INFORME MENSUAL COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL

(1)

INFORME MENSUAL

COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL

Enero 2017

(2)

Resumen

Se presenta a continuación un panorama general de la operación en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC), ocurrida durante el mes de enero de 2017, así como una proyección de abastecimiento de la demanda para los siguientes 12 meses.

Durante el mes de enero 2017, el costo marginal real de energía (mercado spot), en barras de 220 kV representativas del SING y del SIC, presentó las siguientes variaciones respecto del mes de enero de 2016:

Año Crucero D. de

Almagro P. de

Azúcar Quillota Alto

Jahuel Charrúa Concepción Pto. Montt

2016 48,5 32.2 47.9 49.9 50.5 48.1 49.4 54.7

2017 61,0 30.4 46.0 53.2 54.2 50.7 55.9 52.4

Δ% 26,0% -5.6% -4.0% 6.5% 7.3% 5.5% 13.3% -4.2%

A su vez, la producción de energía en cada uno de estos sistemas presentó los siguientes indicadores:

Producción Ene-16 Ene-17 Δ% 2017 vs

2016

MWh/h

Máx. SIC 7.789,0 7.023,4

+3,0%

(Mi25 – hr16) (Mi25 – hr16)

Máx. SING 2.448,6 2.404,5

-1,8%

[Sa30 – hr22] [Lu2 - hr23]

Mín. SIC 4.051,1 4.131,1

+2,0%

(Vi25 – hr08) (Do01 – hr8)

Mín. SING 1.869,5 1.706,0

-8,7%

[Mi13 – hr19] [Ju26 – hr20]

GWh/día

Día máx. SIC 162,4 167,0

+2,9%

(Ju10) (Ju26)

Día máx. SING 55,5 54,9

-1,1%

[Vi29] [Lu02]

GWh/mes SIC 4.560,4 4.748,1 +4,1%

SING 1.622,0 1.593,8 -1,7%

Por otro lado, la participación en el abastecimiento de la demanda mensual según tipo de aporte durante el mes de enero de 2017, y su comparación con igual periodo del año anterior, para cada sistema eléctrico, se resume en el siguiente cuadro:

(3)

Producción Bruta de Energía SING y SIC

SIC ene-16 [GWh] ene-16 [%] ene-17 [GWh] ene-17 [%]

Térmico 2.111,8 46,3% 2.346,6 11,1%

Hídrico 2.182,7 47,9% 1.965,9 -9,9%

Eólico 137,1 3,0% 206,7 50,8%

Solar 128,8 2,8% 229,0 77,8%

SING ene-16 [GWh] ene-16 [%] ene-17 [GWh] ene-17 [%]

Térmico 1.541,7 95,1% 1.448,2 90,9%

Hídrico 7,1 0,4% 7,2 0,5%

Eólico 23,5 1,4% 39,3 2,5%

Solar 49,7 3,1% 99,1 6,2%

De acuerdo al tipo de tecnología y desagregando los diferentes tipos de producción en las categorías que están comprendidas en la Ley de balance ERNC (Ley 20.257 y Ley 20.698), se obtienen las participaciones que se muestran en las siguientes tablas:

DETALLE PRODUCCIÓN

Tipo SIC [GWh] % SING [GWh] %

Hidráulica Embalse 651,3 13,7% - -

Hidráulica Pasada 1.314,6 27,7% 7,2 0,5%

Gas Natural 21,4 0,4% 163,7 10,3%

GNL 938,5 19,8% - -

GLP 0,0 0,0% - -

Biogás 24,0 0,5% - -

Biomasa 197,8 4,2% - -

Carbón 814,8 17,2% 1.255,2 78,8%

Carbón - Petcoke 305,9 6,4% - -

Petcoke 33,0 0,7% - -

Petróleo 11,0 0,2% 17,6 1,1%

Eólica 206,7 4,4% 39,3 2,5%

Solar 229,0 4,8% 99,1 6,2%

Otros 0,1 0,0% 11,8 0,7%

Total 4.748,1 100,0% ^1.593,8 100,0%

(4)

Calificación Tipo SIC [GWh] SING [GWh]

Convencional Hidráulica

Embalse 651.3 -

Hidráulica Pasada 1,168.6 3,8 Termoeléctrica 2,172.7 1.448,2 Total

Convencional 3,992.5 ^1.448,2

ERNC (Ley) Hidráulica Pasada 146.0 3,4

Eólica 206.7 39,3

Solar 229.0 ^99,1

Termoeléctrica 173.9 -

Total ERNC 755.6 141,8

Total Mes 4,748.1 1,593,8

El siguiente gráfico, presenta la participación de cada región en la producción de energía durante el mes de enero.

(5)

Adicionalmente, para cada sistema, el detalle de las ventas esperadas de energía es el siguiente:

SING SIC

Ventas (GWh) ene-16 ene-17 Δ% 2017 vs

2016 ene-16 ene-17 Δ% 2017 vs 2016 Distribuidores 160,9 160,7 -0,1% 3.001,0 3.038,6 +1,25%

Libres 1.245,7 1.294,0 +3,9% 1.284,2 1.302,3 +1,4%

Total 1.406,6 1.454,7 +3,3% 4.285,2 4.340,9 +1,3%

Finalmente, cabe destacar que, para el Sistema Interconectado Central, las características del año hidrológico muestran que la probabilidad de excedencia del período comprendido entre abril 2016 - enero 2017 alcanza el 93% (año del tipo seco).

