COMPARACIÓN METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE ...dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/Minerg/53.Informe...6 SYSTEP Ingeniería y Diseños, Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago,

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

Tel 56-2-2320501 | Fax 56-2-2322637 | [email protected] | www.systep.cl

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

3



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

4



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.

5



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.

6



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

7



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]

8



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


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]

9



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


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]

10



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


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



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



(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



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



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.

15



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



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.

17



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


preliminar de las otras

centrales

+

Cálculo para cada

central

Cálculo para cada

subperiodo


del resto de los

subperiodos

x


Definitiva


subperiodo

Potencia Bruta

Verificación de la

potencia máxima

18



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



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



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



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



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



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



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


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



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


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



3.1.2 SING

Los resultados de potencia firme para las unidades conectadas al SING se mostrarán por

tecnología y posteriormente según empresas generadoras.


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.


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


46%

44%

10%

0%

P. Firme

Gas

Carbón

Diesel

H. pasada

1.979 MWP. firme total

27



Figura 12. Reconocimiento porcentual de capacidad por tecnología en las distintas etapas del

cálculo de P. Firme en el SING.


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%



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



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.


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


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.


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




de P. Firme en el SING.


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


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



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.


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


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




cálculo de P. Suficiencia en el SIC.


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




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.


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.


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




de P. de suficiencia en el SIC.


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


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



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.


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


reconocida por tecnología en cada etapa del cálculo, partiendo por la potencia total



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


43%

50%

7%

0%

P. Suficiencia

Gas

Carbón

Diesel

H. pasada

1.953 MWP. suficiencia total

35




cálculo de P. de Suficiencia en el SING.


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%



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




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


reconocida por empresa en cada etapa del cálculo, partiendo por la potencia total




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

37




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


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%

38



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



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



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%

41



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



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



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



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%

45



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

)

Ch

ibu

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)

Pal

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e)

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Co

lbu

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e)

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)

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e)

Cip

rese

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)

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gue

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se)

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mb

alse

)

Rap

el (

Emb

alse

)

fact

or

de

re

gula

ció

n

factor de regulación P. Inicial/Potencia Máxima reducida

46



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

47



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%

48



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.


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


49



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).


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


50



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]

51



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%.


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


P. Reconocida


52



Tabla 23. Comparación potencia firme y de suficiencia por tecnología (SING).


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


53



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]

54



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.

55



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.

56



(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.

57



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

58



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).


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



A.3. Potencia firme/suficiencia preliminar

En la siguiente tabla se muestra la potencia preliminar reconocida para las distintas


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.


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



- 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


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.


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



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

62



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.


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


Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%

P. firme [MW] 0 518 0 0 518


Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%

P. firme [MW] 0 155 24 0 179


Diferencia [%] - 0,0% 0,0% - 0,0%

P. firme [MW] 287 0 0 0 287


Diferencia [%] 0,0% - - - 0,0%

P. firme [MW] 0 165 0 0 165


Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%

P. firme [MW] 0 165 0 0 165


Diferencia [%] - 0,0% - - 0,0%

P. firme [MW] 0 0 11 0 11


Diferencia [%] - - 0,0% - 0,0%

P. firme [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



A.7. Potencia firme/suficiencia preliminar

En la siguiente tabla se muestra la potencia preliminar reconocida para las distintas


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.


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


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


Diferencia [%] - 30,4% - - 30,4%

P. firme [MW] 0 188 0 0 188


Diferencia [%] - 18,9% - - 18,9%

P. firme [MW] 0 98 19 0 117


Diferencia [%] - 30,1% -13,6% - 23,0%

P. firme [MW] 106 0 0 0 106


Diferencia [%] 3,2% - - - 3,2%

P. firme [MW] 0 85 0 0 85


Diferencia [%] - 16,9% - - 16,9%

P. firme [MW] 0 83 0 0 83


Diferencia [%] - 17,3% - - 17,3%

P. firme [MW] 0 0 10 0 10


Diferencia [%] - - -9,4% - -9,4%

P. firme [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



A.8. Potencia firme/suficiencia final

En la siguiente tabla se muestra la potencia final reconocida para las distintas


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.


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


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


Diferencia [%] - 14,6% - - 14,6%

P. firme [MW] 0 139 0 0 139


Diferencia [%] - 10,2% - - 10,2%

P. firme [MW] 0 76 15 0 91


Diferencia [%] - 14,8% -24,7% - 8,3%

P. firme [MW] 82 0 0 0 82


Diferencia [%] -9,1% - - - -9,1%

P. firme [MW] 0 63 0 0 63


Diferencia [%] - 7,4% - - 7,4%

P. firme [MW] 0 61 0 0 61


Diferencia [%] - 8,6% - - 8,6%

P. firme [MW] 0 0 8 0 8


Diferencia [%] - - -20,5% - -20,5%

P. firme [MW] 0 0 4 4 8


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



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



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


subperiodo

Potencia Bruta

Verificación de la

potencia máxima

67



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

68



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).

69



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.

70



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.

71



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



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


preliminar

Ajuste a la demanda de punta

del sistema

100%

Potencia de

Suficiencia


preliminar de las otras

centrales

+

Cálculo para cada

central

Cálculo para cada

subperiodo


del resto de los

subperiodos

x


Definitiva


subperiodo

Potencia Bruta

Verificación de la

potencia máxima

73



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



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



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

76



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).

77



ANEXO D DIAGRAMA DE CUENCAS HÍDRICAS

PRINCIPALES DEL SIC

Figura 33: Cuenca del Lago Laja (Fuente:CNE)

78



Figura 34: Cuenca del Maule (Fuente:CNE)

79



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


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



Tabla 34: Potencia firme y de suficiencia para central del SING (2011).


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 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 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%












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%




NORGENER Carbón NTO1 136,3 80,3 70,6 13,8%

NORGENER Carbón NTO2 141,0 82,4 71,4 15,3%

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COMPARACIÓN METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE ...dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/Minerg/53.Informe...6 SYSTEP Ingeniería y Diseños, Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago,