacama, AES Gener) son castigadas en el
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL NORGENER ANGAMOS CELTA AES GENER CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE OTROS
P. máxima bruta P. firme inicial P. firme preliminar P. firme definitiva
1105 MW
P. bruta
781 MW
P. bruta
691 MW
P. bruta
277 MW
P. bruta
518 MW
P. bruta
182 MW
P. bruta
340 MW
P. bruta
165 MW
P. bruta
165 MW
P. bruta
11 MW
P. bruta
530 MW
P. firme461 MW
P. firme
393 MW
P. firme
142 MW
P. firme
139 MW
P. firme
91 MW
P. firme
82 MW
P. firme63 MW
P. firme
61 MW
P. firme
8 MW
P. firme
8 MW
P. firme
12 MW
P. bruta
P. máxima
bruta
[MW]
P. firme
inicial.
[MW]
P. firme
preliminar
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.firme
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
ELECTROANDINA 1.105 966 682 530 48,0%
GASATACAMA 781 666 592 461 59,1%
E-CL 691 673 504 393 57,0%
NORGENER 277 275 182 142 51,2%
ANGAMOS 518 518 188 139 26,8%
CELTA 182 179 117 91 50,2%
AES GENER 340 287 106 82 24,1%
CT HORNITOS 165 165 85 63 38,3%
CT ANDINA 165 165 83 61 37,0%
ENORCHILE 11 11 10 8 69,6%
OTROS 12 12 11 8 70,9%
TOTAL 4.246 3.918 2.558 1.979 46,6%
30
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reconocimiento de su potencia inicial. Posteriormente, en el reconocimiento de la
potencia firme preliminar son castigadas todas las empresas debido a las
indisponibilidades forzadas, consumos propios, toma de carga y tiempos de partida de
sus respectivas unidades.
Potencia de Suficiencia
En esta sección se muestran los resultados obtenidos en la potencia Suficiencia, para los
sistemas del SIC y del SING.
3.1.3 SIC
Los resultados de potencia de suficiencia para las unidades conectadas al SIC se
muestran por tecnología y posteriormente según empresas generadoras.
3.1.3.1 Resumen por tecnología
De un total de 12.529 MW de potencia máxima nominal instalados en el SIC, se
reconocen 6.238 MW por la metodología de potencia de suficiencia, donde la capacidad
instalada para combustión diesel es la que tiene una mayor participación en la potencia
de suficiencia.
Figura 15. Distribución por tecnología de la potencia máxima nominal y suficiencia en el SIC
El gráfico de la Figura 16 muestra la disminución porcentual de la potencia reconocida
por tecnología en cada etapa del cálculo, partiendo con la potencia total instalada,
pasando por la potencia inicial y suficiencia preliminar, hasta la potencia de suficiencia
definitiva.
Las tecnologías de generación diesel y carbón en el SIC, son a las que más potencia de
suficiencia se le reconoce a partir de la potencia instalada, con un porcentaje de
reconocimiento de 57% y 56% respectivamente.
35%
34%
11%
9%
6%
2%
1%2%
P. máx bruta
Diesel
H. embalse
Carbón
H. estanque
Gas
H. pasada
Biomasa
Eólica
12.529 MWP. bruta total
41%
31%
12%
7%
6%
2% 1% 0%
P. Suficiencia
Diesel
H. embalse
Carbón
H. estanque
Gas
H. pasada
Biomasa
Eólica
6.238 MWP. suficiencia total
31
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Figura 16. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del
cálculo de P. Suficiencia en el SIC.
Por otra parte, como se observa en la Figura 16, la tecnología con un menor
reconocimiento de potencia suficiencia es la eólica, con un porcentaje de
reconocimiento de 13% debido a la variabilidad del insumo de generación.
Tabla 9. Reconocimiento de capacidad por tecnología en las distintas etapas del cálculo de P.
Suficiencia en el SIC.
Como se observa en la Tabla 9, las tecnologías térmicas tienen cambios menores en el
reconocimiento de su potencia inicial, debido a que éstas tienen insumos de alta
disponibilidad, mientras que la generación hidráulica y eólica son castigadas en esta
etapa debido a la aleatoriedad de sus insumos.
Posteriormente, en el reconocimiento de la potencia de suficiencia preliminar son
castigadas las unidades térmicas debido a sus indisponibilidades forzadas y consumos
propios.
Finalmente, al escalarse la potencia de suficiencia preliminar por la demanda máxima
del sistema, todas las tecnologías tienen un menor reconocimiento de potencia de
suficiencia.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica
P. máxima bruta P. suficiencia inicial P. suficiencia preliminar P. suficiencia definitiva
4426 MW
P. bruta
4212 MW
P. bruta
1350 MW
P. bruta
1146 MW
P. bruta
699 MW
P. bruta
320 MW
P. bruta
180 MW
P. bruta
196 MW
P. bruta
2523 MW
P. suf1954 MW
P. suf
758 MW
P. suf
428 MW
P. suf344 MW
P. suf
134 MW
P. suf
73 MW
P. suf
25 MW
P. suf
P. máxima
bruta
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. suficiencia
preliminar
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.suficiencia
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
Diesel 4.426 4.295 3.911 2.523 57,0%
H. embalse 4.212 3.041 2.967 1.954 46,4%
Carbón 1.350 1.346 1.151 758 56,1%
H. estanque 1.146 840 798 428 37,3%
Gas 699 641 522 344 49,2%
H. pasada 320 223 208 134 41,8%
Biomasa 180 180 160 73 40,7%
Eólica 196 40 38 25 12,7%
TOTAL 12.529 10.605 9.754 6.238 49,8%
32
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3.1.3.2 Resumen por empresas
Las diez empresas de generación más importantes del SIC tienen el 86% de la potencia
instalada del sistema. Este porcentaje aumenta si se considera la potencia de suficiencia,
donde estas diez empresas tienen el 88% del mercado de la potencia de suficiencia
reconocida. Este leve aumento para las empresas más grandes se debe a que el mix de
tecnologías del resto de las empresas tienen una proporción importante de unidades a
biomasa (castigadas con menor reconocimiento por entrada durante el 2011 y solo
obtienen una fracción de su potencia), eólica (baja potencia inicial por disponibilidad
del insumo) e hidráulica de estanque (castigada por ser central hidroeléctrica, y por
fallas de centrales o entradas durante el 2011- por ejemplo Licán), las cuales tienen un
bajo reconocimiento de potencia de suficiencia . El detalle de la distribución de las
distintas tecnologías en cada empresa se puede observar en el ANEXO A
Figura 17. Distribución por empresa de la potencia máxima nominal y suficiencia en el SIC.
El gráfico de la Figura 18 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por empresa en cada etapa del cálculo, partiendo de la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y de suficiencia preliminar, hasta la potencia
de suficiencia definitiva.
Por lo general, para las empresas que tienen un mix de tecnologías similares, el
reconocimiento de potencia firme es semejante. Las empresas con un mayor
reconocimiento son Enlasa y Tierra Amarilla24
, con un 62% y 61% respectivamente.
Este alto factor de reconocimiento se debe a que estas empresas solo tienen unidades
diesel, las cuales tienen un buen reconocimiento de potencia de suficiencia.
24
En este estudio se considero que Tierra Amarilla y Campanario participan del balance de potencia, a
pesar de los últimos problemas económicos que aquejan a estas 2 empresas.
34%
21%10%
5%
5%
4%2%
2%
1%
2%
14%
P. máx brutaENDESA
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS12.529 MW
P. bruta total
31%
25%11%
5%
5%
4%
3%2%
1%
1%
12%
P. SuficienciaENDESA
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS6.238 MW
P. suficiencia total
33
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Figura 18. Reconocimiento porcentual de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo
de P. de suficiencia en el SIC.
Por otra parte, como se observa en la Figura 18, las empresas con un menor
reconocimiento de potencia de suficiencia son Campanario y La Higuera con un
porcentaje de reconocimiento de 44% y 41%, respectivamente. El bajo reconocimiento
de la primera se debe a que la Unidad 2 de Campanario entra en operación en
septiembre de 2011, mientras la otra empresa tiene un menor reconocimiento por la
entrada en mayo de 2011 de la central La Higuera.
Tabla 10: Reconocimiento de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo de P.
suficiencia en el SIC
Como se observa en la Tabla 10 las empresas que tienen una mayor proporción de
centrales hidráulicas (Endesa, Pehuenche, La Higuera) son castigadas en el
reconocimiento de su potencia inicial. Posteriormente, en el reconocimiento de la
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ENDESA COLBUN AES GENER
PEHUENCHE GUACOLDA ESSA ENLASA CAMPANARIO TIERRA AMARILLA
LA HIGUERA OTROS
P. máxima bruta P. suficiencia inicial P. suficiencia preliminar P. suficiencia definitiva
4304 MWP. bruta
2590 MWP. bruta
1225 MWP. bruta
689 MWP. bruta
619 MWP. bruta
479 MWP. bruta
276 MWP. bruta
221 MWP. bruta
153 MWP. bruta
218 MWP. bruta
1928 MWP. suf
1536 MWP. suf
678 MWP. suf
312 MWP. suf
344 MWP. suf
233 MWP. suf
171 MWP. suf
97 MWP. suf
94 MWP. suf
88 MWP. suf
757 MWP. suf
1756 MWP. bruta
P. máxima
bruta
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. suficiencia
preliminar
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.suficiencia
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
ENDESA 4.304 3.117 2.928 1.928 44,8%
COLBUN 2.590 2.502 2.331 1.536 59,3%
AES GENER 1.225 1.177 1.041 678 55,4%
PEHUENCHE 689 477 473 312 45,2%
GUACOLDA 619 613 522 344 55,5%
ESSA 479 436 352 233 48,6%
ENLASA 276 271 260 171 62,1%
CAMPANARIO 221 209 194 97 44,0%
TIERRA AMARILLA 153 153 142 94 61,3%
LA HIGUERA 218 187 175 88 40,5%
OTROS 1.756 1.464 1.335 757 43,1%
TOTAL 12.529 10.605 9.754 6.238 49,8%
34
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potencia suficiencia preliminar son castigadas las empresas que tienen una mayor
proporción de centrales térmicas debido a sus indisponibilidades forzadas, consumos
propios, toma de carga y tiempos de partida.
3.1.4 SING
Los resultados de potencia de suficiencia para las unidades conectadas al SING se
muestran en primer lugar por tecnología y posteriormente según empresas generadoras.
3.1.4.1 Resumen por tecnología
De un total de 4.246 MW de potencia máxima nominal instalados en el SING, se
reconocen 1.953 MW por la metodología de potencia de suficiencia, donde la capacidad
instalada para combustión de carbón es la que tiene una mayor participación en la
potencia firme final.
Figura 19. Distribución por tecnología de la potencia máxima nominal y de suficiencia en el SING
El gráfico de la Figura 20 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por tecnología en cada etapa del cálculo, partiendo por la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y de suficiencia preliminar, hasta la potencia
de suficiencia definitiva.
La tecnología de generación a carbón en el SING es la que más potencia de suficiencia
se le reconoce a partir de la potencia instalada, con un porcentaje de reconocimiento de
47%. Este factor se debe a que con la nueva metodología no se consideran los atributos
de seguridad (tiempo de partida o toma de carga) para las unidades a carbón.
43%
49%
8%
0%
P. máx bruta
Gas
Carbón
Diesel
H. pasada
4.246 MWP. bruta total
43%
50%
7%
0%
P. Suficiencia
Gas
Carbón
Diesel
H. pasada
1.953 MWP. suficiencia total
35
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Figura 20. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del
cálculo de P. de Suficiencia en el SING.
Por otra parte, como se observa en la Figura 20, la tecnología con un menor
reconocimiento de potencia de suficiencia es la que genera con diesel con un porcentaje
de reconocimiento de 39%. Este bajo factor se debe a que a diferencia de la potencia
firme, ya no se consideran en el cálculo la toma de carga y el tiempo de partida, los
cuales eran los mejores atributos de los motores diesel en comparación a otras
tecnologías.
Tabla 11. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del cálculo
de P. de Suficiencia en el SING.
Como se observa en la Tabla 11, hay disminuciones leves en el reconocimiento de la
potencia inicial para las unidades a carbón, diesel e hidráulicas. Posteriormente, en el
reconocimiento de la potencia de suficiencia preliminar son castigadas todas las
unidades térmicas debido a sus indisponibilidades forzadas y consumos propios.
Finalmente, al escalarse la potencia de suficiencia preliminar por la demanda máxima
del sistema, todas las unidades independientes de su tecnología tienen un menor
reconocimiento de potencia de suficiencia.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Gas Carbón Diesel H. pasada
P. máxima bruta P. suficiencia inicial P. suficiencia preliminar P. suficiencia definitiva
1809 MWP. bruta
2064 MWP. bruta
358 MWP. bruta
15 MWP. bruta
830 MWP. suf
973 MWP. suf
140 MWP. suf
9 MWP. suf
P. máxima
bruta
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. suficiencia
preliminar
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.suficiencia
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
Gas 1.809 1.519 1.213 830 45,9%
Carbón 2.064 2.042 1.422 973 47,2%
Diesel 358 343 204 140 38,9%
H. pasada 15 14 14 9 63,5%
TOTAL 4.246 3.918 2.852 1.953 46,0%
36
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3.1.4.2 Resumen por empresas
Las cinco empresas de generación más importantes del SING tienen el 80% de la
potencia instalada del sistema. Este porcentaje aumenta si se considera la potencia de
suficiencia, donde estas cinco empresas tienen el 85% del reconocimiento de la potencia
de suficiencia. Este aumento se debe a que estas cinco empresas cuentan con una gran
proporción de unidades a gas en sus mix de generación, tecnología que tiene un buen
reconocimiento de potencia de suficiencia en el SING (algunas centrales a carbón son
castigadas por entrada durante el periodo 2011, por lo que reciben una potencia
reconocida menor). El detalle de la distribución de las distintas tecnologías en cada
empresa se puede observar en el ANEXO A
Figura 21. Distribución por empresa de la potencia máxima nominal y de suficiencia en el SING
El gráfico de la Figura 22 muestra cómo disminuye de forma porcentual la potencia
reconocida por empresa en cada etapa del cálculo, partiendo por la potencia total
instalada, pasando por la potencia inicial y de suficiencia preliminar, hasta la potencia
de suficiencia definitiva.
Por lo general, para las empresas que tienen un mix de tecnologías similares, el
reconocimiento de potencia firme es semejante. La empresa con un mayor
reconocimiento es NorGener, con un 59%. Este factor de reconocimiento se debe a que
esta empresa solo tienen unidades a carbón, las cuales tienen un buen reconocimiento de
potencia de suficiencia debido a que ya no se consideran tiempos de partida o toma de
carga en el cálculo de la potencia.
26%
19%
16%
7%
12%
4%
8%
4%
4%
0% 0%P. máx bruta
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE
OTROS4.246 MW
P. bruta total
26%
23%
19%
8%
8%
5%
4%4%
3% 0% 0%P. Suficiencia
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE
OTROS1.953 MW
P. suficiencia total
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Figura 22. Reconocimiento porcentual de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo
de P. de Suficiencia en el SING.
Por otra parte, como se observa en la Figura 22, la empresa con un menor
reconocimiento de potencia de suficiencia es AES Gener, con un reconocimiento de
22%. Este bajo factor de reconocimiento se debe a la penalización que tiene la unidad
Salta (gas) en el reconocimiento de la potencia inicial y posteriormente en la potencia de
suficiencia preliminar, debido a su indisponibilidad durante 2011 por concepto de
mantenimiento programado.