(6)

Índice

Introducción 8

Sección Uno | Sistema Interconectado Central 9

1. CAPACIDAD INSTALADA 9

2. INDICADORES ECONÓMICOS 9

2.1. DESACOPLES Y REDUCCIONES ERNC 9

2.2. COSTOS MARGINALES REALES 10

2.3. COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN 11

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO 13

3.1. COMPARACIÓN OPERACIÓN REAL Y PROGRAMADA 13

3.2. GENERACIÓN BRUTA REAL 14

3.3. VENTAS 16

3.4. RETIROS 17

4. HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 20

4.1. MANTENIMIENTOS 20

4.2. EVENTOS NO PROGRAMADOS 20

4.3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES 25

4.4. CONDICIONES ESPECIALES DE OPERACIÓN (CEO) 25

5. COTAS INICIALES Y FINALES 27

6. CAMBIOS EN EL ESTADO DE INSTALACIONES 27

6.1. INSTALACIONES DE GENERACIÓN 27

6.2. INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN 29

7. INFORMACIÓN BASE PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN 30

7.1. PREVISIÓN DE CONSUMO 30

7.2. COSTO DE RACIONAMIENTO 30

7.3. PROGRAMA DE OPERACIÓN 31

8. ANEXOS SIC 35

Sección Dos | Sistema Interconectado del Norte Grande 38

1. CAPACIDAD INSTALADA 38

2. INDICADORES ECONÓMICOS 38

(7)

2.1. COSTOS MARGINALES REALES 38

2.2. COSTOS MEDIOS DE OPERACIÓN 39

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO 40

3.1. COMPARACIÓN OPERACIÓN REAL Y PROGRAMADA 40

3.2. GENERACIÓN BRUTA REAL 41

3.3. INTERCONEXIÓN SING-SADI 44

4. HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 45

4.1. MANTENIMIENTOS 45

4.2. EVENTOS NO PROGRAMADOS 45

4.3. DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA 46

5. PRECIOS DE COMBUSTIBLES 47

6. CAMBIOS EN EL ESTADO DE INSTALACIONES 50

6.1. INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES 50

6.2. INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES 54

7. INFORMACIÓN BASE PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN 56

8. ANEXOS SING 58

(8)

Introducción

Los sistemas interconectados, Central y del Norte Grande, operan desde el 1° de enero de 2017 bajo la coordinación del Coordinador Eléctrico Nacional.

Según lo señalan las disposiciones transitorias de la Ley N° 20.936, específicamente en su Artículo Primero, el Coordinador es el continuador legal de los CDEC, razón por la cual, le corresponde, ejercer las funciones que la ley le asigna, entre otras, las establecidas en el Artículo 31 del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N°115/2012.

Este señala que se deben enviar a la Comisión Nacional de Energía, dentro de los primeros 10 días hábiles de cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias:

a) Costos marginales instantáneos de energía, transferencias de energía y de potencia, cobros y pagos entre generadores, correspondientes al mes anterior;

b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la

operación real de las unidades generadoras y hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema durante el mes anterior, tales como vertimientos en centrales hidroeléctricas y fallas de unidades generadoras;

c) Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales instantáneos durante el mes anterior;

d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo niveles de operación de los embalses, stock de combustibles disponible para generación y la generación esperada de cada central, y

e) Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales instantáneos de energía.

En cumplimiento con lo señalado, se presenta a la CNE el Informe Mensual del Coordinador Eléctrico Nacional, correspondiente al mes de enero de 2017.

(9)

Sección Uno | Sistema Interconectado Central

La capacidad instalada del SIC a enero 2017 alcanza los 16.756 MW, de los cuales el 39,5%

corresponde a centrales hidroeléctricas y el 49,3%

a centrales térmicas, tal como se muestra en la figura 1. Respecto a los proyectos esperados a conectar durante 2017 (declarados en construcción con Resolución CNE), los que totalizan 1977 MW,

ellos corresponden mayoritariamentea proyectos Hídricos (50%).

Figura 1: Capacidad Instalada SIC

En enero de 2017 se produjeron desacoples en el SIC originados tanto por la activación de restricciones y/o limitaciones en transmisión, así como por fallas de elementos de generación- transmisión. Los elementos con los 5 mayores tiempos de desacople se muestran en la siguiente figura 2, mientras que el detalle de esos desacoples se incorpora en Anexo SIC-Ene17.

Figura 2: Mayores Tiempos de Desacople en el SIC enero-17.

(10)

Reducciones ERNC

La figura 3 muestra la reducción diaria de energía eólica y solar durante el mes de enero, producto de restricciones de transmisión. La mayor reducción ERNC se registró el miércoles 04 y alcanzó los 5.963,0 (MWh) debido a prorrata por control de transferencia de la línea 220 kV Los Vilos - Las Palmas.

Figura 3: Reducción ERNC en el SIC enero 17.

En la siguiente figura 4, se presenta la variación de los costos marginales promedio diarios de las barras de 220 kV Diego de Almagro, Pan de Azúcar, Quillota y Charrúa, en (USD/MWh), presentándose en Anexo SIC-Ene17 el detalle horario de los mismos.

Figura 4: Costo marginal promedio diario en el SIC enero 17.

(11)

Por otro lado, la siguiente tabla 1 presenta el valor promedio mensual (en USD/MWh) de esos costos marginales, junto con su variación respecto de igual mes del año anterior.

BARRA 2016 2017 Δ% 2017 vs 2016

D.Almagro 220 kV 32,2 30,4 (5,6%)

Cardones 220 kV 42,4 30,2 (28,8%)

P.Azúcar 220 kV 47,9 46,0 (4,0%)

Quillota 220 kV 49,9 53,2 6,5%

A. Jahuel 220 kV 50,5 54,2 7,3%

Itahue 220 kV 48,5 52,8 9,0%

Charrúa 220 kV 48,1 50,7 5,5%

Concepción 220 kV 49,4 55,9 13,3%

Temuco 220 kV 49,2 51,8 5,2%

Valdivia 220 kV 53,9 53,8 (0,0%)

P.Montt 220 kV 54,7 52,4 (4,2%)

Tabla 1: Costos marginales en barras del SIC enero-17

El costo medio de operación mensual del sistema eléctrico correspondiente al cociente entre la valorización a costo variable total (CVT) de la energía generada por cada central, de acuerdo a las políticas de operación vigente cada día, y el total de energía generada mensualmente por el conjunto de las centrales generadoras del sistema. Ello tanto para las centrales térmicas como para las otras tecnologías, considerando un valor del agua igual a cero para los embalses. Para el mes de enero, el costo medio de operación del SIC alcanzó los 16,59 USD/MWh. La siguiente figura 5 presenta la comparación entre el costo medio de operación y el costo marginal promedio en la barra Quillota 220 kV, de los últimos 12 meses.

(12)

Figura 5: Costo marginal Quillota 220 kV vs costo medio de operación últimos 12 meses.

(13)

Para el mes de enero, las siguientes figuras muestran el comparativo para el SIC entre la producción real (4.748,1 GWh) vs la producción programada (4.712,8 GWh según programa de 12 meses). La figura 6 presenta la comparación de la generación real y programada entre las 6 empresas con mayor capacidad instalada del SIC, mientras que en la figura 7, dicha comparación se realiza por fuente energética.

Figura 6: Comparación generación real vs programada desagregada por empresas.

Figura 7: Comparación generación real vs programada desagregada fuente energética.

(14)

Los 4.748,1 GWh de producción bruta de energía alcanzada por el SIC en el mes, representan un aumento del 1,4% respecto de la producción de energía registrada en similar mes del año 2016, la cual alcanzó los 4.560,4 (GWh). La composición de esa producción mensual correspondiente a enero de 2017, por tipo de aporte, se presenta en la figura 8, mientras que su detalle se incorpora en Anexo SIC-Ene17.

Figura 8: Producción mensual SIC enero-17.

En la siguiente tabla 2 se presenta el detalle físico de estos valores.

Producción Bruta de

Energía del SIC (GWh) ene-16 ene-17 Δ% 2016 vs 2015

Térmico 2.111,8 2.346,6 11,1%

Hídrico 2.182,7 1.965,9 (9,9%)

Eólico 137,1 206,7 50,8%

Solar 128,8 229,0 77,8%

Total 4.560,4 4.748,1 4,1%

Tabla 2: Generación bruta enero-17.

La producción bruta máxima media horaria alcanzó el valor de 8.023,4 (MWh/h), y tuvo lugar el día miércoles 25, siendo un 3,0% mayor a la máxima producción registrada en enero de 2016, la cual alcanzó los 7.789,0 (MWh/h). Por otro lado, la producción mínima horaria registrada durante el mes de enero alcanzó los 4.131,1 (MWh/h), siendo un 2,0% mayor que la mínima producción registrada en enero de 2016, la que alcanzó 4.051,1 (MWh/h).

(15)

La máxima producción diaria de energía se registró el jueves 26, alcanzando los 167,0 (GWh), valor que resulta ser un 2,9% mayor que la máxima producción diaria registrada en enero de 2016, la cual alcanzó los 162,4 (GWh). En las siguientes figuras se muestra la evolución de estos indicadores durante el mes de enero de 2017.

Figura 9: Variación diaria producción Mín/Máx del SIC enero-17.

Figura 10: Variación mensual producción Mín/Máx del SIC enero-17.

(16)

Figura 11: Variación producción total diaria del SIC enero-17.

Las ventas esperadas de energía alcanzan los 4.525,0 (GWh), un 5,6% mayor que las ventas efectuadas durante el mes de enero 2016, las que totalizaron 4.285,2 (GWh). De estos 4.525,0 (GWh), se estima en cerca de un 70,0% las ventas realizadas a clientes en distribución (esto es equivalente a aproximadamente 3.167,5 (GWh)). En la siguiente figura y tabla se presenta la evolución de las ventas de energía realizadas en el SIC, con un desagregado por tipo de clientes y su comparación con igual mes del año anterior.

(17)

Figura 12: Variación mensual de las ventas de energía (GWh, enero preliminar)

Ventas SIC 2016 (GWh) Ventas SIC 2017 (GWh) Tasa de Crecimiento (%)

Mes Distribuidor Libre Total Distribuidor Libre Total Distribuidor Libre Total

Enero* 3.001,0 1.284,2 4.285,2 3.167,5 1.357,5 4.525,0 5,5% 5,7% 5,6%

Febrero 2.881,7 1.228,8 4.110,5

Marzo 3.082,6 1.377,5 4.460,1

Abril 2.784,9 1.270,5 4.055,5

Mayo 2.915,3 1.365,2 4.280,4

Junio 2.953,5 1.323,1 4.276,6

Julio 2.997,7 1.345,1 4.342,7

Agosto 2.844,6 1.355,4 4.200,0

Septiembre 2.654,0 1.325,1 3.979,1

Octubre 2.701,0 1.365,3 4.066,3

Noviembre 2.928,7 1.255,1 4.183,8

Diciembre 2.977,2 1.360,9 4.338,1

*preliminar

Tabla 3: Ventas de Energía anual

La información sobre retiros de energía, correspondiente al mes de enero, se encuentra en proceso de elaboración.

