Costos Variables No Combustibles de Plantas Termoeléctricas
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Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE3373 - Mercados Eléctricos Costos Variables No Combustibles de Plantas Termoeléctricas Integrantes: Sebastián Aranda O. Felipe Palma C. Profesor: Hugh Rudnick Profesionales supervisores: Manuel Hepp. Cristóbal Sarquis. Felipe Cabezas.
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Pontificia Universidad Católica de Chile
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE3373 - Mercados Eléctricos
Costos Variables No Combustibles de
Plantas Termoeléctricas
Integrantes: Sebastián Aranda O.
Felipe Palma C.
Profesor: Hugh Rudnick
Profesionales supervisores: Manuel Hepp.
Cristóbal Sarquis.
Felipe Cabezas.
2
Índice
Objetivos………………………………………………………………………….... 3
Introducción………………………………………………………………………. 4
Metodología de cálculo existente en Chile…………………..……. 9
o Descripción del Mercado Eléctrico Chileno………………………………... 9
o Definiciones y Antecedentes……………………………………………….. 10
o Información y Plazos…………………………………………….................. 13
o Informe de CVNC…………………………………………………………..... 13
o Validación………………………………………………………………………17
Metodología de cálculo existente en otros países………….…..18
o Perú……………………………………………………………………………. 18
o Estados Unidos………………………………………………………………. 23
Colombia: País sin necesidad de los CVNC………………………27
Tabla comparativa.....................................................................................33
Conclusiones……………………………………………………………………. 34
Referencias…………………………………………………………………….… 35
Glosario………………………………………………………………………..…... 39
Anexo……………………………………………………………………………….. 40
3
1. Objetivos
Establecer cuáles son las metodologías de cálculo y/o las evaluaciones
necesarias para determinar los costos variables no combustibles (en adelante
CVNC) en centrales térmicas de Chile, Perú, Colombia y Estados Unidos.
Obtener el valor de los CVNC de centrales térmicas en los países mencionados
anteriormente (datos reales).
4
2. Introducción
En términos generales, una central térmica corresponde a una instalación en la
que se produce energía eléctrica mediante la combustión de cierto combustible. El
proceso por el cual se logra dicho objetivo y el tipo de combustible empleado varía
según el tipo de central, de donde es posible distinguir las siguientes1:
I. Central térmica convencional (ciclo cerrado)
En estas, se utilizan principalmente combustibles fósiles como carbón,
gas natural, o petróleo y sus derivados (ejemplo: fuel-oil), y se emplea un ciclo
termodinámico de agua-vapor para la producción de energía (ciclo Rankine).
Su funcionamiento es análogo entre cualquier combustible de los
mencionados que se utilice, con diferencias menores en cuanto al tratamiento
previo que es necesario hacerle al combustible (antes de quemarlo) y el diseño
de algunos de sus componentes (como los quemadores en la caldera).
El proceso que siguen las centrales térmicas convencionales es el
siguiente: el combustible previamente tratado (como se mencionó anteriormente)
es llevado a una caldera donde se quema. Esto, produce una gran cantidad de
energía calórica que es utilizada para calentar agua y convertirla en vapor, a una
presión muy alta. El vapor es conducido a una turbina y la hace girar
(movimiento de los álabes de la turbina), lo que, mediante un alternador, permite
transformar la energía mecánica en eléctrica, por el principio de inducción
electromagnética. Luego, dicho vapor pasa a un condensador, el cual se
encarga del enfriamiento y su posterior conversión en agua a baja presión.
Finalmente, el agua a baja presión y temperatura que proviene del condensador
es enviada a la caldera (usualmente mediante una bomba), en donde es posible
comenzar de nuevo el ciclo.
1 Definiciones adaptadas de la guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas de la Superintendencia del Medio Ambiente y de la información obtenida de la página web de EndesaEduca. Ver referencias para más información.