Tabla 12. Reconocimiento de capacidad por empresa en las distintas etapas del cálculo de P. de
Suficiencia en el SING
Como se observa en la Tabla 12, las empresas que poseen una mayor proporción de
centrales gas y diesel (Electroandina, GasAtacama y AES Gener) tienen disminuciones
más bruscas en el reconocimiento de su potencia inicial. Posteriormente, en el
reconocimiento de la potencia de suficiencia preliminar son castigadas todas las
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL NORGENER ANGAMOS CELTA AES GENER CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE OTROS
P. máxima bruta P. suficiencia inicial P. suficiencia preliminar P. suficiencia definitiva
1105 MW
P. bruta
781 MW
P. bruta
691 MW
P. bruta
277 MW
P. bruta
518 MW
P. bruta
182 MW
P. bruta
340 MW
P. bruta
165 MW
P. bruta
165 MW
P. bruta
11 MW
P. bruta
498 MW
P. suf445 MW
P. suf
374 MW
P. suf
163 MW
P. suf
153 MW
P. suf
99 MW
P. suf
75 MW
P. suf68 MW
P. suf
66 MW
P. suf
6 MW
P. suf
7 MW
P. suf
12 MW
P. bruta
P. máxima
bruta
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. suficiencia
preliminar
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
Factor de
reconocimiento
P.suficiencia
(1) (2) (3) (4) (4)/(1)
ELECTROANDINA 1.105 966 727 498 45,0%
GASATACAMA 781 666 650 445 57,0%
E-CL 691 673 546 374 54,1%
NORGENER 277 275 238 163 58,6%
ANGAMOS 518 518 224 153 29,5%
CELTA 182 179 144 99 54,3%
AES GENER 340 287 109 75 21,9%
CT HORNITOS 165 165 99 68 41,1%
CT ANDINA 165 165 97 66 40,2%
ENORCHILE 11 11 9 6 55,3%
OTROS 12 12 11 7 64,6%
TOTAL 4.246 3.918 2.852 1.953 46,0%
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empresas debido a las indisponibilidades forzadas y consumos propios de sus
respectivas unidades.
Comparación de reconocimiento de potencia
Dados los resultados presentados en la sección anterior, se presenta a continuación un
análisis comparativo entre los resultados de ambas metodologías para el cálculo de
potencia en los sistemas SIC y SING.
3.1.5 SIC
En el SIC (Sistema Interconectado Central), se tiene que las diferencias entre los
resultados de ambas metodologías estarán explicadas principalmente por los siguientes
factores:
- Cálculo de Potencia Inicial de las centrales hidroeléctricas (hidrologías
consideradas, método de cálculo).
- Consideración o no de pagos por ítems de seguridad (tiempo de partida y toma
de carga).
- Incorporación del efecto de los mantenimientos en la determinación de
subperiodos, y por tanto, de la oferta de potencia firme (o de suficiencia)
preliminar que exista antes del ajuste por la demanda.
- Demanda total a considerar25
.
A continuación, se incluye el efecto de estos factores en la comparación, paso a paso,
del cálculo de potencia firme y de suficiencia en el SIC.
3.1.5.1 Comparación de Potencia Inicial
Se determina la potencia inicial a partir de la estadística de potencia máxima, las
características de cada central, y la disponibilidad del insumo de generación (esto último
solo en cálculo de potencia de suficiencia).
Verificación de Potencia Máxima y disponibilidad de insumo
Para determinar las diferencias en la potencia inicial reconocida a cada central se tendrá
que realizar en primera instancia una verificación de la potencia máxima de las
centrales. Si bien es cierto que la ventana de cálculo cambia entre ambas metodologías,
la verificación de potencia máxima no significaría diferencias relevantes en la potencia
máxima con que se inicia el cálculo.
En segundo lugar, se tiene una restricción por la disponibilidad de insumos para la
potencia inicial en la metodología de potencia de suficiencia (D.S. Nº62). Esta
diferencia es relevante para el caso en que no exista disponibilidad del insumo que se
denomina principal, y/o del insumo secundario.
25
Para potencia firme, esta demanda corresponde a la demanda máxima en horas de punta, mientras que
para la potencia de suficiencia, corresponde al promedio de las mayores demandas, considerando todo el
año.
39
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En el caso en que una central opere solo con gas natural, y existan restricciones de éste
por depender de una fuente (por ejemplo, gas natural argentino), se debe considerar la
menor “potencia media” que tendría la central para abastecer la demanda. Así también,
se debe considerar si existe insumo de respaldo (por ejemplo diesel en el caso de una
turbina dual), el cual aportaría en la fracción de tiempo en que no exista disponibilidad
del insumo principal.
No obstante lo anterior, dada la operación actual de las centrales térmicas en el sistema,
funcionando principalmente con petróleo diesel, GNL o carbón, que corresponden a
insumos de amplia disponibilidad26
, se tendrá que la potencia inicial de cada central
térmica será igual a su potencia máxima bruta (o a la máxima verificada). Es decir, no
existen, mayores diferencias entre la potencia inicial para las centrales térmicas entre
ambas metodologías.
Potencia Inicial de centrales hidroeléctricas sin capacidad de regulación
Por otra parte, para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de regulación27
, la
potencia inicial corresponderá básicamente a la potencia afluente28
, considerando otros
aportes o restricciones en los caudales que utilice la unidad para la generación eléctrica.
La diferencia fundamental es la condición hidrológica usada: la hidrología más seca en
una ventana de 40 años de la estadística (98/99) para la potencia firme, y las dos
hidrologías más secas de la estadística utilizada, para el caso de la potencia de
suficiencia (98/99 y 68/69, de acuerdo a los supuestos utilizados).
En la Tabla 13 se presentan las potencias iniciales calculadas para algunas de las
centrales de este tipo.
26
De acuerdo al D.S. N°62, se consideran insumos de amplia disponibilidad aquellos que provengan de
más de una fuente, lo que implicaría que no existiría riesgo asociado a escasez de estos. 27
Sin estanque o embalse para regular la colocación de generación hidroeléctrica en otro período de
tiempo. También considera que no posean aportes de caudal desde centrales aguas arriba que posean
capacidad de regular su operación de la forma señalada previamente. 28
Como potencia media equivalente a la energía afluente de la(s) condición(es) hidrológica(s) seca(s) que
utiliza cada metodología.
40
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Tabla 13. Potencia Inicial para cálculo de potencia firme y de suficiencia - centrales de pasada sin
regulación.
Se observa que en varios casos la potencia inicial reconocida en la metodología de
potencia de suficiencia es mayor a la de la metodología vigente. Esto se debe a que se
consideran dos hidrologías en vez de una más seca, así como también que incluye la
estadística de todo el año hidrológico y no solo de mayo a septiembre, es decir, incluye
la época del deshielo.
Si se considera por ejemplo el caso de la central Alfalfal, en base a su caudal afluente29
,
se observa un aumento de la potencia inicial de un 38%. El caudal mensual, como se
presenta en la Figura 23 (izquierda), es mayor para los meses de deshielo que en el
periodo de punta (mayo-septiembre). En la misma Figura 23 (derecha), se observa el
caudal medio que se considera para el cálculo de potencia firme (mayo-septiembre de
hidrología 98/99) y para el de potencia de suficiencia (promedio de hidrologías 68/69-
98/99). Se observa en la Tabla 14 que el caudal medio del caso de potencia de
suficiencia es un 38% superior al de la potencia firme, lo que explica dicho porcentaje
de variación en su potencia inicial.
29
De acuerdo a la base de cálculo del ITD Abril 2011, CNE.
Metodología D.S. N°62 Potencia Firme
Central Tipo Potencia Máxima Potencia Inicial Potencia Inicial Variación
MW MW MW
Los Quilos Pasada 39,9 23,4 32,0 -27%
Chacabuquito Pasada 25,7 14,7 22,8 -36%
Florida Pasada 20,6 8,8 7,9 11%
Alfalfal Pasada 100,2 82,2 59,5 38%
Puntilla Pasada 19,9 15,9 13,4 18%
Los Morros Pasada 2,5 1,5 1,5 -2%
Sauce Andes Pasada 0,8 0,5 0,6 -11%
Eyzaguirre Pasada 0,9 0,9 0,9 1%
El Manzano Pasada 4,7 3,8 4,2 -9%
La Paloma Pasada 5,4 2,8 3,7 -26%
Ojos de Agua Pasada 9,0 5,4 7,3 -26%
Puclaro Pasada 5,5 5,5 5,5 -1%
Rio_Trueno Pasada 5,6 2,6 2,6 4%
Coya-Pangal Pasada 11,0 11,0 11,0 0%
Lircay Pasada 18,0 16,5 10,1 64%
Capullo Pasada 11,0 5,8 7,2 -19%
Guayacán Pasada 12,0 3,0 2,9 4%
Mariposas Pasada 6,3 3,7 3,4 7%
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Figura 23. Caudal mensual afluente de central Alfalfal (m3/s)
Tabla 14. Caudal medio de central Alfalfal (m3/s), para cálculo de potencia firme y de suficiencia.
Potencia Inicial de centrales con capacidad de regulación
Una de las diferencias más importantes en la forma de cálculo de ambas metodologías
es la determinación de la potencia inicial para las centrales con regulación. Éstas se
pueden clasificar, por tipo, en centrales de embalse, en serie hidráulica, y de pasada con
estanque de regulación. Esta clasificación, en términos de las definiciones del D.S.
N°62, serían aproximadamente equivalentes a centrales con regulación diaria o superior,
centrales con capacidad de regulación heredada de centrales aguas arriba con
regulación, y centrales con regulación intradiaria30
. El ajuste a tales definiciones
dependerá de la capacidad de regulación propia de cada central y de la energía afluente
de acuerdo a la condición seca considerada para el cálculo31
.
La potencia inicial en el caso de la metodología de potencia firme, será determinada
como la potencia media en horas de punta realizando una simulación de la operación de
cada cuenca hídrica, utilizando los caudales32
dados por el balance hídrico en cada nodo
de la cuenca, la capacidad de regulación de cada central, y el promedio de energía
embalsada al inicio del periodo33
para las centrales de embalse. Esta potencia media se
calcula para una ventana de 153 días, de mayo a septiembre.
Por su parte, dadas las definiciones presentadas, se tiene el siguiente algoritmo para el
mismo cálculo, según el D.S. N°62:
o Calcular la energía de regulación de los tres tipos de centrales con
regulación.
30
Desde artículo 39° del D.S. N°62. 31
Dos años secos de la estadística. 32
Hidrología más seca en una ventana de 40 años, año hidrológico 98/99. 33
Promedio de energía embalsada al 1° de mayo de los 4 años más secos en una ventana de 15 años.
0
5
10
15
20
25
30
ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR
Cau
dal
(m
3/s
)
Caudal mensual afluente (Alfalfal)
Hid. 68/69 Hid. 98/99 Promedio hid. 68/69-98/99
0
5
10
15
20
25
30
ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR
Cau
dal
(m
3/s
)
Caudal mensual afluente (Alfalfal)
Promedio hid. 68/69-98/99 Caudal medio (may-sep 98/99)
Caudal medio (68/69, 98/99)
may-sep 98/99 10.0
promedio 68/69, 98/99 13.8
Variación 38%
Caudal medio (m3/s)
42
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De embalse: energía afluente más energía inicial (embalsada)34
. En serie: energía afluente más energía de regulación aportada por
otras centrales aguas arriba de ésta. Pasada con regulación (con estanque): energía afluente.
o Realizar el llenado de la curva de duración de la demanda.
o Determinar el total de potencia inicial para el conjunto de estas centrales
y repartirla en función de la energía de regulación de cada central.
A continuación se presenta en la Figura 24 un diagrama que representa el llenado de
curva, mientras que en la ecuación presentada se observa la determinación de la
potencia inicial de cada central.
Figura 24. Llenado de curva de duración para obtener potencia inicial
De la aplicación de las distintas metodologías de potencia inicial, se puede obtener la
comparación de potencias iniciales para centrales hidroeléctricas con capacidad de
regulación, mostrada en la Tabla 15.
34
Energía promedio embalsada al 1° de abril en una ventana de 20 años.
MW
Potencia Inicial
conjunta
Energía de regulación
conjunta
Curva de duración de la
carga
43
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Tabla 15. Potencia Inicial para cálculo de potencia firme y de suficiencia- centrales con regulación
(MW) 35y36
.
Se observa una variabilidad significativa entre la potencia inicial de las centrales
hidroeléctricas con capacidad de regulación. Agrupando por tipo, se tiene el resultado
mostrado en la Tabla 16.
35
No se incluye en esta comparación a la central Chacayes, que no participa en el periodo de cálculo de
potencia firme 2011. 36
Central Volcán incluye Volcán y Queltehues, mientras que central Sauzal incluye Sauzal y Sauzalito.
Metodología D.S. N°62 Potencia Firme
Central Tipo Potencia Máxima Potencia Inicial Potencia Inicial Variación
MW MW MW
Antuco Embalse 293,6 270,0 270,3 0%
Canutillar Embalse 172 172,0 172,0 0%
Cipreses Embalse 105,9 62,8 105,9 -41%
El Toro Embalse 450 450,0 421,3 7%
Pangue Embalse 464,2 243,6 333,7 -27%
Ralco Embalse 690 338,3 433,4 -22%
Pehuenche Embalse 559 378,5 452,3 -16%
Rapel Embalse 378 73,8 137,9 -47%
Colbun Embalse 474 474,0 474,0 0%
Machicura Embalse 93 93,0 93,0 0%
Curillinque Serie 89,8 69,7 85,1 -18%
Isla Serie 69 54,6 66,7 -18%
Loma Alta Serie 40 28,7 35,0 -18%
Palmucho Serie 32 32,0 31,0 3%
San Ignacio Serie 36,2 36,2 36,2 0%
Chiburgo Serie 18 18,0 5,1 253%
Rucue Serie 177,4 175,6 173,1 1%
Quilleco Serie 70,2 70,2 69,8 1%
Volcan Estanque 62 61,5 59,1 4%
Maitenes Estanque 31 22,8 26,4 -14%
Juncal Estanque 29,2 24,7 22,7 9%
Blanco Estanque 53 53,0 41,2 29%
Hornitos Estanque 61 56,3 42,2 33%
Pilmaiquen Estanque 40,8 40,8 39,6 3%
Abanico Estanque 136 32,2 26,1 23%
Los Molles Estanque 17,2 11,2 16,3 -31%
Pullinque Estanque 50,6 44,2 45,2 -2%
Sauzal Estanque 88,8 72,2 74,2 -3%
Peuchen Estanque 80,4 54,2 58,5 -7%
Mampil Estanque 48,3 28,9 28,7 1%
La Higuera Estanque 160 130,0 152,7 -15%
Confluencia Estanque 163,2 109,9 48,9 125%
Licán Estanque 18 18,0 18,0 0%
44
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Tabla 16. Resumen de Potencia Inicial - centrales con regulación (MW)37
En la tabla se aprecia que la potencia inicial acumulada de las centrales de embalse
disminuyó al pasar de la metodología de potencia firme a la de potencia de suficiencia.
Lo mismo ocurre con las centrales serie. Finalmente, las centrales de pasada con
capacidad de regulación aumentan su potencia inicial reconocida al pasar a la nueva
metodología propuesta por el D.S. N° 62. En total, la potencia inicial reconocida a las
centrales con capacidad de regulación disminuye en un 7% (sin incluir Chacayes).
Este cambio en el volumen de potencia inicial reconocido a cada tipo se debe al efecto
de los cambios en la metodología del D.S. N°62: condición hidrológica escogida
(aumento de potencia inicial), cálculo de energía de regulación y determinación de la
potencia inicial a repartir (disminución de potencia inicial).
Para entender por qué mientras las centrales de embalse y serie en general disminuyen
su potencia inicial, mientras que para las centrales de pasada con regulación aumenta, se
debe considerar el efecto del aumento de energía de regulación en la potencia inicial del
conjunto (en el denominado llenado de curva).
Por ejemplo, si aumenta la energía de regulación en un X%, dada la forma de la curva
de duración, el aumento en la potencia inicial será menor al X%. Es decir, un
incremento en la energía de regulación implicará un aumento menor a ese porcentaje en
la potencia inicial total a dividir entre las centrales con capacidad de regulación. Por
otra parte, los excedentes de esta repartición (cuando a una central se le reconozca
potencia inicial mayor que su potencia máxima y sea limitada a ésta), se dividirán entre
distintas centrales de acuerdo a su energía de regulación. Así, los excedentes de las
distintas centrales, se distribuirán en mayor medida a favor de las centrales que tengan
un mayor cuociente entre su energía de regulación y su potencia máxima reducida38
. Se
puede definir el siguiente índice39
para estos efectos:
Al determinar este índice, para el cálculo de potencia de suficiencia del año 2011, se
obtiene la siguiente gráfica.
37
No se incluye en esta comparación a la central Chacayes, que no participa en el periodo de cálculo de
potencia firme 2011. 38
Potencia máxima reducida, corresponde al mínimo entre la potencia máxima de cada central, y la
potencia disminuida si la central no puede generar, dada la estadística seca y su capacidad de regulación,
por al menos 5 horas a potencia máxima. 39
Energía de regulación, en GWh.