Por otro lado, la información ya disponible para los retiros efectuados durante el mes de diciembre, indican que ellos alcanzan los 4.299,7 GWh. La figura 13 muestra el detalle de esos retiros físicos,

(18)

desagregados por sector industrial, mientras la figura 14 los presenta en términos de su participación porcentual. La figura 15 presenta las tasas de aumento/decremento de los retiros para cada sector, en relación a diciembre de 2015. Se puede apreciar que la mayor caída, de un 2,4% en el monto de retiros en el sector Minería, se explica principalmente por una baja en la producción.

Por otro lado, el mayor aumento observado del 12,7% en el sector industrial y minería, se explica principalmente por trabajos realizados en CMP-Pellets en diciembre 2015.

Figura 13: Retiros físicos por sector industrial en el SIC diciembre-16.

Figura 14: Retiros por segmento (%) en el SIC diciembre-16.

(19)

Figura 15: Tasa de crecimiento Retiros de energía en el SIC diciembre-16.

(20)

En Anexo SIC - Ene16 se presenta un cuadro con el programa de mantenimiento mayor utilizado en la planificación de la operación efectuada en enero, y otro cuadro con ese programa actualizado a fines de ese mes, utilizado en la planificación de la operación a desarrollar durante el mes de febrero de 2017.

Para el mes de enero, la ENSF, y cuyo detalle se presenta en los puntos siguientes, alcanzó los 1160,81 MWh. La siguiente tabla muestra un desagregado de causas asociadas a los EAF elaborados debido a fallas ocurridas durante el mes de enero.

Descripción

^{N° EAF} Perdida de

E°

Falla ocasionada por animales, roedores o pájaros (por contacto directo u

otro) 1 17,20

Caída de árbol sobre línea o instalación 1 1,40

Pérdida de aislación debido a contaminación por actividades de terceros 1 8,60

Origen no determinado (trip de interruptor) 6 44,30

Ruptura de capacidad dieléctrica

Elemento dañado, corrosión, trizadura, etc. 2 0,50

Incendio bajo una línea o en proximidades de instalaciones (natural o

provocado, ej. Quema de pastizal) 5 290,80

Robo Conductor o Equipo 2 43,30

Maquinaria de trabajo pesado 1 2,60

Error de personal u operador 1 2,80

Choque de vehículo a poste 1 264,50

En Proceso 11 484,81

TOTAL 32 1160,81

Tabla 4: Causas de Fallas para EAF enero-17.

Durante el mes de enero, no se registraron fallas en instalaciones de generación que hayan implicado pérdidas de consumo de clientes finales.

(21)

Durante el mes de enero se han registrado las siguientes fallas en instalaciones de transmisión, las cuales han ocasionado pérdidas de consumo de clientes finales.

N° EAF¹ DÍA ELEMENTO

AFECTADO DESCRIPCIÓN REGIÓN

AFECTADA

HORA INICIO - FIN²

PÉRDIDA DE CONSUMO

[MW]

PÉRDIDA DE ENERGÍA

[MWh]

EAF 001/2017

Domingo 01/Ene17

LT 2x66 kV San Antonio - Tap Algarrobo

Se produjo falla en la línea 2x66 kV San Antonio - Tap Algarrobo fue a causa de corte y robo de conductor de cobre en las fases inferiores de ambos circuitos, en el vano comprendido por las estructuras N°248 y N°249

Valparaíso 00:07 - 07:57 7,05 37,70

EAF 002/2017

Domingo 01/Ene17

LT 2x110 kV

Huasco -

Maitencillo

Se produjo la desconexión forzada de la línea 2x110 kV Maitencillo - Huasco, por operación de protecciones ante falla atribuida a contacto de un jote con los conductores del circuito Nº1 de la línea, específicamente en la estructura Nº47

Atacama 08:31 - 08:55 43,00 17,20

EAF 003/2017

Lunes 02/Ene17

LT 110 kV Agua Santa - Laguna Verde

Se produjo la desconexión de la línea por una falla bifásica debido a un incendio forestal en la zona

Valparaíso 16:28 - 16:38 69,10 8,50

EAF 004/2017

Lunes 02/Ene17

LT 66 kV

Chiguayante - Quilacoya

Se produjo la desconexión de la línea 66 kV Chiguayante - Quilacoya, por falla bifásica aislada de tierra, sin una causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla

Biobío 18:55 - 20:48 0,10 0,20

EAF 005/2017

Lunes 02/Ene17

LT 110 kV San Bernardo - Malloco

Se produjo la desconexión de la LT 110 kV San Bernardo - Malloco, debido a una falla bifásica a causa de un incendio bajo la línea entre las estructuras Nº15 y Nº16

Metropolitana 18:58 - 20:45 38,00 67,40

1EAF “En Proceso”: Pérdida de Consumo y Energía Preliminar Estimada.

2Hora Fin: Hora de normalización del mayor consumo afectado por la falla. Hora Fin*: Casos en que la hora de normalización de consumo corresponde al día siguiente de ocurrida la falla.

