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⭐EMPRES PLAZO CORTO SISTEM
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María Ángeles Castillo Benítez
1 RESPUESTA DE LA CNE A LAS OBSERVACIONES DE LAS EMPRES SAS Y CDEC-SICC FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DE OCTUBRE 2014 CORTO PLAZO SISTEM A INTERCONECTADO CENTRAL2 1 ÍNDICE INTRODUCCIÓN SISTEMA DE TRANSMISIÓN PLAN DE OBRAS GENERACIÓN Costo de Inversión y puesta en servicio Cierre Ciclos Abiertos GNL Ciclos Abiertos Disponibilidad de GNL ANTECEDENTES Y MODELACIÓN DE COMBUSTIBLES Proyección de Precios del GNL Proyección de Precios del Petróleo Proyección de Precios del Carbón REGULACIÓN DE TENSIÓN Y FRECUENCIA Y FACTORES RESPECTIVOS INTERCONEXIÓN SIC-SING PRECIO DE LA POTENCIA DE PUNTA COSTO DE FALLA MODELACIÓN CENTRALES EÓLICAS Y SOLARES PROYECCIÓN DE DEMANDA... 103 2 RESPUESTA DE LA CNE A LAS OBSERVACIONES DE LAS EMPRESAS Y DEL CDEC-SIC INTRODUCCIÓN Se presenta a continuación la respuesta de la CNE a las observaciones efectuadas por las empresas generadoras y transmisoras del Sistema Interconectado del Central (SIC) y por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC), al Informe Técnico Anual de Programa de Obras de Generación y Transmisión, y al Informe Técnico Preliminar (ITP) correspondiente a la fijación de precios de nudo de octubre de Las respuestas se han agrupado por materia de modo de concentrar en un solo bloque de texto las respuestas de esta Comisión. Se señala, además, que el texto de las observaciones no ha sido transcrito en este documento, pues el texto íntegro de estas observaciones - tal como ellas fueron formuladas por las empresas y por el CDEC - se encuentra publicado en el sitio web Cabe destacar que algunas empresas no han desarrollado propuestas concretas de corrección o cambio de ciertas materias, remitiéndose sólo entregar antecedentes relacionados con los temas observados o cuestionando la validez de las metodologías aplicadas. Al respecto, esta Comisión señala que se han revisado todas las observaciones planteadas, sin embargo, los planteamientos formulados en el tenor descrito no permiten corrección alguna. Es importante indicar que sólo se ha dado respuesta a las observaciones que se relacionan directamente con los aspectos técnicos y económicos específicos de la determinación de precios de nudo. Otro tipo de observaciones, como aquellas de carácter general que algunas empresas pudieran plantear, si bien se pueden entender relacionadas con la materia, se estima que no guardan relación con el tipo de observaciones a que se refiere la normativa vigente para esta instancia del proceso de fijación de precios. Considerando que muchas de las observaciones de las empresas se repite en cada proceso semestral de fijación de precios, se han dado para ellas sólo respuestas de carácter general, pudiendo obtenerse un mayor grado de detalle en las respuestas que la Comisión ha dado a estas materias en fijaciones pasadas. De esta forma, la Comisión da respuesta a las observaciones de las empresas y el CDEC-SIC a través de los textos que, por materia, se presentan a continuación. Finalmente se señala que, de acuerdo se establece en el inciso tercero del artículo 166º del DFL Nº 4 de 2006, del Ministerio de Economía, en adelante la Ley General de Servicio4 3 Eléctricos (LGSE), la Comisión está facultada para aceptar o rechazar total o parcialmente las observaciones.5 4 1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN En atención a las observaciones recibidas se han realizado las modificaciones pertinentes a la modelación del Sistema de Transmisión, las cuáles pueden ser revisadas en el Informe Definitivo de PNCP Octubre Con respecto a observaciones referentes a límites de transmisión se indica que de acuerdo al artículo N 281 del Decreto Supremo 327/2008: El cálculo de los factores de penalización de energía y de potencia de punta se efectuará considerando las pérdidas marginales de transmisión de energía y de potencia de punta, respectivamente, para el sistema de transmisión operando con un nivel de carga tal, que dicho sistema esté económicamente adaptado. En relación al desarrollo del sistema de transmisión troncal, este considera los decretos de expansión vigentes, así como los plazos factibles para la puesta en servicio de las obras que aún no inician su construcción. No obstante lo anterior, las obras que no tienen correspondencia en la modelación realizada, por simplicidad han sido omitidas. Adicionalmente cabe destacar que el contenido de los cuadros del informe técnico en lo referente a obras de transmisión se refiere sólo a instalaciones del sistema de transmisión troncal. 