Tipo Potencia Máxima Potencia Inicial Potencia Inicial Variación
MW MW MW
Embalse 3.680 2.556 2.894 -12%
Serie 533 485 502 -3%
Estanque 1.040 760 700 9%
Conjunto 5.252 3.801 4.096 -7%
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Figura 25. Potencia Inicial/Potencia Máxima reducida vs factor de regulación
La figura muestra que mientras mayor es el cuociente, mayor es el reconocimiento de
potencia inicial (en la gráfica, expresado como porcentaje de la potencia máxima
reducida).
Si se ordenan las centrales de acuerdo a reconocimiento de potencia inicial (sobre
potencia máxima reducida), se tendrá el siguiente gráfico.
Figura 26. Factor de regulación y reconocimiento de potencia inicial de cada central con capacidad
de regulación.
En la figura se observa que la mayor parte de las centrales de estanque tienen
reconocimiento de potencia inicial mayor que los otros tipos, y que las últimas centrales
de la lista corresponden a centrales de embalse. Lo anterior está en línea con el índice
definido previamente. Además, en este caso particular, para las centrales con factor de
regulación mayor o igual a 0,44 se les reconoce un 100% de la potencia máxima como
potencia inicial.
En conclusión, los efectos de este cambio en el cálculo de potencia inicial de las
centrales hidroeléctricas son dos: (1) menor potencia inicial conjunta de las centrales
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Po
ten
cia
Inic
ial/
Po
ten
cia
máx
ima
red
uci
da
factor de regulación=Ereg/(8,76*PMax reducida)
Potencia inicial/Potencia Máxima vs Ereg/(8,76*Pmax reducida)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
San
Ign
acio
(Se
rie
)
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ibu
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(Se
rie
)
Pal
mu
cho
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)
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oro
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)
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factor de regulación P. Inicial/Potencia Máxima reducida
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con regulación, lo que implica menor participación de las centrales hidroeléctricas en el
total de potencia (de suficiencia) preliminar; (2) cambio en la distribución de potencia
inicial, aumentando la potencia inicial de las centrales de pasada, con y sin regulación, y
disminuyendo la potencia inicial de las centrales hidroeléctricas de embalse y serie.
A modo de resumen, se presenta un cuadro comparativo del efecto de distintas variables
del cálculo sobre el reconocimiento de potencia de las centrales hidroeléctricas, en cada
etapa del cálculo: Potencia inicial, potencia preliminar y potencia definitiva (firme o
suficiencia).
Tabla 17: Comparación de efecto de variables de cálculo sobre reconocimiento de potencia de
centrales hidroeléctricas
Se observa que en general el efecto de cambio de metodología es un aumento de la
potencia inicial de centrales de pasada sin regulación, o de centrales de estanque,
mientras se mantiene o disminuye la potencia inicial de las centrales de embalse o
serie40
. El aumento en el caso de las centrales de pasada se debe a que cambia el periodo
de cálculo de las hidrologías utilizado (de mayo a septiembre, a todo el año
hidrológico). Por otra parte, el cambio de metodología de cálculo de potencia inicial
mediante un llenado de la curva de duración tiene un efecto variable en cada central,
aunque la tendencia es que beneficie el mayor reconocimiento de las centrales con
capacidad de regulación intradiaria (estanque), por sobre los demás tipos.
En una segunda etapa, cuando se consideran los mantenimientos en la nueva
metodología, se produce una disminución en la potencia preliminar (oferta de potencia),
ya que se descuenta el equivalente de tiempo que no estuvo la central por mantención.
Finalmente, el aumento de la demanda de potencia por el cambio en su metodología de
determinación produce un aumento en la potencia total a repartir, por lo cual se
reconoce una mayor proporción de la potencia preliminar por este efecto. El resultado
conjunto de todos los efectos anteriores, determinará si la potencia reconocida es mayor
o menor para el cálculo de potencia de suficiencia que en el cálculo vigente (potencia
firme).
40
Agrupadas junto a las centrales de embalse en la clasificación por tecnología.
Metodología Embalse Serie Estanque Pasada sin Reg.
Ponderación
seguridad20% 0% - - - - Aumento -
HidrologíaLa más seca de los
últimos 40 años
Las dos más secas
de la estadísticaDisminución Disminución Disminución Disminución - -
Potencia Inicial
hidro. c/reg.*
Operación de
embalses, mayo a
septiembre
Llenado de curva
de duración, todo
el año hidrológico
Igual o
disminución
Igual o
disminuciónAumento - - -
Potencia Inicial
hidro. s/reg.*
Potencia
equivalente, mayo a
septiembre
Potencia
equivalente, todo
el año hidrológico
- - - Aumento** - -
Mantenimientos*** No Sí - - - - Disminución -
Demanda
Máxima en mayo a
septiembre, horas de
punta SIC
Promedio 52
mayores todo el
año
- - - - - Aumento
*Efecto total de la metdología de potencia inicial incluyendo definición de hidrología, periodo de cálculo y llenado de curva (solo para centrales c/reg)
** Depende del efecto neto de incluir todo el periodo hidrológico (aumento) y de la definición de hidrologías usadas (disminución).
***La metodología de potencia firme usada por el CDEC-SING sí considera los mantenimientos en su cálculo.
Metodología Efecto más presentado al utilizar metodología D.S. Nº62
Potencia Firme (SIC)Potencia de
Suficiencia
Potencia Inicial Centrales hidroeléctricas Potencia
Preliminar
Potencia
Definitiva
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Potencia Inicial para otras centrales
De forma genérica, los demás tipos de centrales (eólicas, operando con biomasa,
geotérmicas, etc.) se modelan en la nueva metodología de acuerdo a la disponibilidad de
su insumo de generación. Esta definición es similar a la aplicada actualmente para las
centrales eólicas, salvo en la definición de la ventana considerada para la disponibilidad
(periodo de punta en la metodología vigente; todo el año en la metodología del D.S. Nº
62). La potencia inicial para estas centrales, en particular, para las de tipo eólico,
corresponderá aproximadamente a la potencia media del año con menor disponibilidad.
3.1.5.2 Comparación de potencia (firme o de suficiencia) preliminar
Tras la determinación de la potencia inicial, las metodologías para el caso del SIC se
diferencian principalmente en la definición de los subperiodos y del horizonte de
cálculo, y en si incorporan o no pagos por ítem de seguridad.
Tomando el caso de una central térmica a carbón, como por ejemplo Guacolda, se
observa las diferencias en la metodología de potencia firme y suficiencia, como se
presenta en la Tabla 18.
Tabla 18. Ejemplo de estimación de potencia firme preliminar y potencia de suficiencia preliminar
Para la determinación de la potencia de suficiencia se realiza el cálculo incluyendo en la
aplicación de los subperiodos los cambios de oferta producidos por el programa de
mantenimientos, lo que implica una menor oferta de potencia. Por ejemplo, para la
unidad Guacolda 1 el aporte por atributo de suficiencia (en el cálculo de potencia firme)
será de 138 MW aproximadamente. En el cálculo de potencia de suficiencia, por dicho
atributo le es reconocido un valor de 134,5 MW, afectado por los mantenimientos
programados.
A su vez, al no considerarse los atributos por seguridad para la nueva metodología, se
tendrá una potencia de suficiencia preliminar mayor a la potencia firme preliminar
(135MW vs 127 MW para la Unidad 1 de Guacolda). Es decir, mayor oferta de potencia
para las centrales térmicas.
Así, se observa que el efecto neto en este caso es de una mayor potencia firme
preliminar, salvo para la Unidad 2, que tiene programado tiempo de mantenimiento
Ítem Unidad Guacolda 1 Guacolda 2 Guacolda 3 Guacolda 4
Potencia Máxima Bruta MW 152 152 152 152
Consumos propios 6% 6% 10% 9%
Indisponibilidad 0/1 0,016 0,010 0,014 0,013
Mantenimiento 2% 16% 2% 5%
Tiempo de partida fría hr 10 10 10 10
Tasa tc a partir M.T. MW/MIN 2,5 2,5 4 4
Potencia Mínima (M.T.) MW 75 75 75 75
Potencia Inicial MW 149 152 152 152
Factortp 0/1 0,250 0,250 0,250 0,250
Factortc 0/1 0,949 0,949 0,968 0,968
PFtp MW 35,0 35,7 34,3 34,8
PFtc MW 132,9 135,5 132,7 134,6
PF(atributo suficiencia- aprox.) MW 137,9 141,5 135,2 137,3
PFP (aprox.) MW 127,1 130,3 124,9 126,8
PSP (aprox.) MW 134,5 118,2 131,9 129,8
Variación de potencia preliminar 6% -9% 6% 2%
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considerablemente mayor a las otras unidades para el año 2011 (overhaul), y que
explica la diferencia en la potencia de suficiencia preliminar reconocida a éstas.
3.1.5.3 Comparación de factor de ajuste (demanda sobre oferta de potencia preliminar)
Finalmente, se determina la potencia firme (o de suficiencia) definitiva ajustando el
total de oferta de potencia (potencia firme preliminar o potencia de suficiencia
preliminar, según corresponda) al total de demanda.
La definición de esta demanda cambia entre las metodologías, pasando de ser la
demanda máxima en horas de punta (metodología vigente), al promedio en las 52 horas
de mayor demanda (D.S. Nº62). Dado el incentivo a operar fuera del periodo de punta
para los clientes, se tiene que el segundo valor (promedio de 52 horas) es mayor a la
demanda de punta de la potencia firme. Así, en el ajuste a la demanda se tienen las
diferencias mostradas en la Tabla 19.
Tabla 19. Demanda de potencia firme y de suficiencia, y factor de ajuste resultante (SIC).
Se observa que la demanda remunerada crece un 5,5% y, por tanto, el total de potencia
firme reconocida a dividir entre los distintos agentes de generación. Por otra parte, el
ajuste a la demanda, como cuociente de demanda y oferta, indica que se reconoce en
esta etapa una mayor cantidad de la potencia en la metodología con el D.S. Nº62 que en
la metodología vigente.
3.1.5.4 Resumen por tecnología
A continuación se presentan gráficamente y en resumen los totales de potencia firme y
de suficiencia reconocida.
Figura 27. Comparación potencia firme y de suficiencia por tecnología (SIC).
Ítem Unidad PF PS Variación
Demanda MW 5.913 6.238 5,5%
Factor de ajuste (Demanda/PFP o Demanda/PSP) 59,1% 65,9% 11,4%
Metodología
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
Diesel H. embalse Carbón H. estanque
Gas H. pasada Biomasa Eólica
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
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Se observa que la potencia reconocida por tecnología en general aumenta, salvo para las
centrales de embalse y serie (agrupadas en H. embalse), que según se comentó
previamente, ven disminuida su potencia inicial si no cuentan con suficiente energía de
regulación para respaldar su potencia máxima. También es relevante el aumento de las
centrales de pasada sin regulación debido al aumento en su potencia inicial.
Tabla 20. Comparación potencia firme y de suficiencia por tecnología (SIC).
3.1.5.5 Resumen por empresas
A su vez, para el total de potencia firme reconocido por empresa, se observa que en la
mayoría de los casos la potencia reconocida se mantiene o aumenta al utilizar la nueva
metodología, salvo en el caso de Pehuenche, que cuenta solo con recursos hídricos.
Figura 28. Comparación potencia firme y de suficiencia por empresa (SIC).
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
Diesel 4.426 4.295 97% 4.295 97% 2.303 52% 2.523 57%
H. embalse 4.212 3.396 81% 3.041 72% 1.995 47% 1.954 46%
Carbón 1.350 1.346 100% 1.346 100% 663 49% 758 56%
H. estanque 1.146 806 70% 840 73% 406 35% 428 37%
Gas 699 641 92% 641 92% 332 47% 344 49%
H. pasada 320 211 66% 223 70% 123 38% 134 42%
Biomasa 180 180 100% 180 100% 67 37% 73 41%
Eólica 196 44 22% 40 20% 25 13% 25 13%
TOTAL 12.529 10.919 87% 10.605 85% 5.913 47% 6.238 50%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
50
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Tabla 21. Comparación potencia firme y de suficiencia por empresa (SIC).
3.1.6 SING
En el SING (Sistema Interconectado del Norte Grande), se tiene que las diferencias
entre los resultados de ambas metodologías estarán explicadas principalmente por los
siguientes factores:
- Cálculo de Potencia Inicial (en centrales de insumo con disponibilidad parcial,
como es el caso de las centrales eólicas)
- Consideración o no de pagos por ítems de seguridad (tiempo de partida y toma
de carga, que en este caso componen el 50% del total). - Demanda total a considerar
41.
Como se explicó anteriormente, el efecto del primer punto solo es relevante ante
centrales con insumos que no sean de amplia disponibilidad, además que las centrales
eólicas no tienen participación actualmente (2011) en el SING, por lo que no existen
efectos en este caso.
En segundo lugar, para las centrales térmicas aumenta la potencia preliminar, sobre todo
para las centrales que operan con carbón.
Finalmente, para la demanda total a considerar, tienen la Tabla 22 se muestra la
comparación de ambas demandas, de acuerdo a las definiciones de cada metodología.
41
Para potencia firme, esta demanda corresponde a la demanda máxima en horas de punta, de acuerdo a
la definición vigente para el cálculo en el SING, mientras que para la potencia de suficiencia, corresponde
al promedio de las mayores demandas del año.
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
ENDESA 4.304 3.397 79% 3.117 72% 1.926 45% 1.928 45%
COLBUN 2.590 2.474 96% 2.502 97% 1.387 54% 1.536 59%
AES GENER 1.225 1.155 94% 1.177 96% 602 49% 678 55%
PEHUENCHE 689 572 83% 477 69% 337 49% 312 45%
GUACOLDA 619 613 99% 613 99% 306 49% 344 56%
ESSA 479 436 91% 436 91% 211 44% 233 49%
ENLASA 276 271 99% 271 99% 156 57% 171 62%
CAMPANARIO 221 209 95% 209 95% 84 38% 97 44%
TIERRA AMARILLA 153 153 100% 153 100% 87 57% 94 61%
LA HIGUERA 218 210 96% 187 86% 121 56% 88 40%
OTROS 1.756 1.427 81% 1.464 83% 696 40% 757 43%
TOTAL 12.529 10.919 87% 10.605 85% 5.913 47% 6.238 50%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
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Tabla 22. Demanda de potencia firme y de suficiencia, y factor de ajuste resultante (SING).
En la tabla se observa que al disminuir la demanda en un 1,3%, disminuye el factor de
reconocimiento de potencia para las centrales en general, lo cual sumados a otros
efectos (como el aumento de oferta de potencia preliminar) constituyen una
disminución de un 12,2%.
3.1.6.1 Resumen por tecnología
La potencia firme reconocida por tecnología aumenta para las centrales que operan con
carbón, mientras que disminuye en el caso de las centrales a gas y diesel, debido
principalmente al efecto de ajuste de la oferta de potencia a la demanda. Dado que la
demanda a suplir disminuye, y se eliminan los ítems de seguridad del cálculo, que
afectaban principalmente a las centrales a carbón, el aumento de reconocimiento de
potencia de centrales de estas centrales se produce en desmedro de las de otro tipo (gas
y diesel).
Figura 29. Comparación potencia firme y de suficiencia por tecnología (SING).
Ítem Unidad PF PS Variación
Demanda MW 1.979 1.953 -1,3%
Factor de ajuste (Demanda/PFP o Demanda/PSP) 78,0% 68,5% -12,2%
Metodología
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Gas Carbón Diesel H. pasada
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
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Tabla 23. Comparación potencia firme y de suficiencia por tecnología (SING).
3.1.6.2 Resumen por empresas
Los resultados por empresa muestran en general disminución en la potencia reconocida,
por lo señalado anteriormente. Las dos principales variables que explican el cambio en
este reconocimiento son: eliminación de reconocimiento por atributo de seguridad, y el
factor de ajuste (demanda sobre total de potencia preliminar).
Figura 30: Comparación potencia firme y de suficiencia por empresa (SING).
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
Gas 1.809 1.519 84% 1.519 84% 902 50% 830 46%
Carbón 2.064 2.042 99% 2.042 99% 876 42% 973 47%
Diesel 358 343 96% 343 96% 191 53% 140 39%
H. pasada 15 14 94% 14 94% 11 72% 9 64%
TOTAL 4.246 3.918 92% 3.918 92% 1.979 47% 1.953 46%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
0
100
200
300
400
500
600
P. Reconocida
[MW]Firme Suficiencia
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Tabla 24: Comparación potencia firme y de suficiencia por empresa (SING).