(22)

AFECTADA

[MW]

[MWh]

EAF 006/2017

Lunes 02/Ene17

LT 66 kV Pan de Azúcar - Marquesa

Se produjo la desconexión forzada de la línea 66 kV Pan de Azúcar - Marquesa, por operación de protecciones ante falla atribuida a incendio bajo la línea, entre las estructuras N°81 y N°82

Coquimbo 22:03 -

06:29* 12,58 87,50

EAF 007/2017

Martes 03/Ene17

LT 66 kV San Javier - Constitución

Se produjo la desconexión de la línea por una falla bifásica originada por la caída de un árbol sobre el conductor, entre las estructuras N°266 y N°267

Maule 15:58 - 17:06 8,89 1,40

EAF 008/2017

Miércoles 04/Ene17

LT 110 kV Diego de Almagro-Manto Verde

Se produjo la desconexión de la línea 110 kV Diego de Almagro - Manto Verde, por falla a tierra causada por pérdida de aislación, originada por contaminación en la zona provocada por terceros

Atacama 04:37 - 05:20 12,00 8,60

EAF 009/2017

Miércoles 04/Ene17

LT 66 kV Itahue - Talca Nº1

Se produjo la desconexión forzada de la línea 66kV Itahue - Talca C1, por operación de protecciones, debido a cortocircuito provocado por robo de conductor entre las estructuras N°104 y N°106

Maule 23:15 - 23:36 16,24 5,60

EAF 010/2017

Jueves 05/Ene17

LT 66 kV

Se produjo la desconexión de la línea por falla bifásica aislada de tierra, sin una causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla

Biobío 00:27 - 04:14 0,10 0,40

EAF 011/2017

Jueves 05/Ene17

LT 66 kV Pan de Azúcar - Marquesa

Se produjo la falla en la línea a causa de acercamiento de retroexcavadora con los conductores entre las estructuras N°35 y N°36, a una distancia de 11.85 km desde la S/E Pan de Azúcar, que provoca la reconexión automática de la línea y la consecuente operación del esquema EDAC BF en S/E Marquesa, en circunstancias que el PMGD Puclaro se encontraba inyectando en el alimentador

Coquimbo 15:24 - 15:47 6,98 2,60

(23)

AFECTADA

[MW]

[MWh]

52E4 El Tambo de dicha subestación

EAF 012/2017

Domingo 08/Ene17

Interruptor 52BT5 de S/E Mina

Se produjo la desconexión forzada del transformador Nº5 66/13,2 kV de S/E Mina, por operación de su protección diferencial ante falla en la barra MT de la subestación

Valparaíso 18:40 -

02:35* 2,50 19,80

EAF 013/2017

Martes 10/Ene17

LT 66 kV

Se produjo la desconexión de la línea, por falla monofásica a tierra, sin causa informada por el propietario de dicha línea (EFE) para esta falla

Biobío 15:54 - 22:48 0,10 0,70

EAF 014/2017

Miércoles 11/Ene17

LT 110 kV Agua Santa - Laguna Verde

Se produjo la desconexión de la línea, por una falla bifásica en la línea debido a un incendio forestal en la zona

Valparaíso 17:12 - 18:38 87,90 85,40

EAF 015/2017

Miércoles 11/Ene17

LT 154 kV Itahue - Parral

Se produjo la desconexión forzada de la línea, debido a cortocircuito bifásico entre las fases A y B, ocasionado por incendio bajo la línea entre las estructuras N°20 y N°21 a una distancia de aproximadamente 6 km desde S/E Itahue

Maule 19:21 - 19:48 118,03 22,70

EAF 016/2017

Jueves 12/Ene17

TR Nº2 110/23 kV SE Quellón

Se produjo la apertura de los interruptores 52HT2 y 52ET2 de S/E Quellón, asociados al transformador N°2 110/23kV, por operación de protecciones, debido a presunta mala maniobra de operador al estar realizando traspaso de carga

Los Lagos 21:57 - 22:17 8,30 2,80

EAF 017/2017

Viernes 13/Ene17

Barra Nº1 154 kV S/E Tinguiririca

Se produjo la desconexión de la barra por la operación de la protección 50BF asociado al interruptor 52A8 de esta S/E (línea hacia S/E San Fernando), cuya causa primaria de operación no ha sido determinada

O'Higgins 01:19 - 01:34 62,05 13,30

(24)

AFECTADA

[MW]

[MWh]

EAF 018/2017

Viernes 13/Ene17

LT 66 kV San Vicente de Tagua - El Manzano

Se produjo la desconexión forzada de la línea, por operación de protecciones ante falla atribuida a un choque de vehículos que derriban la estructura Nº11 de la línea

O'Higgins 11:27 - 01:31 18,85 264,50

EAF 019/2017

Viernes 13/Ene17

LT 220 kV Rapel - Lo Aguirre Nº1

Se produjo la desconexión de la línea, por una falla monofásica producida por un incendio bajo la línea entre el marco de línea de la S/E Rapel y la estructura N°1

O'Higgins 16:08 - 16:19 106,00 19,30

EAF 020/2017

Domingo 15/Ene17

Interruptor 52H2 S/E PFV Javiera

Se produjo la apertura intempestiva del interruptor 52H2 de S/E PFV Javiera, de forma coincidente con maniobra de cierre manual del interruptor 52HT4 de S/E Diego de Almagro, durante maniobras de vinculación de isla eléctrica de la zona de Diego de Almagro con el SIC, por finalización de trabajos programados en dicha S/E

Atacama 17:54 - 19:15 15,00 9,90

EAF 021/2017

Domingo 15/Ene17

Interruptor 52CT1 S/E Taltal

Se produjo la desconexión forzada de la barra 13,2 kV de S/E Taltal, por operación de protecciones a causa de elementos dañados en un conector terminal en un cable perteneciente al sistema de control