2 PLAN DE OBRAS GENERACIÓN 2.1 Costo de Inversión y puesta en servicio En relación a los costos de inversión de las distintas tecnologías de generación, así como los plazos para la puesta en servicio de proyectos en particular, se ha considerado como base la información oficial enviada por los propietarios a esta Comisión, en el marco de la solicitud de información de proyectos de generación, requerido por esta Comisión a promotores de proyectos. En los casos en que no se ha contado con el cronograma de ejecución de algún proyecto específico, se han considerado plazos estándares. Adicionalmente, en orden a dar cumplimiento a lo establecido en la Ley Nº , publicada en el Diario Oficial con fecha 1 de abril de 2008, y en la Ley N publicada en el Diario Oficial con fecha 22 de octubre de 2013, se han considerado proyectos genéricos hidroeléctricos de pasada, solares, biomasa y eólicos. Tanto la ubicación geográfica como la potencia de estos proyectos se basa en la información recabada mediante la solicitud de cartas enviadas por la CNE relativa a proyectos en estudio. La potencia no necesariamente es6 5 la efectivamente informada por cada promotor de proyectos, pero si señala que en la ubicación de la central recomendada existe el potencial de instalar y construir una central de las características recomendadas. Sin perjuicio de lo anterior, se contempla realizar a mediano plazo un estudio que permita identificar de mejor forma los costos de inversión para las diferentes tecnologías de generación incorporando diferentes variables, como curva de aprendizaje de las tecnologías, eventuales costos asociados a determinadas zonas de ubicación de los proyectos, entre otros. Los resultados de dicho estudio podrán servir como antecedentes en los futuros procesos tarifarios. Finalmente, se debe señalar que se han modificado las fechas de puesta en servicio de las centrales y líneas de transmisión declaradas en construcción en función de las fechas proporcionadas por los propietarios de dichas instalaciones. 2.2 Cierre Ciclos Abiertos El cierre de los ciclos abiertos existentes corresponde a obras incorporadas en el Plan de Obras Indicativo realizado por la Comisión Nacional de Energía, y estas obras no necesariamente se basan en proyectos existentes y/o promovidas por sus propietarios. En efecto, de acuerdo al análisis realizado en el marco de la determinación del plan antes mencionado, resulta económicamente lógico utilizar ciclos abiertos existentes y convertirlos en ciclos combinados, aprovechando de esta manera capacidad actualmente instalada. 2.3 GNL Ciclos Abiertos Se modela disponibilidad de GNL para ciclos abiertos basado en una decisión económica sistémica, no considerando particularidades contractuales del suministro en sí. Esto concuerda plenamente con los principios postulados para el estudio de Determinación de los Costos de Inversión y Costos Fijos de Operación de la Unidad de Punta, en Sistemas SIC, SING y SSMM, donde el precio de la potencia para los subsistemas del SIC se determinó en base a una unidad dual, lo anterior considerando la posibilidad de funcionamiento con combustible GNL. 2.4 Disponibilidad de GNL La CNE considera que existirá disponibilidad de GNL con las condiciones actuales por modificaciones en las condiciones contractuales del mercado secundario interno y ampliaciones a desarrollarse a mediano y corto plazo, lo que permitirá a las centrales, sin contrato de suministro, acceder a gas a costos similares a los que existen actualmente.7 6 3 ANTECEDENTES Y MODELACIÓN DE COMBUSTIBLES 3.1 Proyección de Precios del GNL El valor de 0,12 US$/MMBtu corresponde solo a la componente variable del costo de regasificación, por lo tanto no corresponde, en este proceso, incluir otros valores por este concepto, como por ejemplo cargos fijos por reserva de capacidad en terminal. La CNE considera que existirá disponibilidad de gas con las condiciones actuales por modificaciones en las condiciones contractuales del mercado secundario interno y ampliaciones a desarrollarse a mediano y corto plazo, lo que permitirá a las centrales, sin contrato de suministro, acceder a gas a costos similares a los que existen actualmente. Respecto del tema precio de GNL, las estimaciones realizadas por la CNE, en base a la estructura de precios del mercado y a estudios encargados por la CNE, indican que los precios de GNL que se esperan para el mercado nacional en los próximos años: Período : 12% Brent + 6% Año 2018 : 12% Brent Período : 115% Henry Hub + 4,5 Todos los valores en US$/MMBtu. El arancel hasta el año 2017 reconoce la posibilidad de importar combustible desde cualquier origen, y desde el 2018 en adelante se espera que las importaciones de gas provengan de Estados Unidos. Además, las estimaciones realizadas se construyen en base a información de la estructura de precios del mercado y a estudios encargados por la CNE, los que muestran que los precios se encuentran indexados a dos marcadores principalmente: Brent y Henry Hub. En cuanto a los factores utilizados en la indexación, se puede decir que son los valores normales para un mercado como el chileno. Por otro lado, la proyección de precios para Brent y Henry Hub se ha obtenido de que es un referente a nivel mundial en temas energéticos. 