En el caso de Angamos, que tiene dos unidades en el cálculo, ninguna de éstas están
consideradas en el periodo completo (fecha de entrada comercial es posterior al inicio
del periodo), y por tanto la potencia definitiva se ve disminuida si se compara con otros
casos. Para efectos del cálculo, se consideró que Angamos I ingresa en marzo y
Angamos II en octubre, por lo que no estarán disponibles en parte de los subperiodos
del SING. Si estas unidades hubiesen estado disponibles desde el inicio del periodo,
habrían dos efectos: (1) aumento proporcional de potencia preliminar de las unidades de
Angamos, y (2) disminución de la potencia definitiva de todas las centrales, a prorrata
de su participación en el reconocimiento de potencia original (salvo Angamos que sería
considerada con las nuevas potencias preliminares).
De esta manera, Angamos aumentaría su potencia reconocida en forma proporcional a
su presencia en el periodo de cálculo, y las demás centrales disminuirían su potencia
reconocida de forma de compensar los MW adicionales que tendrá Angamos. Este
efecto es similar en los cálculos de potencia de suficiencia y potencia firme, con mayor
efecto en la potencia de suficiencia, debido a que para centrales a carbón se les reconoce
mayor potencia por no incluir ítems de seguridad en esta metodología.
Conclusiones
De acuerdo a los cálculos realizados, se presentan diferencias relevantes en el
reconocimiento de potencia de ambas metodologías, y también entre sistemas:
- La demanda total que se busca suplir aumenta para el SIC en el orden de un
5,5%, mientras que disminuye para el SING con respecto a la demanda
considerada para la potencia firme. Lo anterior se debe a que en el SIC la
ventana de cálculo actual considera solo algunos meses, de forma que las
mayores demandas horarias del sistema (debido a la señal de precios) se
producen fuera de este periodo. Para el SING, debido a que la metodología
vigente ya considera todo el año (aunque solo en las horas de punta definidas), el
P. máxima
bruta
[MW]
(1) (2) (2)/(1) (3) (3)/(1) (4) (4)/(1) (5) (5)/(1)
ELECTROANDINA 1.105 966 87% 966 87% 530 48% 498 45%
GASATACAMA 781 666 85% 666 85% 461 59% 445 57%
E-CL 691 673 98% 673 98% 393 57% 374 54%
NORGENER 277 275 99% 275 99% 142 51% 163 59%
ANGAMOS 518 518 100% 518 100% 139 27% 153 30%
CELTA 182 179 99% 179 99% 91 50% 99 54%
AES GENER 340 287 85% 287 85% 82 24% 75 22%
CT HORNITOS 165 165 100% 165 100% 63 38% 68 41%
CT ANDINA 165 165 100% 165 100% 61 37% 66 40%
ENORCHILE 11 11 99% 11 99% 8 70% 6 55%
OTROS 12 12 100% 12 100% 8 71% 7 65%
TOTAL 4.246 3.918 92% 3.918 92% 1.979 47% 1.953 46%
P. firme
inicial
[MW]
P. suficiencia
inicial
[MW]
P. firme
definitiva
[MW]
P. suficiencia
definitiva
[MW]
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valor máximo utilizado para la potencia firme es mucho más cercano a la
cantidad de energía máxima efectivamente demandada en el año. Esta variación
en la demanda a considerar, afecta proporcionalmente el reconocimiento de
potencia de suficiencia en cada sistema.
- Al no incluirse reconocimiento de potencia por ítems de seguridad (20% en SIC
y 50% en el SING), aumenta la potencia firme preliminar que pueden aportar las
centrales a carbón cuyos factores de seguridad eran menores que para otras
tecnologías.
- La potencia inicial total de las centrales hidroeléctricas de regulación disminuye
(la potencia inicial de centrales con estanque aumenta mientras que la potencia
inicial de centrales de embalse y serie disminuye). Por el contrario, el total de
potencia inicial de las centrales de pasada (sin capacidad de regulación)
aumenta. Esto se debe al efecto conjunto del cambio en la definición de las
hidrologías a usar, de la inclusión de todos los meses para el cálculo con dichas
hidrologías, y, en el caso de las centrales con regulación, del cambio al usar el
llenado de curva.
- El factor de ajuste (demanda sobre oferta de potencia preliminar) del SIC
aumenta de un 59% a un 65%, con lo que en la etapa final de ajuste de oferta y
demanda se reconoce un porcentaje mayor de potencia a las centrales.
- A su vez, en el SING este factor disminuye de un 78% a un 68%, debido a que
la metodología de potencia de suficiencia aumenta la oferta de potencia al no
penalizar a las centrales que poseen bajos factores de carga o de tiempo de
partida (como por ejemplo las centrales a carbón). El efecto en los factores de
ajuste para el SING es mayor si compara con el efecto en el SIC, puesto que la
componente de seguridad en la metodología vigente es de 50% para el SING,
mientras que para el SIC alcanza un 20%.
Con respecto a la posibilidad de que existan incompatibilidades entre lo recolectado por
potencia y lo recolectado por dicho concepto, se puede anticipar que con la nueva
metodología se produzcan desajustes.
Al cambiar de metodología, se producen tres efectos:
(1) Redistribución de la participación de las distintas empresas generadoras en el total
de potencia reconocido,
(2) variación en la demanda de potencia total a reconocer y
(3) descalce en las horas de control de potencia entre oferta y demanda.
En el caso del SING, con los cambios en la metodología de reconocimiento de
potencia, para el cálculo 2011, se ha estimado una disminución de la potencia total
(demanda a total considerar) de un 1,3%. Esto se debe principalmente al desajuste entre
las horas de control de la demanda, que pasan de ser las definidas como horas de
punta42 de este sistema (potencia firme), a considerar como periodo de control todas las
horas del año (potencia de suficiencia). Así también, cambia la definición de la
42
De 18:00 hrs. a 23:00 hrs. en horario oficial invierno, y de 19:00 hrs. a 24:00 hrs. en horario oficial de
verano, todos los días de todos los meses del año, excepto los domingos, festivos y sábado
inmediatamente siguiente a un día viernes festivo o anterior a un día lunes festivo.
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demanda a pagar, en términos de que el decreto de precio de nudo señala que es la
demanda máxima en horas del periodo control, mientras que la nueva metodología
utiliza el promedio de los 52 mayores valores horarios del año. Ya que el CDEC-SING
considera en el periodo de control horas de todos los meses del año, el efecto de
desajuste entre ambas demandas es menor al efecto de cambio del periodo de control
que para el SIC.
Es necesario considerar que en el caso del SING hay mayor flexibilidad de cambio de
demanda de potencia remunerada por los retiros (sistema compuesto mayoritariamente
por consumos de clientes libres) que deberían tener contemplados en sus contratos
cambios ante posibles modificaciones en la determinación de la potencia a pagar. Esto
facilita realizar cambios para corregir la diferencia en el periodo de control considerado,
y tomar medidas transitorias que podrían afectar los precios de potencia de forma de
remunerar el total de potencia reconocida a los generadores bajo la nueva metodología
de potencia.
En el SIC, al cambiar la metodología de cálculo de potencia, se estima para el cálculo
presentado (2011) un aumento de la demanda de un 5,5% de la potencia total a repartir
entre los generadores. Esto se debe a que el periodo de control de la demanda es distinto
entre ambas metodologías (firme y suficiencia43), donde la vigente considera como
conjunto solo algunas horas en una ventana de 6 meses, lo que incentiva a consumir
mayor energía fuera de este periodo. Así, al cambiar de metodología de potencia, se
tendrá un desajuste entre oferta y demanda: a la oferta se le reconoce valores de
demanda considerando todas las horas del año, mientras a los clientes se les exige de
acuerdo de acuerdo al valor en horas de punta. Bajo las condiciones actuales, la
demanda reconocida a generadores será mayor a la exigida a los clientes (regulados y
libres) y diferirá sustantivamente de esta.
Para la potencia contratada asociada a los retiros del SIC, en el caso de los clientes
libres (del orden de 30% de participación en la demanda), éstos poseen mayor
flexibilidad para cambiar la potencia que pagarían, ya que sus contratos considerarían
cambios en caso de modificaciones en el cálculo de potencia, mientras que la potencia
exigida a clientes regulados (del orden de 70%44 de participación en la demanda) está
sujeta a las condiciones del decreto de precio de nudo tanto en el periodo de control45
como en el precio de esta.
Para la remuneración de la potencia de suficiencia (total de potencia reconocida por
precio de potencia) es necesario contemplar: modificaciones en el precio a clientes de
forma de considerar el mayor costo de reconocimiento de potencia a los generadores,
y/o cambiar la definición de potencia para los clientes regulados de forma de hacerla
compatible con la definición de periodo de control de la demanda y demanda utilizada
en el cálculo de parte de los generadores.
Por lo tanto, habrá un periodo transitorio en donde aquellos generadores que no tengan
incorporados en sus contratos ajustes en el caso que se produzcan cambios regulatorios
43
DS Nº62/2006, TITULO II DEFINICIONES, literal b): “Demanda de Punta: Demanda promedio de los
52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema.” 44
En el balance provisorio de potencia firme de julio 2011 (CDEC-SIC), la potencia asociada a
distribuidoras constituye el 69% del total reconocido a los generadores. 45
De abril a septiembre entre las 18:00 hrs. y las 23:00 hrs., excepto domingo, festivos y sábado
inmediatamente siguiente a un viernes festivo o anterior a un día lunes festivo de dichos meses.
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(por ejemplo cambios en la forma de medir la demanda de punta y la forma en que se
factura) tengan alguna pérdida por reconocimiento de otros niveles de demanda máxima
para efectos del balance del CDEC.
Es de suma importancia que tanto para determinar la demanda por potencia de los
retiros como para la potencia total reconocida a generadores se considere en las
transferencias de potencia una metodología equivalente o común tanto en el periodo de
control de la demanda, su definición, y el precio a considerar de forma de que se
remunere la totalidad de la potencia reconocida a los generadores en el marco del D.S.
Nº62.
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ANEXO A DESGLOSE DEL MIX DE TECNOLOGIAS
DE GENERACIÓN POR EMPRESA
En este anexo, se detalla el reconocimiento de potencia por empresas, desagregando la
información para cada tecnología considerada.
SIC
Se agruparon las centrales en 8 tecnologías distintas de generación, indicando para cada
una de ellas la potencia instalada y el reconocimiento de potencia en cada etapa del
cálculo para las 10 empresas con mayor capacidad instalada en el SIC.
A.1. Potencia bruta instalada
El SIC cuenta con 12.530 MW instalados, donde las tres empresas con mayor
participación tienen el 65% de la capacidad instalada del sistema.
Tabla 25: Potencia bruta instalada (MW) por empresa y tecnología en el SIC46y47
.
Se observa la composición del mix de tecnologías de las empresas con mayor capacidad
instalada del SIC, a nivel de potencia instalada. Empresas como Guacolda, ESSA, o
AES Gener son mayoritariamente térmicas, mientras que otras como La Higuera o
Endesa son mayoritariamente hidroeléctricas.
A.2. Potencia inicial reconocida
En la siguiente tabla se muestra la potencia inicial reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SIC.
46
En clasificación „H. embalse‟ se incluyen centrales de embalse y serie. 47
Gas se refiere a poder operar con gas natural o GNL. En ese caso, usando GNL.
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica Total
ENDESA 1.117 2.483 130 242 245 9 0 78 4.304
COLBUN 1.335 1.041 0 143 0 71 0 0 2.590AES GENER 386 0 612 93 19 115 0 0 1.225
PEHUENCHE 0 689 0 0 0 0 0 0 689
GUACOLDA 0 0 608 0 0 11 0 0 619
ESSA 100 0 0 0 379 0 0 0 479
ENLASA 276 0 0 0 0 0 0 0 276
CAMPANARIO 221 0 0 0 0 0 0 0 221TIERRA AMARILLA 153 0 0 0 0 0 0 0 153
LA HIGUERA 58 0 0 160 0 0 0 0 218
OTROS 781 0 0 507 56 114 180 118 1.756
TOTAL 4.426 4.212 1.350 1.146 699 320 180 196 12.529
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Tabla 26: Potencia inicial reconocida por empresa y tecnología en el SIC.
En el caso de las centrales térmicas de cada empresa, se considera la potencia inicial
igual en ambas metodologías, de acuerdo a la verificación de potencia realizada en el
cálculo de potencia firme del CDEC-SIC.
Para las centrales eólicas, el aumento del periodo de cálculo en la nueva metodología
implica también una disminución de la potencia inicial, debido a que el promedio
durante el año de la disponibilidad de viento resulta ser menor al de las horas de punta
del SIC.
En el caso de las centrales „H. embalse‟, se aprecia en general una disminución de la
potencia inicial por los cambios en la metodología, salvo en el caso de Colbún por un
aumento de potencia inicial de las centrales Chiburgo, Rucúe y Quilleco.
Para las centrales con capacidad de regulación menor, „H. estanque‟, depende de cada
caso de las centrales, donde en términos totales aumenta la potencia inicial, mientras
que para las empresas Endesa, AES Gener y La Higuera es menor debido a la
disminución de potencia inicial de las centrales Abanico, Maitenes, y de La Higuera,
respectivamente.
En las centrales hidroeléctricas sin regulación, „H Pasada‟, se tiene que el efecto total
es un aumento de la potencia inicial. Ésta dependerá del efecto combinado de considerar
todo el año hidrológico en vez de solo los meses de punta y de considerar las dos
hidrologías más secas, versus la más seca de una ventana de 40 años (que es la segunda
más seca).
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica Total
P. firme [MW] 1.092 1.800 130 117 232 7 0 20 3.397
P. suficiencia [MW] 1.092 1.525 130 116 232 5 0 17 3.117
Diferencia [%] 0,0% -15,3% 0,0% -0,9% 0,0% -25,7% - -13,0% -8,3%
P. firme [MW] 1.289 1.023 0 106 0 56 0 0 2.474
P. suficiencia [MW] 1.289 1.039 0 134 0 39 0 0 2.502
Diferencia [%] 0,0% 1,5% - 26,3% - -29,8% - - 1,1%
P. firme [MW] 378 0 611 85 17 64 0 0 1.155
P. suficiencia [MW] 378 0 611 84 17 87 0 0 1.177
Diferencia [%] 0,0% - 0,0% -1,4% 0,0% 35,8% - - 1,9%
P. firme [MW] 0 572 0 0 0 0 0 0 572
P. suficiencia [MW] 0 477 0 0 0 0 0 0 477
Diferencia [%] - -16,7% - - - - - - -16,7%
P. firme [MW] 0 0 605 0 0 8 0 0 613
P. suficiencia [MW] 0 0 605 0 0 8 0 0 613
Diferencia [%] - - 0,0% - - 0,7% - - 0,0%
P. firme [MW] 97 0 0 0 339 0 0 0 436
P. suficiencia [MW] 97 0 0 0 339 0 0 0 436
Diferencia [%] 0,0% - - - 0,0% - - - 0,0%
P. firme [MW] 271 0 0 0 0 0 0 0 271
P. suficiencia [MW] 271 0 0 0 0 0 0 0 271
Diferencia [%] 0,0% - - - - - - - 0,0%
P. firme [MW] 209 0 0 0 0 0 0 0 209
P. suficiencia [MW] 209 0 0 0 0 0 0 0 209
Diferencia [%] 0,0% - - - - - - - 0,0%
P. firme [MW] 153 0 0 0 0 0 0 0 153
P. suficiencia [MW] 153 0 0 0 0 0 0 0 153
Diferencia [%] 0,0% - - - - - - - 0,0%
P. firme [MW] 57 0 0 153 0 0 0 0 210
P. suficiencia [MW] 57 0 0 130 0 0 0 0 187
Diferencia [%] 0,0% - - -14,9% - - - - -10,8%
P. firme [MW] 749 0 0 345 54 76 180 24 1.427
P. suficiencia [MW] 749 0 0 376 54 83 180 22 1.464
Diferencia [%] 0,0% - - 9,0% 0,0% 9,6% 0,0% -7,0% 2,6%
P. firme [MW] 4.295 3.396 1.346 806 641 211 180 44 10.919
P. suficiencia [MW] 4.295 3.041 1.346 840 641 223 180 40 10.605
Diferencia [%] 0,0% -10,4% 0,0% 4,2% 0,0% 5,5% 0,0% -9,7% -2,9%
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA
AMARILLA
LA HIGUERA
TOTAL
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
OTROS
ENDESA
59
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A.3. Potencia firme/suficiencia preliminar
En la siguiente tabla se muestra la potencia preliminar reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SIC.