Metropolitana 20:49 - 20:57 1,10 0,10

EAF 022/2017

Domingo 15/Ene17

Interruptor 52CT1 S/E Taltal

Se produjo la desconexión forzada de la barra 13,2 kV de S/E Taltal, por operación de protecciones a causa de elementos dañados en un conector terminal en un cable perteneciente al sistema de control

Metropolitana 21:21 - 21:43 1,10 0,40

En Proceso Lunes 16/Ene17

S/E Malloco TR Móvil de 110/12 kV; 22,4 MVA

Interrupción forzada por

protecciones Metropolitana 14:36 - 15:57 18,00 24,30 En Proceso Jueves

19/Ene17

S/E Pan de Azúcar 52HT8/11

protecciones Coquimbo 07:40 - 08:06 16,50 7,15

(25)

AFECTADA

[MW]

[MWh]

En Proceso Viernes 20/Ene17

LT 220 kV Nogales

- Los Vilos 1 y 2 Incendio en la zona Atacama 17:32 - 18:16 46,50 34,10

En Proceso Sábado 21/Ene17

LT 66 kV Temuco - Loncoche 1

Conductor cortado en dos fases entre T-334 y 336 producto de tala de árboles efectuada por terceros

Araucanía 10:41 - 19:00 13,50 112,27

En Proceso Lunes 23/Ene17

LT 66 kV Itahue - Talca 1 y 2

Incendio bajo la línea en sector

de Panguilemo Maule 14:28 - 15:03 21,00 12,25

En Proceso Miércoles 25/Ene17

LT de 66 kV Hualañé - Ranguilí

protecciones Maule 17:14 - 22:02 3,40 16,32

En Proceso Miércoles 25/Ene17

LT de 66 kV Picarte - Corral

protecciones De los Ríos 19:44 - 20:42 0,80 0,77

En Proceso Miércoles

25/Ene17 S/E Charrúa Interrupción forzada por

protecciones Biobío 20:02 - 20:32 116,00 58,00

En Proceso Jueves

26/Ene17 S/E Villarrica Interrupción forzada por

protecciones La Araucanía 11:27 - 11:35 12,30 1,64

En Proceso Jueves

26/Ene17 S/E Charrúa Sobrecarga Biobío 15:11 - 15:27 710,00 189,33

En Proceso Sábado 28/Ene17

LT 66 kV Alonso de

Ribera -

Chiguayante

protecciones Biobío 15:05 - 17:02 14,70 28,67

Total 1.160,81 Tabla 5: EAF Enero-17.

Durante el mes de enero no se registraron fallas en instalaciones de generación que hayan implicado pérdidas de consumo de clientes finales.

Los precios de combustibles informados por las empresas, y utilizados durante el mes de enero de 2017 para los procesos de planificación de la operación, se incluyen en el Anexo SIC de este informe.

Durante enero de 2017 se registró la operación en condición de agotamiento/vertimiento, de las siguientes centrales del Sistema Interconectado Central, por los períodos que se señalan:

(26)

CENTRAL CONDICIÓN DÍAS

Pehuenche Agotamiento

Martes 10 a jueves 12 Sábado 14

Viernes 20 a miércoles 22 Martes 24 a domingo 29 Colbún Agotamiento Miércoles 4 a martes 31

Rapel Agotamiento

Martes 10 a jueves 12 Sábado 14

Viernes 20 a miércoles 22 Martes 24 a martes 31

La Confluencia Vertimiento Domingo 1

Jueves 5 a viernes 6 Los Molles Vertimiento Jueves 5 a viernes 6 La Higuera Vertimiento Lunes 16

El Paso Vertimiento Martes 17

San Andrés Vertimiento Domingo 1 a miércoles 18 Tabla 6: Condiciones especiales de operación enero-17.

(27)

A continuación, se muestran las cotas iniciales y finales de los principales embalses del SIC, registradas durante el mes de enero de 2017.

EMBALSE

COTA FINAL [msnm] AL 31/12/16

Cota Mínima Operacional

COTA INICIAL [msnm] AL

01/01/17

COTA FINAL [msnm] AL 31/01/17

ΔMts

Min. Op vs Inicial

ΔMts.

Min. Op vs Final

ΔMts.

c/r mínima operacional

Δ%

c/r mínima operacional Embalse

Rapel 104,35 100,50 104,35 104,28 3,8 3,8 (0,1) (1,8%)

Laguna

Maule 2.162,15 2.152,00 2.162,15 2.160,11 10,2 8,1 (2,0) (20,1%)

Laguna

Invernada 1.294,65 1.280,00 1.294,65 1.294,43 14,7 14,4 (0,2) (1,5%)

Embalse

Colbún 427,26 397,00 427,26 425,41 30,3 28,4 (1,8) (6,1%)

Lago Laja 1.316,17 1.308,48 1.316,17 1.313,53 7,7 5,0 (2,6) (34,3%)

Lago Chapo 228,6 222,00 228,6 228,33 6,6 6,3 (0,3) (4,1%)

Embalse

Ralco 719,35 692,00 719,35 714,06 27,4 22,1 (5,3) (19,3%)

Tabla 7: Variación cotas de embalse enero-17.

A continuación, se presenta el estado de las instalaciones de generación y transmisión que han sido entregadas a la operación, retiradas de la operación o se encuentran en proceso de pruebas.

CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA

[MW]

PMGD La Esperanza II GR Araucaria S.p.A. Entregada PMGD Solar Viernes 30/Dic16 9,0

PMGD Eólica Lebu III Parque Eólico Lebu-Toro

S.p.A. Entregada PMGD Eólico Miércoles 14/Dic16 5,25

PMGD Los Pinos (Etapa

I) Genera Austral S.A. En Pruebas PMGD Biogás Martes 24/Ene16 3,0

PMGD PFV El Boco Sociedad Boco Solar S.p.A. En Pruebas PMGD Solar Miércoles 4/Ene16 3,0

PMGD Pituel Generadora Pituel Ltda. En Pruebas PMGD Hídrico Viernes 16/Dic16 0,56

(28)

CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA [MW]

PMGD Cuz Parque Solar Cuz Cuz SpA En Pruebas PMGD Solar Miércoles 7/Dic16 3,0

PMGD Molina Bío Energía Molina En Pruebas PMGD Térmico Miércoles

16/Nov16 1,0

PFV El Romero Acciona Energía Chile En Pruebas Solar Jueves 10/Nov16 196

PE San Pedro II Río Alto Generación En Pruebas Eólica Miércoles 26/Oct16 65,0 PMGD Cordillerilla Teatinos Energía S.A. En Pruebas PMGD Solar Jueves 11/Ago16 1,3 PMGD Viña Tarapacá Andes Energy & Capital

S.A. En Pruebas PMGD Hídrico Martes 2/Ago16 0,3

Parque Eólico San Juan San Juan En Pruebas Eólica Miércoles 29/Jul16 184,8

Quilapilún Chungungo En Pruebas Solar Lunes 25/Jul16 103

PMGD Altos del Paico Sun Enel Green En Pruebas PMGD Solar Martes 7/Jun16 2,1 Parque Eólico La

Esperanza Eólica La Esperanza En Pruebas Eólica Martes 5/Abr16 10,5

Piloto Solar Cardones Central Cardones S.A. En Pruebas PMG Solar Sábado 17/Dic15 0,4

Panguipulli PMGD Latinoamericana S.A. En Pruebas PMGD Hídrico pasada Jueves 3/Dic15 0,4 PE Lebu (Ampliación II) Parque Eólico Lebu-Toro

S.p.A. En Pruebas PMG Eólico Martes 8/Nov15 3,5

El Pilar - Los Amarillos RTS-Energy En Pruebas PMG Solar Miércoles 21/Oct15 2,9

Loma Los Colorados KDM Energía S.A. En Pruebas PMG Solar Lunes 11/May15 1

Alto Renaico Mainco S.A. En Pruebas PMG Hídrico pasada Lunes 19/May14 1,5

Tabla 8: Instalaciones de generación enero-17.

A la fecha de elaboración de este informe, la capacidad de las centrales que se encuentran en su etapa de pruebas de puesta en servicio alcanza los 583 MW. La siguiente figura detalla la participación de los diferentes tipos de tecnología actualmente en pruebas.

(29)

Figura 16: Centrales en prueba SIC según tecnología enero-17.

Durante el mes de enero, las instalaciones más relevantes que se han entregado a la operación en el SIC, se refieren a:

INSTALACIÓN PROPIETARIO FECHA COMENTARIO

S/E Paposo Transelec Sábado 7/Ene17 Protección 50BF del paño JS entrada en operación C. Nehuenco II Colbún Lunes 9/Ene17 Entrada en operación de transformador de

230/15.75 kV, 335 MVA para TG Tabla 9: Instalaciones de transmisión enero-17.

(30)

La siguiente figura muestra la estimación de ventas del sistema para el horizonte de estudio utilizado.

Figura 17: Ventas esperadas enero-17.

Para realizar el proceso de optimización de la planificación de la operación, uno de los criterios considerados corresponde a la minimización del costo de abastecimiento y de falla, para un nivel de seguridad definido. Los Costos de Racionamiento utilizados corresponden a aquellos publicados por la Comisión Nacional de Energía en su Informe de Fijación de Precios de Nudo, estando vigentes durante el mes de enero, los siguientes valores:

PROFUNDIDAD [%]

COSTO [USD/MWh]

0-5 334,43

5-10 428,25

10-20 575,44

Sobre 20 668,56

Tabla 10: Costo racionamiento enero-17.

(31)

En los siguientes puntos, y para el período febrero 2017 – enero 2018, se presenta la producción esperada en el SIC, para los tres escenarios hidrológicos que se indican, así como el Costo Marginal Esperado en la barra Quillota 220 kV.

En Anexo SIC-Ene17 de este informe se incorpora un programa de operación mensual previsto para el período Febrero 2017 –Enero 2018, el cual considera:

 Febrero 2017-Marzo 2017: Caudales según Pronóstico de Deshielo N° 6.

 Abril 2017 – Enero 2018: Caudales estadísticos según Hidrología seca (probabilidad de excedencia 90%), Hidrología media (probabilidad de excedencia 50%) e Hidrología húmeda (probabilidad de excedencia 20%).

En el mismo Anexo se incluye el Pronóstico de Deshielo N°6 de la temporada 2016-2017, recibido a comienzos de febrero.

En la elaboración de este programa se han considerado los mantenimientos actualizados al 1 de febrero.

Las siguientes figuras muestran el abastecimiento esperado para cada escenario.

Figura 18: Abastecimiento esperado hidrología seca en el SIC enero-17.

(32)

Figura 19: Abastecimiento esperado hidrología media en el SIC enero-17.

Figura 20: Abastecimiento esperado hidrología húmeda en el SIC enero-17.