3.2 Proyección de Precios del Petróleo El Departamento Hidrocarburos de la CNE entregó una proyección de precios directamente para petróleo diesel. En esta oportunidad la base de proyección de precios a la que se tuvo acceso correspondió a la base pública del DOE de EEUU (EAO 2014). Dicha base no contempla el petróleo diesel como tal en ninguno de sus grados por lo que se usó como proxi el combustible Distillate Fuel Oil de dicha fuente. Adicionalmente se entregó la proyección de8 7 precios de crudos WTI y Brent de la misma fuente. Vale precisar que la proyección de precios de crudo WTI y/o Brent no se utiliza en la elaboración de proyección de precios de petróleo diesel. 3.3 Proyección de Precios del Carbón Para la proyección del precio de carbón se utilizó del reporte EAO 2014 del DOE de EEUU, fuente de libre disponibilidad. El promedio corresponde a todas las regiones para el carbón tipo bituminoso, siendo el resto de los costos son los que resultan de aplicar el estudio Revisión del Modelo de Precio de Paridad de Carbón Mineral a Chile (South Cone Group, 2012). Por otra parte la CNE no cuenta con el acceso a los indicadores señalados en algunas de las observaciones efectuadas, razón por la cual no es posible utilizarlo, al respecto se agradeceré enviar la información y la fuente con el fin de analizar la pertinencia y conveniencia de su inclusión. El valor del flete marítimo utilizado es 13,58 US$/ton, determinado considerando una nave del tipo Supra Handymax, y la ruta West Coast Ventana. El valor del flete marítimo corresponde al promedio simple de los fletes semanales calculados para el año 2013 de acuerdo al modelo propuesto por el estudio Revisión del Modelo de Precio de Paridad de Carbón Mineral a Chile (South Cone Group, 2012). El Departamento de Hidrocarburos de la CNE no cuenta con una proyección de flete marítimo, por lo que en la proyección de largo plazo lo que se hace es mantener constante el valor del flete determinado. 4 REGULACIÓN DE TENSIÓN Y FRECUENCIA Y FACTORES RESPECTIVOS La regulación de tensión y frecuencia se ha modelado en consistencia al Reglamento de Servicios Complementarios, donde se indica que cualquier sobre costo en el que incurra el Sistema debe ser obtenido de la operación real del mismo, esta Comisión ha determinado realizar una modelación única que incorpore tanto la Regulación de Tensión como la de Frecuencia a la simulación. En la modelación misma se encuentran restringidas las centrales Colbún, Ralco, Rapel y Pehuenche, por tanto los costos marginales calculados contienen los efectos de la regulación de frecuencia modelada en la operación simulada. Con respecto a la forma de modelar la regulación de tensión mediante el despacho de un ciclo combinado a mínimo técnico, está será evaluada mediante estudios eléctricos ad-hoc, de manera de definir la forma de regular tensión dependiendo de la hidrología y demanda del SIC en términos esperados y no determinísticos.9 8 5 INTERCONEXIÓN SIC-SING La Interconexión modelada en el marco de la fijación de precios de nudo es un proyecto genérico considerado como una obra recomendada dados los beneficios que se han determinado por la Comisión de la operación de ambos sistemas interconectados. El análisis de los beneficios mencionados está contenido en el Informe que realizó la CNE con ocasión de la revisión anual del Plan de Expansión Troncal. Los beneficios aludidos existirán independientemente de la clasificación de la obra de interconexión. 6 PRECIO DE LA POTENCIA DE PUNTA El proceso de determinación del precio de la potencia de punta y del costo de falla de la larga duración fueron llevados a cabo durante el segundo semestre del año 2012 de acuerdo a la normativa vigente, adicionalmente durante dicho proceso se enviaron ambos estudios para observación de la empresas. Ambos procesos y sus metodologías de cálculo ya se encuentran finalizados y formaron parte integral del último proceso de Precios de Nudo de Corto Plazo de Octubre 2012, cuyo decreto final se encuentra tomado razón por la Contraloría General de la República y publicado en el Diario Oficial. De acuerdo a lo que indica el marco normativo, los estudios tienen una vigencia de 4 años, y una vez transcurrido este plazo se hará la revisión pertinente de ambos. La definición de subsistemas en el SIC en ningún motivo está relacionada con el Estudio de Costos : La primera definición de un subsistema de potencia para al SIC se realizó en la fijación de precios de nudo de