Tabla 27: Potencia firme/suficiencia preliminar por empresa y tecnología en el SIC.
En el caso de las centrales térmicas, se observan diferencias importantes en la potencia
preliminar de ambas metodologías:
- En las centrales diesel se observa una disminución moderada, salvo en el caso de
ESSA, donde su central Renca, al no tener considerado los ítems de seguridad,
aumenta su potencia preliminar. También es particular el caso de Campanario,
donde la falla de la Unidad 2, en parte del periodo, afecta en mayor medida a la
potencia firme, ya que la falla concentra proporcionalmente más tiempo dentro
de una ventana de 5 meses que si se considera todo un año.
- Para centrales operando con GNL (gas), se tiene una disminución por
mantenimientos que es mayor al aumento de la potencia por no considerar ítems
de seguridad. - En el caso de las centrales hidroeléctricas, se observa una disminución como
efecto de los mantenimientos, que se incorpora al efecto de la potencia inicial. - En el caso del grupo „Otros‟ se incluyen las centrales que no pertenecen a las
empresas con mayor participación en el sistema. Entre estas centrales se
encuentra Chacayes y otras, las cuales no se incorporan en el cálculo de la
potencia firme o se ven penalizadas por estar fuera del periodo de cálculo.
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica Total
P. firme [MW] 1.021 1.789 109 116 196 7 0 20 3.257
P. suficiencia [MW] 1.008 1.486 116 112 184 5 0 17 2.928
Diferencia [%] -1,3% -16,9% 6,2% -3,1% -6,5% -27,5% - -14,4% -10,1%
P. firme [MW] 1.169 1.015 0 105 0 56 0 0 2.345
P. suficiencia [MW] 1.154 1.007 0 132 0 39 0 0 2.331
Diferencia [%] -1,3% -0,8% - 25,4% - -30,9% - - -0,6%
P. firme [MW] 352 0 502 84 16 63 0 0 1.019
P. suficiencia [MW] 343 0 521 81 16 80 0 0 1.041
Diferencia [%] -2,7% - 3,6% -3,8% -2,9% 27,1% - - 2,2%
P. firme [MW] 0 569 0 0 0 0 0 0 569
P. suficiencia [MW] 0 473 0 0 0 0 0 0 473
Diferencia [%] - -16,9% - - - - - - -16,9%
P. firme [MW] 0 0 509 0 0 8 0 0 517
P. suficiencia [MW] 0 0 514 0 0 8 0 0 522
Diferencia [%] - - 1,0% - - -2,7% - - 1,0%
P. firme [MW] 59 0 0 0 297 0 0 0 356
P. suficiencia [MW] 78 0 0 0 274 0 0 0 352
Diferencia [%] 33,2% - - - -7,8% - - - -1,0%
P. firme [MW] 263 0 0 0 0 0 0 0 263
P. suficiencia [MW] 260 0 0 0 0 0 0 0 260
Diferencia [%] -1,4% - - - - - - - -1,4%
P. firme [MW] 143 0 0 0 0 0 0 0 143
P. suficiencia [MW] 194 0 0 0 0 0 0 0 194
Diferencia [%] 36,2% - - - - - - - 36,2%
P. firme [MW] 148 0 0 0 0 0 0 0 148
P. suficiencia [MW] 142 0 0 0 0 0 0 0 142
Diferencia [%] -3,5% - - - - - - - -3,5%
P. firme [MW] 56 0 0 149 0 0 0 0 205
P. suficiencia [MW] 54 0 0 121 0 0 0 0 175
Diferencia [%] -3,1% - - -19,2% - - - - -14,8%
P. firme [MW] 683 0 0 233 51 73 110 23 1.174
P. suficiencia [MW] 678 0 0 352 48 76 160 21 1.335
Diferencia [%] -0,8% - - 51,3% -5,7% 3,7% 45,8% -8,6% 13,8%
P. firme [MW] 3.894 3.373 1.120 687 561 207 110 43 9.995
P. suficiencia [MW] 3.911 2.967 1.151 798 522 208 160 38 9.754
Diferencia [%] 0,4% -12,0% 2,7% 16,1% -7,0% 0,2% 45,8% -11,2% -2,4%
TOTAL
ESSA
ENLASA
CAMPANARIO
TIERRA
AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS
ENDESA
COLBUN
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
60
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- Las centrales a carbón tienen un aumento de potencia por no incorporar en el
cálculo el ítem de seguridad, y una disminución por incluir los mantenimientos.
El efecto neto de estas modificaciones es al alza. - Las centrales eólicas disminuyen su potencia reconocida por efecto de los
mantenimientos. Por su parte, las centrales de biomasa incorporan el efecto de
centrales con fechas intermedias de entrada o salida de operación, por lo cual
con la nueva metodología aumenta la potencia reconocida al considerar una
ventana de 12 meses en vez de solo 5 al realizar el cálculo.
A.4. Potencia firme/suficiencia final
En la siguiente tabla se muestra la potencia final reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SIC.
Tabla 28: Potencia firme/suficiencia reconocida por empresa y tecnología en el SIC.
Finalmente, a la variación en etapas anteriores se suma el aumento de la demanda
reconocida en la nueva metodología, por tanto la potencia definitiva es el resultado
conjunto de los efectos acumulados en las tres etapas de cálculo.
Diesel H. embalse Carbón H. estanque Gas H. pasada Biomasa Eólica Total
P. firme [MW] 604 1.058 64 68 116 4 0 12 1.926
P. suficiencia [MW] 664 979 76 74 121 3 0 11 1.928
Diferencia [%] 10,0% -7,4% 18,3% 7,9% 4,2% -19,3% - -4,6% 0,1%
P. firme [MW] 691 600 0 62 0 33 0 0 1.387
P. suficiencia [MW] 760 663 0 87 0 25 0 0 1.536
Diferencia [%] 9,9% 10,5% - 39,6% - -23,0% - - 10,7%
P. firme [MW] 208 0 297 50 10 37 0 0 602
P. suficiencia [MW] 219 0 343 53 10 52 0 0 678
Diferencia [%] 5,2% - 15,4% 7,1% 8,1% 40,3% - - 12,6%
P. firme [MW] 0 337 0 0 0 0 0 0 337
P. suficiencia [MW] 0 312 0 0 0 0 0 0 312
Diferencia [%] - -7,4% - - - - - - -7,4%
P. firme [MW] 0 0 301 0 0 5 0 0 306
P. suficiencia [MW] 0 0 339 0 0 5 0 0 344
Diferencia [%] - - 12,6% - - 8,4% - - 12,5%
P. firme [MW] 35 0 0 0 176 0 0 0 211
P. suficiencia [MW] 52 0 0 0 181 0 0 0 233
Diferencia [%] 50,3% - - - 2,7% - - - 10,6%
P. firme [MW] 156 0 0 0 0 0 0 0 156
P. suficiencia [MW] 171 0 0 0 0 0 0 0 171
Diferencia [%] 9,9% - - - - - - - 9,9%
P. firme [MW] 84 0 0 0 0 0 0 0 84
P. suficiencia [MW] 97 0 0 0 0 0 0 0 97
Diferencia [%] 15,2% - - - - - - - 15,2%
P. firme [MW] 87 0 0 0 0 0 0 0 87
P. suficiencia [MW] 94 0 0 0 0 0 0 0 94
Diferencia [%] 7,4% - - - - - - - 7,4%
P. firme [MW] 33 0 0 88 0 0 0 0 121
P. suficiencia [MW] 36 0 0 53 0 0 0 0 88
Diferencia [%] 7,9% - - -40,4% - - - - -27,2%
P. firme [MW] 404 0 0 138 30 43 67 14 696
P. suficiencia [MW] 430 0 0 161 32 48 73 14 757
Diferencia [%] 6,4% - - 16,9% 5,0% 9,9% 9,1% 0,6% 8,8%
P. firme [MW] 2.303 1.995 663 406 332 123 67 25 5.913
P. suficiencia [MW] 2.523 1.954 758 428 344 134 73 25 6.238
Diferencia [%] 9,6% -2,0% 14,4% 5,2% 3,6% 9,3% 9,1% -1,8% 5,5%
ENDESA
COLBUN
CAMPANARIO
TIERRA
AMARILLA
LA HIGUERA
OTROS
TOTAL
AES GENER
PEHUENCHE
GUACOLDA
ESSA
ENLASA
61
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SING
Se agruparon las centrales en 4 tecnologías distintas de generación, indicando para cada
una de ellas la potencia instalada y el reconocimiento de potencia en cada etapa del
cálculo para las 10 empresas con mayor capacidad instalada en el SING.
A.5. Potencia bruta instalada
El SIC cuenta con 4.246 MW instalados, donde las tres empresas con mayor
participación tienen el 61% de la capacidad instalada del sistema.
Tabla 29: Potencia bruta instalada (MW) por empresa y tecnología en el SING.
Las diferencias de tecnología en el SING se dan por el tipo de central térmica, a
diferencia de lo sucedido en el SIC.
A.6. Potencia inicial reconocida
En la siguiente tabla se muestra la potencia inicial reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SING.
Gas Carbón Diesel H. pasada Total
ELECTROANDINA 438 440 228 0 1.105
GASATACAMA 781 0 0 0 781E-CL 251 341 89 10 691
NORGENER 0 277 0 0 277
ANGAMOS 0 518 0 0 518
CELTA 0 158 24 0 182
AES GENER 340 0 0 0 340
CT HORNITOS 0 165 0 0 165CT ANDINA 0 165 0 0 165
ENORCHILE 0 0 11 0 11
OTROS 0 0 7 5 12
TOTAL 1.809 2.064 358 15 4.246
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Tabla 30: Potencia inicial reconocida por empresa y tecnología en el SING.
La potencia inicial de ambas metodologías en el SING se consideró igual y se diferencia
de la potencia bruta por la verificación de la potencia máxima. Esta verificación no
sufriría mayores cambios al modificar la metodología de cálculo de potencia.
Gas Carbón Diesel H. pasada Total
P. firme [MW] 322 428 216 0 966
P. suficiencia [MW] 322 428 216 0 966
Diferencia [%] 0,0% 0,0% 0,0% - 0,0%
P. firme [MW] 666 0 0 0 666
P. suficiencia [MW] 666 0 0 0 666
Diferencia [%] 0,0% - - - 0,0%
P. firme [MW] 243 335 85 9 673
P. suficiencia [MW] 243 335 85 9 673
Diferencia [%] 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
P. firme [MW] 0 275 0 0 275
P. suficiencia [MW] 0 275 0 0 275
Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%
P. firme [MW] 0 518 0 0 518
P. suficiencia [MW] 0 518 0 0 518
Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%
P. firme [MW] 0 155 24 0 179
P. suficiencia [MW] 0 155 24 0 179
Diferencia [%] - 0,0% 0,0% - 0,0%
P. firme [MW] 287 0 0 0 287
P. suficiencia [MW] 287 0 0 0 287
Diferencia [%] 0,0% - - - 0,0%
P. firme [MW] 0 165 0 0 165
P. suficiencia [MW] 0 165 0 0 165
Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%
P. firme [MW] 0 165 0 0 165
P. suficiencia [MW] 0 165 0 0 165
Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%
P. firme [MW] 0 0 11 0 11
P. suficiencia [MW] 0 0 11 0 11
Diferencia [%] - - 0,0% - 0,0%
P. firme [MW] 0 0 7 5 12
P. suficiencia [MW] 0 0 7 5 12
Diferencia [%] - - 0,0% 0,0% 0,0%
P. firme [MW] 1519 2042 343 14 3918
P. suficiencia [MW] 1519 2042 343 14 3918
Diferencia [%] 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
ENORCHILE
OTROS
TOTAL
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
63
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A.7. Potencia firme/suficiencia preliminar
En la siguiente tabla se muestra la potencia preliminar reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SING.
Tabla 31: Potencia firme/suficiencia preliminar por empresa y tecnología en el SIC.
El efecto en la potencia preliminar por el cambio de metodología se observa en el
aumento de la potencia para empresas con centrales a carbón (Angamos, CT Hornitos o
CT Andina, entre otras), Por otra parte, las disminuciones de potencia se deben a que la
potencia reconocida por los ítems de seguridad (50% de la potencia firme preliminar en
el SING) era mayor que la potencia por atributo de suficiencia (que incorpora descuento
de indisponibilidad), por lo que el efecto conjunto será de una menor potencia
preliminar reconocida.
Gas Carbón Diesel H. pasada Total
P. firme [MW] 261 273 148 0 682
P. suficiencia [MW] 252 344 131 0 727
Diferencia [%] -3,5% 26,2% -11,6% - 6,6%
P. firme [MW] 592 0 0 0 592
P. suficiencia [MW] 650 0 0 0 650
Diferencia [%] 9,8% - - - 9,8%
P. firme [MW] 199 234 62 9 504
P. suficiencia [MW] 202 293 42 9 546
Diferencia [%] 1,4% 25,4% -32,8% 0,4% 8,3%
P. firme [MW] 0 182 0 0 182
P. suficiencia [MW] 0 238 0 0 238
Diferencia [%] - 30,4% - - 30,4%
P. firme [MW] 0 188 0 0 188
P. suficiencia [MW] 0 224 0 0 224
Diferencia [%] - 18,9% - - 18,9%
P. firme [MW] 0 98 19 0 117
P. suficiencia [MW] 0 128 16 0 144
Diferencia [%] - 30,1% -13,6% - 23,0%
P. firme [MW] 106 0 0 0 106
P. suficiencia [MW] 109 0 0 0 109
Diferencia [%] 3,2% - - - 3,2%
P. firme [MW] 0 85 0 0 85
P. suficiencia [MW] 0 99 0 0 99
Diferencia [%] - 16,9% - - 16,9%
P. firme [MW] 0 83 0 0 83
P. suficiencia [MW] 0 97 0 0 97
Diferencia [%] - 17,3% - - 17,3%
P. firme [MW] 0 0 10 0 10
P. suficiencia [MW] 0 0 9 0 9
Diferencia [%] - - -9,4% - -9,4%
P. firme [MW] 0 0 6 5 11
P. suficiencia [MW] 0 0 6 5 11
Diferencia [%] - - 6,9% 0,0% 3,8%
P. firme [MW] 1158 1142 244 14 2558
P. suficiencia [MW] 1213 1422 204 14 2852
Diferencia [%] 4,8% 24,5% -16,6% 0,3% 11,5%
ENORCHILE
OTROS
TOTAL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
E-CL
ELECTROANDINA
GASATACAMA
64
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A.8. Potencia firme/suficiencia final
En la siguiente tabla se muestra la potencia final reconocida para las distintas
metodologías, por empresa y tecnología en el SING.
Tabla 32: Potencia firme/suficiencia reconocida por empresa y tecnología en el SIC.
Finalmente, a la variación en etapas anteriores se suma la disminución de la demanda
reconocida en la nueva metodología, lo cual tiene como resultado un aumento en la
potencia reconocida para las centrales a carbón y una disminución de la potencia de las
centrales de otras tecnologías.
Gas Carbón Diesel H. pasada Total
P. firme [MW] 203 212 115 0 530
P. suficiencia [MW] 173 236 90 0 498
Diferencia [%] -14,8% 11,0% -22,5% - -6,1%
P. firme [MW] 461 0 0 0 461
P. suficiencia [MW] 445 0 0 0 445
Diferencia [%] -3,6% - - - -3,6%
P. firme [MW] 155 182 48 7 393
P. suficiencia [MW] 138 201 28 6 374
Diferencia [%] -11,1% 10,0% -41,0% -11,9% -5,0%
P. firme [MW] 0 142 0 0 142
P. suficiencia [MW] 0 163 0 0 163
Diferencia [%] - 14,6% - - 14,6%
P. firme [MW] 0 139 0 0 139
P. suficiencia [MW] 0 153 0 0 153
Diferencia [%] - 10,2% - - 10,2%
P. firme [MW] 0 76 15 0 91
P. suficiencia [MW] 0 87 11 0 99
Diferencia [%] - 14,8% -24,7% - 8,3%
P. firme [MW] 82 0 0 0 82
P. suficiencia [MW] 75 0 0 0 75
Diferencia [%] -9,1% - - - -9,1%
P. firme [MW] 0 63 0 0 63
P. suficiencia [MW] 0 68 0 0 68
Diferencia [%] - 7,4% - - 7,4%
P. firme [MW] 0 61 0 0 61
P. suficiencia [MW] 0 66 0 0 66
Diferencia [%] - 8,6% - - 8,6%
P. firme [MW] 0 0 8 0 8
P. suficiencia [MW] 0 0 6 0 6
Diferencia [%] - - -20,5% - -20,5%
P. firme [MW] 0 0 4 4 8
P. suficiencia [MW] 0 0 4 3 7
Diferencia [%] - - -6,2% -12,2% -8,9%
P. firme [MW] 902 876 191 11 1979
P. suficiencia [MW] 830 973 140 9 1953
Diferencia [%] -7,9% 11,1% -26,9% -12,0% -1,3%
ENORCHILE
OTROS
TOTAL
ELECTROANDINA
GASATACAMA
E-CL
NORGENER
ANGAMOS
CELTA
AES GENER
CT HORNITOS
CT ANDINA
65
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ANEXO B ALGORITMO DE CÁLCULO DE LA
POTENCIA FIRME
El cálculo de la Potencia de Firme consiste en la evaluación del aporte de cada central a
la suficiencia y seguridad del sistema interconectado durante el periodo de punta del
sistema. Para efecto del cálculo de la Potencia Firme el periodo de punta es dividido en
subperiodos que reflejan cambios en la composición del parque generador48
. El
resultado final de la Potencia Firme corresponde al promedio ponderado de la Potencia
Firme de cada subperiodo, según el número de horas de punta contenido en cada uno de
ellos.