La variación del costo marginal esperado en la barra Quillota 220 kV, se muestra en las siguientes figuras. Para el mes de febrero de 2017, se espera en Quillota 220 kV un costo marginal promedio que bordearía los 47,9 USD/MWh, lo que representaría una disminución del 15,9% en relación a los 56,9 USD/MWh de costo marginal promedio registrado en febrero de 2016.

Junto con incorporar la producción esperada para los próximos 12 meses, en Anexo SIC-Ene16 se incluye la proyección de costos marginales, por barra y por hidrología.

(33)

Figura 21: Costo marginal esperado en horas de demanda alta.

Figura 22: Costo marginal esperado en horas de demanda media.

(34)

Figura 23: Costo marginal esperado en horas de demanda baja.

(35)

A continuación, se detalla el contenido del archivo adjunto al presente informe, en formato Excel.

Sección I – Desacoples SIC

Contiene la información relativa a restricciones del sistema de transmisión, así como un comparativo de desacoples 2016 vs 2015.

Sección II – Matrices de CMG

Contiene planillas de costos marginales horarios (en USD/MWh), en barras de 220 kV representativas del SIC.

Sección III – CMG Promedio Mensual

Contiene un comparativo 2016 vs 2015 de costo marginal de energía promedio mensual.

Sección IV – Costo medio de Operación del SIC

Contiene un comparativo costo medio de operación vs costo marginal promedio mensual en barra Quillota 220 kV.

Sección V – Operación real vs programada del SIC

Presenta los antecedentes que permiten una comparación de la producción real vs programada para el mes de enero.

Sección VI – Estudios de Análisis de Falla

Presenta un cuadro con los EAF elaborados por fallas ocurridas en el mes de enero, instalaciones afectadas y estimación de energía no suministrada por falla.

Sección VII – Costos Combustibles

Presenta un cuadro con los Costos Combustibles utilizados en la planificación de la operación efectuada durante el mes de enero.

(36)

Sección VIII – Condiciones Especiales de Operación

Presenta las condiciones de agotamiento / vertimiento de centrales hidráulicas del SIC.

Sección IX – Instalaciones de Generación y Transmisión

Presenta un cuadro con las instalaciones de generación y transmisión en pruebas y entregadas a la operación.

Sección X – Cotas SIC

Presenta un cuadro con las variaciones de los niveles de cota de embalses del sistema durante el mes de enero de 2017.

Sección XI – Consumos SIC

Presenta un cuadro y gráfico con la previsión de consumos utilizado en la planificación de la operación realizada en enero de 2017.

Sección XII – Costo de Falla

Presenta un cuadro con el valor de costo de falla, según profundidad de falla, informado por la Comisión Nacional de Energía, utilizado en el proceso de planificación de la operación.

Sección XIII – Programa de Mantenimiento

Se presenta el programa de mantenimiento del SIC.

Sección XIV – Programa de Abastecimiento (Programa 12 Meses)

Presenta tres programas de abastecimiento del SIC, para condición de hidrología seca, media y húmeda.

Sección XV – Costos Marginales Esperados

Presenta los costos marginales esperados, para demanda alta, media y baja, y para cada uno de los tres programas de abastecimiento del SIC señalados anteriormente.

(37)

Sección XVI – Pronóstico de Deshielo

Presenta un resumen del pronóstico de caudales de deshielo de la temporada 2016/2017, correspondiente a la actualización efectuada a fines de enero.

(38)

Sección Dos | Sistema Interconectado del Norte Grande

La capacidad instalada del SING a enero de 2017 alcanza los 5.575 MW, de los cuales el 88,9% es proveída por centrales termoeléctricas, como se muestra en la Figura 24.

Respecto a los proyectos esperados a conectar durante 2017, el 100% corresponde a energías renovables, tanto solares como geotérmicas, totalizando 640 MW ³.

Figura 25: Capacidad instalada SING

El detalle de los costos marginales del mes de enero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión preliminar del comportamiento de los costos marginales promedio diarios, con la información disponible a la fecha.

El costo marginal promedio del mes de enero de 2016 en la barra Crucero 220 kV fue de 61,0 US$/MWh, lo que representa un aumento de 26,0% con respecto al valor de enero de 2016 (48,5 US$/MWh). Además, esto constituye una disminución de 24,3% con respecto al costo marginal promedio del mes de diciembre de 2016 (80,6 US$/MWh).

En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kV, Parinacota 220 kV, Atacama 220 kV y Domeyko 220 kV, observados durante el mes de enero de 2017.

3De acuerdo a Resolución Exenta N° 36 del 23 de enero de 2016.

(39)

Figura 26: Costos Marginales Promedio Diarios en el SING del mes.

El costo medio de operación promedio del mes de enero de 2017 fue de 41,5 US$/MWh, lo que representa un aumento de 17,8% con respecto al valor de enero de 2016 (35,2 US$/MWh). Además, esto constituye un aumento de 2,2% con respecto al costo medio de operación promedio del mes de diciembre de 2016 (40,5 US$/MWh).

En la siguiente figura se presenta la comparación entre los promedios del costo medio de operación y el costo marginal promedio en la barra crucero 220 kV, de los últimos 12 meses.

Figura 27: Costos Medios de Operación y Costos Marginales de Crucero 220 kV, promedios mensuales últimos 12 meses.

0 40 80 120 160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Diciembre

CMg [US$/MWh]

Crucero 220 kV Parinacota 220 kV Atacama 220 kV Domeyko 220 kV

0 30 60 90

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene

2016 2017

Costo Medio Operación Promedio Costo Marginal Promedio Crucero 220 kV US$/MWh