abril de 2004, sin mediar Estudio de Costos alguno. En dicha ocasión, en el Anexo 2 página 2 del Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo, la Comisión definió los subsistemas del SIC. En esa oportunidad se definió el sistema SIC Centro-Sur. Cabe mencionar, que el sistema SIC Centro-Sur antes mencionado, dejó de ser considerado en la fijación de Precios de Nudo de Abril de 2009, pasando a existir un único subsistema (SIC). Este cambio nuevamente fue realizado sin mediar un Estudio de Costos de por medio, y señalado en el Informe Técnico respectivo de la misma forma en la que fue explicitado el cambio en Abril de 2004 y en el de Octubre de En el caso particular de la última redefinición de subsistemas, se buscó con la nueva agrupación de barras troncales que forman los subsistemas, establecer el conjunto de barras que enfrentan una situación similar de oferta y demanda en el período de punta del sistema. La información de la situación de abastecimiento esperada para la punta del sistema se puede observar en la simulación de la operación esperada del mismo, particularmente para10 9 estos efectos, modelado como los bloques de demanda de punta en el período de control de punta. Este criterio de agrupación es el que ha sido utilizado por la Comisión para definir los subsistemas en las últimas fijaciones tarifarias. Es importante recalcar que los decretos de Octubre 2013 y Abril 2014 que contienen la definición de subsistemas,se encuentran tomados de razón por la Contraloría General de la República, por lo que esta decisión se encuentra apegada a las facultadas que tiene la CNE en esta materia. En relación a la determinación del margen de reserva teórico (MRT), según la normativa vigente, específicamente en el Decreto N 86 que Aprueba Reglamento para la Fijación de Precio de Nudo en adelante Reglamento de Precios de Nudo, el valor del MRT será igual a 11,76% mientras no entre en vigencia la reglamentación que regirá el cálculo de las transferencias de potencia de las unidades generadoras. Una vez en vigencia el decreto N 62 que aprueba el Reglamento de Transferencias de Potencia, el MRT se calculará de acuerdo a lo indicado en el artículo N 63 de este último. 7 COSTO DE FALLA El programa de simulación OSE 2000 utiliza en su modelo el Costo de Falla para diferentes niveles de déficit de suministro (profundidades), tal como se indica en el artículo 25 del Reglamento de Precios de Nudo. Esto se puede observar en el archivo de salida cenfalpar.csv y que fue puesto a disposición para aquellas empresas coordinadas de los CDEC. Sin embargo para el costo de racionamiento, según normativa antes mencionada, la Comisión determinará un valor único representativo de los diferentes niveles de déficit de suministro, siendo ese valor el que se indica en el numeral 3.8 del Informe Técnico Preliminar de Octubre 2014, dado que la falla esperada en el período de cálculo para esta fijación siempre está en el primer tramo, es decir, de 0-5%. 8 MODELACIÓN CENTRALES EÓLICAS Y SOLARES La modelación de los bloques de demanda en OSE2000 no obedece a una curva horaria de demanda que sigue un orden cronológico, sino que a una curva de duración en la cual se ordenan las horas desde aquellas de mayor a las de menor demanda. Respecto de las centrales solares, se estimaron horas de radiación para zonas de ambos sistemas interconectados haciendo una relación con la construcción de los bloques de11 10 demanda, determinando de este modo la participación mediante factores de planta de centrales en base a dicha tecnología en cada uno de los bloques, obteniéndose una mejor representatividad de la generación respecto del informe preliminar. Por otra parte, se ha modificado el factor de planta de aquellas centrales eólicas que tienen más de tres años de estadística de generación. A medida que se añada más estadística se irán modificando las existentes y las ya definidas. Los factores de planta de las obras en construcción son definidas en base a la información que proveen los promotores de cada proyecto. 9 PROYECCIÓN DE DEMANDA En relación a las observaciones presentadas sobre la previsión de ventas y su representación en el sistema, esta Comisión ha representado en el Informe Técnico Definitivo las ventas en las barras modeladas en OSE 2000, realizando modificaciones a la previsión enviada junto con el Informe Técnico Preliminar en virtud de los antecedentes indicados en los artículos 17 y 18 del Reglamento de Precios de Nudo. Sin perjuicio de lo anterior, la CNE está realizando actualmente el estudio Análisis de Consumo Eléctrico en el Corto Mediano y Largo Plazo el cual una vez terminado podrá ser incorporado como un antecedente adicional para los próximos procesos de tarificación. Documentos relacionados
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