La primera etapa del procedimiento consiste en una verificación de la potencia máxima
de las unidades generadoras. Se realiza también el cálculo de la Potencia Inicial49
de
cada unidad generadora. Estos resultados son aplicables para todos los subperiodos
definidos dentro del periodo de punta.
Posteriormente, para cada subperiodo, se realiza en paralelo el cálculo del aporte que
realiza cada unidad generadora en tres casos, los cuales son llamados Suficiencia, Toma
de Carga y Tiempo de Partida. El primer caso evalúa el aporte de cada unidad
generadora para satisfacer la demanda máxima dentro del periodo de punta del año. Los
otros dos casos evalúan la capacidad de aceptar carga por unidad de tiempo y el tiempo
necesario desde la partida en frío hasta el mínimo técnico de cada central. El resultado
ponderado de estos tres casos conforma la Potencia Firme Preliminar, considerando el
multiplicador del caso de suficiencia correspondiente a un 80%, mientras que los casos
de seguridad representan un 10% cada uno. La Potencia Firme de cada subperiodo es
determinada por la multiplicación de la Potencia Firme Preliminar y un factor de ajuste
a la demanda, el cual corresponde al cuociente entre la demanda máxima registrada
durante el periodo de punta y la suma de las Potencias Firmes Preliminares de las
centrales presentes en el subperiodo respectivo.
En la siguiente figura se muestra un esquema que resume el algoritmo de cálculo de la
Potencia Firme. En las siguientes secciones se describe en detalle cada etapa del
cálculo.
48
Provocado por ejemplo por la entrada o salida comercial de una unidad generadora. Cabe destacar que
los mantenimientos no consisten causal para la fijación de un nuevo sub-periodo. 49
Este término contenido definido en el DS 62, mantiene el mismo significado que el presente en la
metodología vigente. Este término hace referencia a la potencia esperada que tiene una central en base a
la restricción de su insumo de generación (ya sea combustible, agua, u otro).
66
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Figura 31. Algoritmo de cálculo de potencia de Firme
B.1. Verificación de la potencia máxima.
Consistente en una verificación de las potencias máximas de las unidades generadoras
del sistema según lo establecido en los numerales 1 al 5 del punto 2 del Capítulo III del
informe de la CNE Nº 783 que se anexa en la R.M. exenta Nº34 de 2004.
Para este propósito se construye una curva de duración de la potencia generada por cada
una de las centrales del sistema, para el periodo de punta del año asociado al cálculo, y
se verifican las condiciones de generación de las 5 horas del periodo con mayor oferta
de generación. Cabe considerar que esta verificación no considera los casos en que las
centrales hidráulicas hayan sido afectadas por restricciones de seguridad, o restricciones
asociadas a la condición hidrológica o el nivel de los embalses. Para el resto de las
centrales tampoco son considerados los casos en que se hayan producido restricciones
en la generación provocadas por razones externas.
B.2. Cálculo de la potencia inicial.
La potencia inicial de las centrales es calculada según su tipo y clasificación.
Centrales térmicas: En el caso de las centrales térmicas se considera que el
suministro de su insumo de generación es seguro. Por lo tanto, su Potencia
Potencia Inicial
Caso de
Suficiencia
Caso de tiempo
de partida
Caso toma de
carga
Potencia firme
preliminar
Ajuste a la demanda máxima
del sistema
80%
10%
10%
Potencia Firme
Potencia firme preliminar
de las otras centrales
+
Cálculo para cada
central
Cálculo para cada
subperiodo
Potencia Firme
del resto de los
subperiodos
x
Potencia Firme
Definitiva
Ponderación por duración de
subperiodo
Potencia Bruta
Verificación de la
potencia máxima
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Inicial es igual a su potencia máxima nominal. No se hace ningún tipo de
distinción según su tipo de combustible, ya sea carbón, gas natural, diesel u otro.
Centrales de embalse: Se entienden como centrales de embalse sólo aquellas que
se encuentran directamente aguas abajo de los principales embalses del sistema
y que a través de su operación puede regular o gestionar el uso de sus recursos
para etapas de duración mayor o igual a un mes.
Para este tipo de centrales, su Potencia Inicial se constituye a partir de una
simulación de su operación durante 153 ciclos diarios, equivalentes a los días
correspondientes al periodo comprendido entre las fechas 1 de mayo y 30 de
septiembre. La operación de estas centrales responde a una lógica de abastecer la
demanda durante las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga, las cuales
corresponden a 8 horas según el dictamen del Panel de Expertos emitido el 9 de
septiembre de 2004. Lo anterior implica que para efectos de la simulación, las
centrales de embalse almacenan agua durante 16 horas, para poder maximizar
sus aportes de generación durante las horas de mayor probabilidad de carga. En
caso de no ocupar toda el agua almacenada en sus reservorios, esta puede ser
utilizada para la simulación del siguiente ciclo, siempre respetando la capacidad
máxima de sus embalses.
Cabe destacar que dentro de esta simulación se considera un caudal afluente
promedio mensual correspondiente al año más seco a nivel de sistema dentro de
las 40 últimas hidrologías. Adicionalmente, la condición inicial de la cota del
embalse corresponde al promedio de los cuatro años con menor energía
embalsada a nivel de sistema al 1 de abril.
La Potencia Inicial de cada central corresponde a la potencia promedio durante
las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga durante los 153 ciclos
diarios.
Centrales de pasada con regulación: Este tipo de centrales corresponden aquellas
que poseen un estanque para efectos de regular su caudal afluente, pero su
capacidad de regulación es menor a un mes.
La Potencia Inicial de este tipo de centrales es calculada en base a una
simulación similar a la descrita en el caso de centrales de embalse. Sin embargo,
se considera que no existe energía almacenada en su estanque al comienzo del
ciclo de simulación.
La Potencia Inicial de cada central corresponde a la potencia promedio durante
las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga durante los 153 ciclos
diarios.
Centrales de pasada sin capacidad de regulación: Este tipo de centrales son
aquellas que no pueden regular su caudal afluente, es decir son centrales que
operan en base. Por este motivo, su Potencia Inicial corresponde a la potencia
promedio obtenida a partir del caudal afluente durante los meses de mayo y
septiembre del año hidrológico con menor energía afluente a nivel de sistema
durante los últimos 40 años.
Centrales eólicas: La Potencia Inicial de estas centrales es calculada como el
promedio horario de los aportes de potencia de la central, para el año de menor
disponibilidad de viento, durante las horas de mayor probabilidad de pérdida de
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carga, esto corresponde a las ocho horas comprendidas entre las 10:00 hrs., y las
13:00 hrs., y las 18:00., y las 23:00 hrs., de los días del periodo comprendido
entre los meses de mayo y septiembre, exceptuando los sábados, domingos y
festivos.
B.3. Cálculo de la componente de Suficiencia.
La componente de suficiencia es calculada mediante la siguiente ecuación:
En donde:
PFS : Potencia Firme Caso Suficiencia.
Pr : Función de probabilidad de excedencia.
P‟s : Variable aleatoria que representa los aportes de potencia de
todas las unidades del sistema, con excepción de aquella que está
siendo evaluada.
Ps : Variable aleatoria que representa los aportes de potencia de
todas las unidades del sistema, incluida aquella que está siendo
evaluada.
PI : Potencia Inicial de la central que está siendo evaluada.
Dmax : Demanda máxima del sistema durante el periodo de punta del
sistema.
Cp : Consumos propios de la centrales que está siendo evaluada.
Indequivalente : Indisponibilidad equivalente de la central que está siendo
evaluada.
La indisponibilidad equivalente de una unidad generadora o componente de una unidad
generadora para la potencia firme corresponde a la indisponibilidad observada durante
un periodo de observación igual a los últimos 5 años cronológicos. La indisponibilidad
equivalente es calculada de la siguiente manera.
En donde:
Toperación : total de horas del periodo de observación donde la unidad
generadora o componente de una unidad generadora registra
estados operáticos calificados como en Servicio.
Tfalla : total de horas del periodo de observación donde la unidad
generadora o componente de una unidad generadora registra
estados operativos calificados como Falla.
B.4. Cálculo de la componente de Tiempo de Partida.
La componente de Tiempo de Partida resulta de ponderar la Potencia Inicial de la
unidad, descontado los consumos propios, por el factor de tiempo de partida (Ftp).
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En donde:
B.5. Cálculo de la componente de Toma de Carga.
La componente de Toma de carga resulta de ponderar la Potencia Inicial de la unidad,
descontados los consumos propios, por el factor tiempo de incremento de carga (Ftc).
En donde:
B.6. Expresión de la Potencia Firme Preliminar y ajuste a la demanda máxima.
Una vez calculadas las tres componentes de la potencia firme se procede a calcular la
Potencia Firme Preliminar de cada unidad generadora. Para este propósito los resultados
de los tres casos son ponderados de acuerdo a la siguiente formula.
Posteriormente, la Potencia Firme Preliminar de cada unidad generadora es ajustada a la
demanda máxima mediante la ponderación del siguiente factor:
En donde:
Dmax : Demanda máxima del sistema durante el periodo de punta del sistema.
PFPi : Potencia Firme Preliminar de la central i.
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B.7. Cálculo de la Potencia Firme definitiva.
Por último, la Potencia Firme definitiva de cada central corresponde al promedio
ponderado de la Potencia Firme de cada subperiodo según el número de horas de punta
contenido en cada uno de ellos.
B.8. Valorización de la Potencia Firme.
Los ingresos o pagos por capacidad asociados a las empresas generadoras dependen de
la suma de la Potencia Firme de todas sus unidades generadoras y demandas de potencia
de sus clientes. En este sentido, una empresa generadora puede ser excedentaria o
deficitaria de potencia, en la medida que su Potencia Firme sea mayor o menor a la
demanda máxima de sus clientes.
La potencia excedentaria o deficitaria de cada generador es valorizada al precio de nudo
(US$/kw/mes) de potencia en cada barra de inyección.
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ANEXO C ALGORITMO DE CÁLCULO DE LA
POTENCIA SUFICIENCIA
Como fue descrito en el cuerpo del informe, el DS 62 presenta una nueva metodología
para el cálculo del reconocimiento de potencia de las centrales generadoras. Sin
embargo, el DS 62 mantiene la estructura general del algoritmo. Es decir, a todas las
centrales se les asigna un reconocimiento de potencia en base a su Potencia Inicial,
indisponibilidad forzada y otros parámetros, debiéndose cumplir que el reconocimiento
de potencia de todas las centrales debe sumar con la demanda máxima del sistema. No
obstante, existen importantes diferencias que son explicadas a continuación.
En primer lugar, el concepto de Potencia Firme es reemplazado por el de Potencia de
Suficiencia. Él primero hace referencia tanto al aporte a la suficiencia como a la
seguridad del sistema, mientras que el segundo sólo hace referencia al aporte a la
suficiencia Esto se concreta debido a que en el DS 62 no están presentes los casos de
tiempo de partida y toma de carga.
Otro cambio importante es una modificación significativa respecto al método de cálculo
de la Potencia Firme se refiere a la consideración de la indisponibilidad de combustibles
suministrados por redes de transporte internacional50
. Debido a este cambio, la Potencia
Inicial de unidades térmicas que empleen estos combustibles se ve disminuida en
proporción a la disponibilidad de su insumo principal. No obstante lo anterior, en el
caso de que estas centrales puedan operar con algún combustible segundario, su
Potencia Inicial será determinada por un promedio ponderado de las capacidades
nominales con combustible primario y segundario según la indisponibilidad del insumo
primario.
En segundo lugar, el cálculo de la Potencia de Suficiencia se realiza para un periodo de
tiempo que abarca todo el año. Según la metodología asociada al cálculo de la Potencia
Firme, el cálculo se realiza durante el periodo de punta (aquellos meses que contienen
horas de punta). Las implicancias de este cambio se presentan en la demanda máxima
que debe satisfacerse y en el aporte de las centrales hidráulicas, pues en este caso se
incluyen los meses de deshielo.
Un esquema resumen del algoritmo del cálculo de la Potencia de Suficiencia es
mostrado en la siguiente figura. En las siguientes secciones se describe el algoritmo que
contiene el reglamento impuesto por el DS 62.
50
Por ejemplo, Gas Natural
72
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Figura 32: Algoritmo de cálculo de potencia de Suficiencia
C.1. Estadísticas hidrológicas consideradas
Respecto a la condición hidrológica considerada para la determinación de la Potencia de
Suficiencia de centrales hidroeléctricas, el Artículo 39 del Reglamento establece lo
siguiente:
Artículo 39º: En el caso de unidades generadoras hidroeléctricas, con o sin capacidad
de regulación, se deberá utilizar la estadística de caudales afluentes correspondiente al
promedio de los dos años hidrológicos de menor energía afluente de la estadística
disponible con anterioridad al año de cálculo. Se entenderá como estadística disponible
para efectos de la determinación de las transferencias de potencia, la utilizada por el
respectivo CDEC en la programación de la operación de las unidades generadoras
hidroeléctricas.
Según la estadística disponible a la fecha, los años hidrológicos 1968/69 y 1998/99
corresponden a los de menor energía afluente.
Min{Potencia Inicial, Promedio Estados Operativos}
Caso de
Suficiencia
Potencia Suficiencia
preliminar
Ajuste a la demanda de punta
del sistema
100%
Potencia de
Suficiencia
Potencia Suficiencia
preliminar de las otras
centrales
+
Cálculo para cada
central
Cálculo para cada
subperiodo
Potencia Suficiencia
del resto de los
subperiodos
x
Potencia Suficiencia
Definitiva
Ponderación por duración de
subperiodo
Potencia Bruta
Verificación de la
potencia máxima
73
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C.2. Clasificación de unidades hidroeléctricas
Para efectos del cálculo de la Potencia de Suficiencia, se realiza una clasificación de las
unidades hidroeléctricas de acuerdo a los siguientes criterios:
1. Centrales sin capacidad de regulación: centrales de pasada sin estanque de
regulación.
2. Centrales con capacidad de regulación diaria o superior: corresponden a aquellas
centrales que, considerando la capacidad máxima de su embalse y el caudal
afluente promedio anual para la condición hidrológica establecida en el Artículo
39º, sean capaces de suministrar potencia máxima durante a lo menos 24 horas.
3. Centrales con capacidad de regulación intradiaria: En esta categoría se
encuentran las centrales que tienen capacidad de regulación que, considerando la
capacidad máxima de su embalse y el caudal afluente promedio anual para la
condición hidrológica establecida en el Artículo 39º del DS 62, sean capaces de
suministrar potencia máxima durante menos de 24 horas.
4. Centrales sin capacidad de regulación, pero aguas abajo en serie hidráulica con
centrales con capacidad de regulación.
C.3. Potencia Inicial
La Potencia Inicial de las centrales generadoras representa una potencia disponible
menor a la instalada por efectos de disponibilidad de insumos de generación, ya sea
agua, combustible, viento u otros. En el caso de centrales térmicas cuyo insumo
principal presente indisponibilidad, ponderan su Potencia Máxima por la
indisponibilidad promedio de los últimos 5 años de su insumo, lo cual determina su
Potencia Inicial.
En el caso de las centrales hidráulicas con capacidad de regulación intradiaria, previo al
cálculo de la Potencia Inicial, pueden sufrir una disminución de su Potencia Máxima.
Esto ocurre considerando cuando en base a la capacidad máxima de su estanque y el
caudal afluente promedio anual para la condición hidrológica establecida en el Artículo
39º del DS 62, sean incapaces de suministrar potencia máxima durante a lo menos 5
horas consecutivas. En este caso, se determina con qué potencia reducida son capaces
de generar durante 5 horas, disminuyéndose la Potencia Máxima de la central a ese
valor.
Respecto a las centrales con capacidad de regulación diaria o superior, a éstas se les
considerará una Energía Inicial51
igual al promedio de la energía embalsada al 1 de
abril, durante los últimos 20 años, incluido el año de cálculo. Por el contrario, a las
unidades generadoras pertenecientes a centrales con capacidad de regulación intradiaria,
se establece que se les considerará su capacidad de regulación, pero sin energía inicial.
Para determinar la Potencia Inicial de unidades generadoras que no poseen capacidad de
regulación intradiaria, diaria o superior, pero que hacen uso de recursos hidroeléctricos
de unidades generadoras con capacidad de regulación ubicadas aguas arriba, el DS 62
51
La Energía Inicial corresponde a la energía acumulada al 1 de Abril, promedio de los últimos 20 años.
Es parte de la Energía de Regulación, definida más adelante
74
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establece que a éstas se les reconocerá capacidad de regulación en serie, por el
porcentaje del caudal afluente equivalente que es aportado por las referidas centrales
con capacidad de regulación.
Asimismo, la Potencia Inicial de las unidades generadoras hidroeléctricas sin capacidad
de regulación será determinada en función de la potencia equivalente al caudal afluente
generable promedio anual de la condición hidrológica indicada en el Artículo 39º del
DS 62.
A los efectos de calcular la Potencia Inicial de las unidades generadoras que posean
capacidad de regulación, se deberá comprobar que la Energía de Regulación52
de cada
unidad generadora es suficiente para colocar en la curva de duración de la demanda,
preliminar o definitiva, según corresponda, la Potencia Máxima de la unidad. En caso
que de la colocación de la Energía de Regulación se obtenga una potencia menor a la
Potencia Máxima, para efectos del reglamento, la Potencia Máxima será reducida a la
menor potencia antes mencionada. Esta comprobación se realizará separadamente para
cada una de las unidades generadoras hidroeléctricas con capacidad de regulación, como
lo indica el Artículo 44º del DS 62.
De igual forma, a efectos de determinar la Potencia Inicial del conjunto de unidades
generadoras que poseen capacidad de regulación, se deberá colocar la Energía de
Regulación del conjunto de dichas unidades en la curva de duración de la demanda. De
la colocación de la Energía de Regulación de las unidades generadoras que poseen
capacidad de regulación, incluidas las unidades con capacidad de regulación en serie, se
obtendrá la Potencia Inicial del conjunto de dichas unidades, a distribuir entre las
unidades que contribuyen con Energía de Regulación. La señalada Potencia Inicial será
prorrateada en función de la Energía de Regulación individual de cada unidad.
Adicionalmente, si, como resultado de la prorrata indicada, la Potencia Inicial de alguna
unidad generadora fuese mayor a su Potencia Máxima, se computará una Potencia
Inicial igual a la Potencia Máxima y el resto de las unidades generadoras aumentarán su
Potencia Inicial de manera proporcional.
Finalmente, a las unidades generadoras que se encuentren en serie hidráulica se le
aplicarán los mismo procedimientos indicados en los párrafos precedentes,
correspondiéndoles como caudal regulado la Potencia Inicial de la unidad generadora
respectiva que se encuentra aguas arriba, convertida a caudal afluente equivalente
promedio anual.
Cabe señalar que el caudal afluente de cada unidad generadora hidroeléctrica, además
del caudal de régimen natural, deberá considerar adecuadamente los caudales de
filtraciones, hoyas intermedias, evaporación, caudales ecológicos y los compromisos de
riego, según corresponda.
52
Según el Decreto Nº 62, se define Energía de Regulación como la “energía afluente anual para
condición hidrológica definida en Artículo 39 del presente reglamento; más la energía acumulada al 1 de
Abril, promedio de los últimos 20 años, en centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación diaria o
superior, conforme lo indicado en el Artículo 40 del presente reglamento; más la proporción de recursos
de unidades con capacidad de regulación, generados por centrales sin capacidad de regulación, conforme
a lo establecido en el Artículo 42 del presente reglamento.”
75
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C.4. Potencia de Suficiencia Preliminar
El DS 62 define que para el cálculo de la Potencia de Suficiencia preliminar se debe
utilizar un modelo probabilístico. Dicho modelo debe considerar, para cada unidad
generadora, su Potencia Inicial, indisponibilidad, un factor de descuento por concepto
de mantenimientos mayores y consumos propios.
La metodología definida indica que en el primer paso para la determinación de la
Potencia de Suficiencia Preliminar, la Potencia Inicial será reducida en un factor
proporcional a los consumos propios de cada unidad generadora (Artículo 50 del DS
62). Estos consumos propios corresponden a la porción de su potencia bruta utilizada
para el abastecimiento exclusivo de sus servicios auxiliares. Los consumos que no estén
dedicados exclusivamente a los servicios auxiliares de una unidad generadora, deberán
ser considerados como un retiro de potencia y por ende deberán ser reconocidos por la
empresa que corresponda.
Adicionalmente, el valor resultante conforme a la reducción indicada anteriormente,
será reducido en un factor proporcional al periodo de mantenimiento mayor, proyectado
o realizado en cada unidad generadora, para efectos del cálculo preliminar o definitivo,
según corresponda.
Asimismo, para efectos de la determinación de la indisponibilidad forzada, según el
Artículo 52, ésta será calculada en base al tiempo en que la unidad generadora estuvo
indisponible, para una ventana móvil de 5 años consecutivos, durante todas las horas de
cada año.
Dicha indisponibilidad forzada será determinada a partir del siguiente cuociente:
off
on off
TIFOR
T T
Donde:
IFOR: Indisponibilidad forzada.
Toff: Tiempo medio acumulado en que la unidad generadora se encuentra
indisponible, ya sea por desconexión forzada o programada para una ventana
móvil de 5 años. Considera el tiempo acumulado en los periodos de
mantenimiento que excedan al periodo definido en el programa de
mantenimiento mayor vigente al comienzo de cada año.
Ton: Tiempo medio acumulado en que la unidad generadora se encuentra en
operación, independiente del nivel de despacho, para una ventana móvil de 5
años.
La indisponibilidad forzada de una unidad generadora incorporará también todos
aquellos eventos en que dicha unidad no esté disponible debido a la indisponibilidad de
las instalaciones que la conectan al Sistema de Transmisión o Distribución, según
corresponda.
Del mismo modo, la indisponibilidad técnica de las instalaciones dedicadas al
abastecimiento del Insumo Principal o Alternativo, internas o externas a las
instalaciones de cada unidad generadora, así como la indisponibilidad de las
instalaciones hidráulicas, se imputarán a la indisponibilidad forzada de la unidad
generadora. En virtud de lo anterior, las instalaciones antes mencionadas deberán
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entenderse parte integral de la unidad generadora para efectos de computar la
indisponibilidad forzada.
La Potencia de Suficiencia preliminar de cada unidad generadora se obtiene mediante
un análisis probabilístico, evaluando en valor esperado de la potencia que ella aporta a
la Suficiencia de Potencia para el abastecimiento de la Demanda de Punta, considerando
el conjunto de las unidades generadoras, su Potencia Inicial, afectada por las
reducciones indicadas y la indisponibilidad forzada de cada unidad.
C.5. Potencia de Suficiencia Definitiva
La última etapa contemplada por el DS 62 para el cálculo de la Potencia de Suficiencia
implica la determinación de la Potencia de Suficiencia definitiva. Según el Artículo 59,
ésta corresponderá, para cada unidad generadora, a la Potencia de Suficiencia preliminar
escalada por un factor único para todas las unidades generadoras, de manera que la
suma de la Potencia de Suficiencia definitiva de las unidades generadoras del sistema
sea igual a su Demanda de Punta.
Asimismo, se deberá verificar que la Potencia de Suficiencia definitiva resultante pueda
transitar por las instalaciones del Sistema de Transmisión que corresponda. En caso que
esta potencia no pueda transitar por alguna de dichas instalaciones, ésta será reducida tal
que desaparezca la saturación o congestión identificada, aumentando de manera
proporcional la Potencia de Suficiencia definitiva de las restantes unidades generadoras
que participan del cálculo.
C.6. Valorización de inyecciones y retiros
El Reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras aprobado en
el DS 62, plantea la determinación de un balance físico de inyecciones y retiros de todas
las empresas propietarias de medios de generación operados en sincronismo que
participan del cálculo, para cada sistema o subsistema.
En términos de la valorización de dicho balance, el Artículo 71º del DS 62 indica que el
precio al cual serán valorizadas todas las inyecciones y retiros de potencia
corresponderá al precio de nudo de la potencia en cada barra de transferencia.
Tal valorización deberá considerar las variaciones que experimente el precio de nudo de
la potencia mes a mes, según corresponda, conforme lo establezcan los decretos
tarifarios pertinentes y sus indexaciones.
Por otra parte, las unidades generadoras que se conecten en el Sistema de Distribución
deberán considerarse inyectando potencia en la barra de más alta tensión de la
subestación de distribución primaria asociada a dicha unidad (Artículo 73º del DS 62).
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ANEXO D DIAGRAMA DE CUENCAS HÍDRICAS
PRINCIPALES DEL SIC
Figura 33: Cuenca del Lago Laja (Fuente:CNE)
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Figura 34: Cuenca del Maule (Fuente:CNE)
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ANEXO E RESULTADOS DE CÁLCULO DE
POTENCIA FIRME Y DE SUFICIENCIA
Tabla 33: Potencia firme y de suficiencia para central del SIC (2011)53
.
53
Volcán incluye Central Queltehues y central Volcán. Sauzal incorpora centrales Sauzal y Sauzalito.
Empresa Insumo CentralPotencia
Bruta
Potencia
Suficiencia
Definitiva
[MW]
P. Firme
Definitiva
[MW]
Variacion
P.firme - P.
suficiencia
Empresa Insumo CentralPotencia
Bruta
Potencia
Suficiencia
Definitiva
[MW]
P. Firme
Definitiva
[MW]
Variacion
P.firme - P.
suficiencia
(B) (SD) (FD) (SD)/(FD)-1 (B) (SD) (FD) (SD)/(FD)-1
AES GENER Carbón Ventanas 1 120,0 65,3 59,0 10,6% EPC Diesel Degañ 36,0 22,6 20,8 8,7%
AES GENER Carbón Ventanas 2 220,0 125,9 105,8 19,1% EPSA H. pasada El Rincón 0,3 0,2 0,2 7,6%
AES GENER Carbón NVentanas 272,0 151,9 132,4 14,7% EPSA H. pasada Eyzaguirre 0,9 0,6 0,5 9,1%
AES GENER Diesel Constitución 9,7 4,7 4,1 15,2% EPSA H. pasada Florida 20,6 5,6 4,7 20,0%
AES GENER Diesel EsperanzaDS1 1,6 0,8 0,8 5,8% EPSA H. pasada Puntilla 19,9 9,9 7,7 27,6%
AES GENER Diesel EsperanzaDS2 1,8 0,8 0,8 6,4% EQUIPOS DE GENERACION Diesel CBB Centro 13,6 8,4 7,7 8,4%
AES GENER Diesel KDM 2,0 1,2 1,1 10,8% ESSA Diesel Renca U1 50,0 14,8 17,4 -14,7%
AES GENER Diesel L. Verde tg 18,0 9,4 9,2 2,8% ESSA Diesel Renca U1_aux 48,5 11,2 - 0,0%
AES GENER Diesel Laguna Verde 46,0 16,5 22,0 -25,0% ESSA Diesel Renca U2 50,0 15,0 17,5 -14,2%
AES GENER Diesel Laguna Verde_aux 10,0 1,8 - 0,0% ESSA Diesel Renca U2_aux 48,5 11,4 - 0,0%
AES GENER Diesel Laja 10,2 4,1 3,6 14,7% ESSA Gas Nueva Renca 379,0 180,5 175,7 2,7%
AES GENER Diesel Los Vientos 132,0 80,7 75,1 7,4% GASSUR Diesel Newen 14,5 8,3 7,9 6,1%
AES GENER Diesel Santa Lidia 139,0 84,6 78,7 7,5% GEN. INDUSTRIAL Diesel P_Curicó 2,0 1,3 1,1 10,5%
AES GENER Diesel SFrancisco 25,7 14,4 13,1 10,3% GESAN H. pasada Sauce Andes 0,8 0,3 0,3 -4,3%
AES GENER Gas EsperanzaTG1 18,8 10,3 9,6 8,1% GUACOLDA Carbón Guacolda 1 152,0 88,6 75,2 17,9%
AES GENER H. estanque Maitenes 31,0 14,3 15,2 -6,3% GUACOLDA Carbón Guacolda 2 152,0 77,9 77,1 1,1%
AES GENER H. estanque Volcan 62,0 39,2 34,7 13,1% GUACOLDA Carbón Guacolda 3 152,0 86,9 73,9 17,6%
AES GENER H. pasada Alfalfal 100,2 50,1 34,8 43,9% GUACOLDA Carbón Guacolda 4 152,0 85,5 75,0 14,0%
AES GENER H. pasada Los Morros 2,5 0,9 0,9 5,4% GUACOLDA H. pasada Puclaro 5,5 3,4 3,1 6,8%
AES GENER H. pasada Guayacán 12,0 1,4 1,7 -16,2% GUACOLDA H. pasada Rio_Trueno 5,6 1,7 1,5 11,7%
ARAUCO Biomasa Arauco 9,0 2,2 2,0 7,8% HIDROELEC H. pasada TrufulTruful 0,4 0,2 0,2 -28,8%
ARAUCO Biomasa Celco 8,0 4,9 4,5 9,5% HIDROLIRCAY H. pasada Mariposas 6,3 1,7 2,0 -14,5%
ARAUCO Biomasa Cholguan 13,0 8,0 7,3 10,3% HIDROMAULE H. pasada Lircay 18,0 8,5 5,9 43,7%
ARAUCO Biomasa Licanten 4,0 2,4 2,2 10,1% HIDROPALOMA H. pasada La Paloma 5,4 1,5 2,1 -29,2%
ARAUCO Biomasa N_Aldea 1 14,0 8,1 7,8 3,1% IBENER H. estanque Peuchen 80,4 35,6 34,5 3,5%
ARAUCO Biomasa N_Aldea 3 37,0 22,7 21,3 6,4% IBENER H. estanque Mampil 48,3 18,7 16,7 12,1%
ARAUCO Biomasa Valdivia 61,0 13,7 13,2 3,4% LA CONFLUENCIA H. estanque Confluencia 163,2 41,5 28,2 47,1%
ARAUCO Biomasa Valdivia_aux 10,0 3,2 2,2 48,4% LA HIGUERA Diesel Colmito 58,0 35,7 33,1 7,9%
ARAUCO Diesel N_Aldea 2 10,0 - - 0,0% LA HIGUERA H. estanque La Higuera 160,0 52,5 88,2 -40,4%
ARAUCO Gas Horcones tg 24,3 12,6 12,4 1,7% LOS ESPINOS Diesel Espinos 122,0 76,2 69,9 9,0%
BARRICK Diesel PColorada 17,0 10,6 9,1 16,6% MASISA ECOENERGIA Diesel Masisa 11,0 6,9 6,1 12,8%
CAMPANARIO Diesel Campanario 1 56,0 32,2 29,8 8,3% MONTE REDONDO Eólica MonteRedondo 48,0 7,0 7,0 0,4%
CAMPANARIO Diesel Campanario 2 56,0 9,9 5,6 74,8% MONTE REDONDO Eólica MonteRedondo_aux 38,0 0,5 - 0,0%
CAMPANARIO Diesel Campanario 3 56,0 32,8 31,3 4,9% MVC GENERACION Diesel Colihues 22,0 11,7 10,6 10,9%
CAMPANARIO Diesel Campanario 4 39,2 6,1 - 0,0% NORVIND Eólica Eol Totoral 46,0 5,9 6,2 -5,7%
CAMPANARIO Diesel Campanario 4_aux 53,0 16,3 17,8 -8,5% NUEVA ENERGIA Diesel Escuadrón 14,2 7,3 7,0 4,5%
CENIZAS Diesel Cenizas 14,5 8,2 7,1 15,9% OTROS Biomasa Lautaro 25,0 6,2 5,6 11,2%
COLBUN Diesel Antilhue tg 50,9 28,9 26,7 8,2% OTROS Biomasa LOS_COLORADOS_2 9,0 1,8 1,0 76,9%
COLBUN Diesel Antilhue2 tg 51,6 26,1 24,7 5,6% OTROS Diesel Calle Calle 13,0 5,4 7,5 -27,5%
COLBUN Diesel Candelar1 CA 125,3 75,8 70,4 7,7% OTROS Diesel Lonquimay 1,6 0,1 0,1 10,5%
COLBUN Diesel Candelar2 CA 128,6 75,2 69,8 7,6% OTROS Diesel Skretting O 3,0 1,1 1,4 -22,3%
COLBUN Diesel Los Pinos 104,2 57,6 54,4 5,9% OTROS Diesel SouthernB. 0,8 0,4 0,5 -10,2%
COLBUN Diesel Nehuenco 3 108,0 64,8 60,0 8,1% OTROS Diesel Tirua 0,8 0,1 0,1 10,5%
COLBUN Diesel Nehuenco CC 368,4 190,9 172,0 10,9% OTROS Eólica PColoradaEol 20,0 0,0 0,1 -79,5%
COLBUN Diesel Nehuenco2 398,3 240,7 213,3 12,9% OTROS H. estanque Licán 18,0 6,4 8,4 -23,8%
COLBUN H. embalse Canutillar 172,0 102,5 101,4 1,1% OTROS H. estanque H. VI Región 03 (Chacayes) 106,0 4,1 - 0,0%
COLBUN H. embalse Chiburgo 18,0 11,5 3,0 287,9% OTROS H. pasada Dongo 6,0 3,4 3,2 7,6%
COLBUN H. embalse Colbun 474,0 310,6 278,4 11,6% OTROS H. pasada Donguil 0,3 0,1 0,1 -28,8%
COLBUN H. embalse Machicura 93,0 61,0 54,7 11,4% OTROS H. pasada El Diuto 3,3 0,8 1,2 -28,8%
COLBUN H. embalse Quilleco 70,2 44,7 41,0 9,0% OTROS H. pasada El Tartaro 0,1 0,1 0,0 7,6%
COLBUN H. embalse Rucue 177,4 109,7 100,4 9,3% OTROS H. pasada Mallarauco 3,4 1,1 1,2 -11,3%
COLBUN H. embalse San Ignacio 36,2 23,3 21,3 9,3% PACIFIC HYDRO H. pasada Coya-Pangal 11,0 6,8 6,5 5,0%
COLBUN H. estanque Blanco 53,0 34,5 24,2 42,4% PACIFICO Diesel TermPacifico 80,6 50,4 46,4 8,6%
COLBUN H. estanque Hornitos 61,0 36,5 24,8 47,2% PANGUIPULLI H. estanque Pullinque 50,6 28,3 26,6 6,7%
COLBUN H. estanque Juncal 29,2 16,1 13,3 20,5% PEHUENCHE H. embalse Curillinque 89,8 44,6 49,8 -10,5%
COLBUN H. pasada Chacabuquito 25,7 9,5 13,4 -29,0% PEHUENCHE H. embalse Loma Alta 40,0 18,5 20,7 -10,4%
COLBUN H. pasada Los Quilos 39,9 15,1 18,8 -19,9% PEHUENCHE H. embalse Pehuenche 559,0 248,5 266,1 -6,6%
COLBUN H. pasada San Clemente 5,5 0,8 0,8 7,6% PETROPOWER Diesel Petropower 75,0 24,7 28,0 -12,0%
CRISTORO Eólica Eolica Lebu 3,6 0,4 0,5 -12,7% POTENCIA CHILE Diesel Olivos 99,0 61,8 56,9 8,6%
EL MANZANO H. pasada El Manzano 4,7 2,4 2,5 -2,6% PUYEHUE H. estanque Pilmaiquen 40,8 26,1 23,2 12,6%
ELEKTRAGEN Diesel Chiloe 9,0 5,5 5,1 7,8% SGA Diesel Ancud 3,0 0,8 - 0,0%
ELEKTRAGEN Diesel Const_1_Elek 9,0 5,6 5,2 7,9% SGA Diesel Ancud_aux 1,5 0,1 - 0,0%
ELEKTRAGEN Diesel Maule 6,0 3,8 3,4 10,9% SGA Diesel Biomar 2,4 - - 0,0%
ELEKTRAGEN Diesel Monte Patria 9,0 5,1 4,7 8,0% SGA Diesel Cañete 3,0 1,5 1,4 11,8%
ELEKTRAGEN Diesel Punitaqui 9,0 3,8 3,5 7,2% SGA Diesel Chufken 3,0 1,5 1,3 11,2%
EMELDA Diesel Emelda U-1 33,3 18,8 17,8 5,4% SGA Diesel Chuyaca 12,5 6,4 5,8 9,5%
EMELDA Diesel Emelda U-2 36,0 21,7 20,7 4,8% SGA Diesel Coronel tg 47,2 25,3 24,3 4,1%
ENDESA Carbón Bocamina 130,0 76,1 64,3 18,3% SGA Diesel Curacautin 3,0 1,4 1,3 11,4%
ENDESA Diesel Dalmagro tg 23,8 14,5 13,2 9,9% SGA Diesel Lebu 0,0 - - 0,0%
ENDESA Diesel Huasco tg 58,0 33,6 31,8 5,8% SGA Diesel Los sauces 1,6 0,8 0,7 10,9%
ENDESA Diesel QuinteroTG1A 128,0 77,7 71,8 8,3% SGA Diesel Los sauces 2 1,6 0,8 0,7 10,9%
ENDESA Diesel QuinteroTG1B 129,0 81,0 73,6 10,0% SGA Diesel Louisiana 2,9 - - 0,0%
ENDESA Diesel S. Isidro CC 379,0 207,4 184,9 12,2% SGA Diesel Malleco 3,0 0,8 0,7 10,2%
ENDESA Diesel San Isid2 399,0 249,7 228,4 9,3% SGA Diesel Quellon 5,0 2,7 2,5 6,1%
ENDESA Eólica Canela 18,2 2,1 2,1 1,4% SGA Diesel Quellon 2 8,0 5,0 4,5 10,2%
ENDESA Eólica Canela_II 60,0 8,9 9,5 -5,9% SGA Diesel Salmofood I 1,6 0,9 0,9 6,3%
ENDESA Gas Taltal 1 123,4 50,9 51,2 -0,6% SGA Diesel Salmofood II 1,6 0,9 0,9 6,3%
ENDESA Gas Taltal 2 121,5 70,1 64,9 7,9% SGA Diesel Skretting 2,7 1,4 1,3 4,7%
ENDESA H. embalse Antuco 293,6 173,3 158,8 9,1% SGA H. pasada Pehui 1,0 0,6 0,6 10,4%
ENDESA H. embalse Cipreses 105,9 40,5 61,9 -34,7% SGA H. pasada Los Corrales 0,8 0,1 0,1 10,3%
ENDESA H. embalse El Toro 450,0 290,3 247,7 17,2% SGA H. pasada Capullo 11,0 3,7 4,2 -11,6%
ENDESA H. embalse Isla 69,0 35,2 39,2 -10,2% SWC Gas SalvadorTG1 23,8 14,7 13,7 7,3%
ENDESA H. embalse Palmucho 32,0 19,5 18,2 7,0% TECNORED Diesel Las Vegas 2,1 1,3 1,2 7,4%
ENDESA H. embalse Pangue 464,2 157,4 196,3 -19,8% TECNORED Diesel Concón 2,3 1,4 1,3 7,9%
ENDESA H. embalse Ralco 690,0 215,7 254,7 -15,3% TECNORED Diesel Curauma 2,5 1,2 1,1 7,3%
ENDESA H. embalse Rapel 378,0 47,4 81,0 -41,4% TECNORED Diesel Totoral 3,0 1,7 1,6 8,0%
ENDESA H. estanque Abanico 136,0 19,8 15,3 29,3% TECNORED Diesel Quintay 3,0 1,8 1,7 8,0%
ENDESA H. estanque Los Molles 17,2 6,7 9,5 -30,3% TECNORED Diesel Placilla 3,0 1,7 1,6 6,6%
ENDESA H. estanque Sauzal 88,8 47,3 43,5 8,7% TECNORED Diesel San Gregorio 0,5 0,2 0,2 7,8%
ENDESA H. pasada Ojos de Agua 9,0 3,5 4,3 -19,3% TECNORED Diesel Linares 0,5 0,2 0,2 4,9%
ENLASA Diesel SanLorenzo 1 28,5 17,8 16,2 9,3% TECNORED Gas Casablanca 1,6 0,7 0,7 7,1%
ENLASA Diesel SanLorenzo 2 26,0 16,2 14,7 9,9% TECNORED Gas Tapihue 6,4 3,9 3,6 7,8%
ENLASA Diesel Trapen 81,0 48,5 43,7 11,0% TIERRA AMARILLA Diesel TAmarilla 153,0 93,8 87,3 7,4%
ENLASA Diesel El Peñon 81,0 51,8 46,8 10,8%
ENLASA Diesel Teno 59,0 36,7 34,2 7,5%
80
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Tabla 34: Potencia firme y de suficiencia para central del SING (2011).
Empresa Insumo CentralPotencia
Bruta
P.
Suficiencia
Definitiva
[MW]
P. Firme
Definitiva
[MW]
Variacion
P.firme - P.
suficiencia
(B) (SD) (FD) (SD)/(FD)-1
AES GENER Gas TV10_2CC 226,8 62,9 69,8 -9,9%
AES GENER Gas TV10_CC 113,0 11,7 12,2 -4,2%
ANGAMOS Carbón ANG1 259,0 115,6 106,9 8,2%
ANGAMOS Carbón ANG2 259,0 37,4 31,9 17,0%
CAVANCHA H. pasada CAV 2,6 1,7 2,0 -12,2%
CELTA Carbón CTTAR 158,0 87,5 76,2 14,8%
CELTA Diesel TGTAR 23,8 11,3 15,0 -24,7%
CT ANDINA Carbón CTA 165,0 66,3 61,1 8,6%
CT HORNITOS Carbón CTH 165,0 67,8 63,2 7,4%
E-CL Carbón CTM1 165,9 100,3 91,0 10,3%
E-CL Carbón CTM2 175,0 100,2 91,4 9,7%
E-CL Diesel M1AR1 1,0 0,6 0,7 -18,2%
E-CL Diesel M1AR2 1,0 0,6 0,7 -16,0%
E-CL Diesel M1AR3 1,0 0,4 0,6 -29,0%
E-CL Diesel M2AR1 1,5 0,9 1,0 -16,6%
E-CL Diesel M2AR2 1,5 0,5 0,8 -42,7%
E-CL Diesel GMAR1 2,1 0,7 1,2 -41,9%
E-CL Diesel GMAR2 2,1 0,9 1,3 -30,8%
E-CL Diesel GMAR3 2,1 1,1 1,4 -23,7%
E-CL Diesel GMAR4 2,1 1,1 1,4 -23,6%
E-CL Diesel MIIQ4 1,5 0,5 0,8 -39,8%
E-CL Diesel MIIQ5 1,5 0,4 0,8 -45,5%
E-CL Diesel SUIQ1 1,4 0,5 0,8 -39,4%
E-CL Diesel SUIQ2 1,4 0,4 0,8 -45,0%
E-CL Diesel SUIQ3 1,4 0,4 0,8 -43,0%
E-CL Diesel MAIQ 5,9 1,4 2,9 -51,2%
E-CL Diesel MSIQ 6,2 1,7 3,2 -46,3%
E-CL Diesel TGIQ 23,8 4,3 11,5 -62,8%
E-CL Diesel MIMB1 2,9 1,1 1,6 -30,2%
E-CL Diesel MIMB2 2,9 0,8 1,3 -43,4%
E-CL Diesel MIMB3 2,9 1,2 1,6 -27,1%
E-CL Diesel MIMB4 2,9 1,1 1,6 -28,9%
E-CL Diesel MIMB5 2,9 1,1 1,6 -31,0%
E-CL Diesel MIMB6 2,9 1,2 1,6 -27,9%
E-CL Diesel MIMB7 2,9 1,1 1,6 -30,3%
E-CL Diesel MIMB8 2,9 1,2 1,6 -28,3%
E-CL Diesel MIMB9 2,9 0,9 1,4 -39,1%
E-CL Diesel MIMB10 2,9 1,1 1,6 -32,1%
E-CL Diesel ENAEX1 0,7 0,3 0,4 -23,1%
E-CL Diesel ENAEX2 0,7 0,4 0,5 -17,4%
E-CL Diesel ENAEX3 0,7 0,3 0,4 -35,8%
E-CL Diesel ENAEX4 0,7 0,3 0,5 -30,3%
E-CL Gas CTM3 250,8 138,3 155,5 -11,1%
E-CL H. pasada CHAP1 5,1 3,1 3,5 -11,9%
E-CL H. pasada CHAP2 5,1 3,1 3,5 -11,9%
ELECTROANDINA Carbón U12 85,3 44,6 39,9 11,9%
ELECTROANDINA Carbón U13 85,5 48,2 43,4 11,2%
ELECTROANDINA Carbón U14 136,4 71,2 65,1 9,4%
ELECTROANDINA Carbón U15 132,4 71,5 63,8 12,0%
ELECTROANDINA Diesel U10 37,5 15,3 15,8 -3,4%
ELECTROANDINA Diesel U11 37,5 16,0 16,3 -1,9%
ELECTROANDINA Diesel TG1 24,7 7,9 13,3 -40,7%
ELECTROANDINA Diesel TG2 24,9 7,1 12,9 -44,9%
ELECTROANDINA Diesel SUTA1 10,4 4,9 6,2 -20,6%
ELECTROANDINA Diesel SUTA2 10,4 4,1 5,7 -27,3%
ELECTROANDINA Diesel SUTA3 10,4 4,5 5,7 -21,3%
ELECTROANDINA Diesel SUTA4 10,4 4,5 5,7 -21,4%
ELECTROANDINA Diesel SUTA5 10,4 4,3 5,7 -24,8%
ELECTROANDINA Diesel SUTA6 10,4 3,5 5,3 -32,6%
ELECTROANDINA Diesel SUTA7 10,4 4,2 5,5 -23,3%
ELECTROANDINA Diesel SUTA8 10,4 3,8 5,5 -30,8%
ELECTROANDINA Diesel SUTA9 10,4 4,5 5,8 -23,1%
ELECTROANDINA Diesel SUTA10 10,4 4,9 6,0 -18,9%
ELECTROANDINA Gas U16 400,0 155,9 180,2 -13,5%
ELECTROANDINA Gas TG3 37,5 16,8 22,4 -25,3%
ENERNUEVAS H. pasada ELTORO2 1,1 0,8 0,9 -12,2%
ENERNUEVAS H. pasada AHOSPICIO 1,1 0,8 0,9 -12,2%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_1 0,5 0,3 0,3 -17,2%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_2 1,3 0,7 0,9 -19,6%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_3 1,3 0,5 0,8 -34,6%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_4 1,3 0,6 0,8 -28,1%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_5 1,3 0,8 0,9 -17,8%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_6 0,5 0,3 0,3 -17,1%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_7 0,8 0,5 0,6 -20,0%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_8 0,8 0,4 0,6 -20,7%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_9 0,8 0,5 0,6 -20,1%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_10 0,8 0,5 0,6 -14,7%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_11 0,8 0,5 0,6 -14,0%
ENORCHILE Diesel ZOFRI_12 0,8 0,5 0,6 -13,9%
GASATACAMA Gas CC1 395,9 232,6 241,4 -3,6%
GASATACAMA Gas CC2 384,7 212,3 220,1 -3,6%
INACAL Diesel INACAL1 1,7 1,1 1,1 -5,6%
INACAL Diesel INACAL2 1,7 1,0 1,1 -6,7%
INACAL Diesel INACAL3 1,7 1,1 1,1 -6,2%
INACAL Diesel INACAL4 1,7 1,1 1,1 -6,3%
NORGENER Carbón NTO1 136,3 80,3 70,6 13,8%
NORGENER Carbón NTO2 141,0 82,4 71,4 15,3%