5
La siguiente imagen ilustra el principio recién explicado:
Fuente: Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas, SMA.
II. Central térmica de ciclo abierto
Las centrales térmicas de ciclo abierto (con turbinas a gas) son aquellas
que contienen una turbina diseñada para producir la energía eléctrica
(nuevamente, mediante el principio de inducción electromagnética) a través de la
expansión de los gases a presiones altas que provienen de una combustión
entre el combustible y aire comprimido extraído de la atmósfera, siguiendo el
ciclo termodinámico de Brayton.
Para realizar el procedimiento descrito, en primer lugar se obtiene aire
atmosférico y se comprime (en el compresor), para lograr aumentar su presión.
Este aire a alta presión es conducido a una cámara de combustión, donde se
mezcla con el combustible y se quema. Los gases calientes que provienen de la
cámara son enviados hacia la turbina, la cual al girar permite la generación de
energía eléctrica, liberando residuos en forma de gases de escape (gases
calientes que son devueltos a la atmósfera). Como el aire extraído para
comenzar el ciclo no es el mismo que el gas caliente devuelto a la atmósfera, el
ciclo recibe la denominación de ciclo abierto.
6
El proceso explicado se ilustra en la siguiente imagen:
Fuente: Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas, SMA
III. Central térmica de ciclo combinado
En estas centrales, la generación eléctrica es producida por el uso de una
turbina a vapor y una a gas, de manera conjunta. De esta manera, en lugar de
utilizar simplemente un ciclo termodinámico de Rankine en la turbina a vapor, se
aprovecha además una turbina a gas que funciona (como fue mencionado
anteriormente) mediante el ciclo termodinámico de Brayton, lo que se realiza con
el objetivo de obtener una mayor eficiencia, menor cantidad de emisiones de
CO2, menor consumo de agua de refrigeración, mayor flexibilidad de operación
(pudiendo operar a plena carga o en diferentes valores de cargas parciales),
entre otras ventajas en comparación a las centrales térmicas convencionales.
Para lograr lo anterior, en principio se sigue el funcionamiento explicado
de las centrales de ciclo abierto, pero en este caso los gases calientes
provenientes de la turbina son utilizados junto a algún combustible en un
quemador secundario (o caldera de recuperación de calor), para comenzar un
ciclo convencional de Rankine, como el explicado en las centrales térmicas de
ciclo cerrado. De esta manera, los residuos de la central de ciclo abierto se
aprovechan en un ciclo cerrado.
7
El funcionamiento descrito se ilustra en la siguiente imagen:
Fuente: Guía de aspectos ambientales relevantes para centrales termoeléctricas, SMA
Cabe destacar que la descripción recién realizada corresponde a la base de las
centrales térmicas, debido a que en la actualidad existen diversas tecnologías y
técnicas que permiten variadas mejoras tales como aumentar la eficiencia, reducir el
impacto ambiental de la generación, entre otras. Por ejemplo:
a) En lugar de combustionar carbón es factible obtener gases sintéticos
provenientes de este combustible fósil (el denominado syngas) para realizar un
ciclo combinado en lugar de un ciclo convencional.
b) Es posible modificar las calderas en centrales a carbón para llevar a cabo una
pulverización de alta eficiencia del combustible.
c) En lugar de combustibles fósiles, es posible trabajar con un ciclo termodinámico
de Rankine (en base a vapor en un ciclo cerrado) utilizando como combustible
biomasa, o aprovechando la fisión nuclear en reactores para calentar el agua
(procedimiento de trabajo de las centrales nucleares).
Las plantas térmicas, para poder desarrollar el trabajo de generar energía
eléctrica, deben incurrir, evidentemente, en variados costos. Dichos costos de
operación, se pueden desglosar en los siguientes puntos2:
2 Adaptado de Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, de la EIA. Ver referencias para más información.
8
A. Costo de la inversión
Incluye el costo de los materiales a utilizar en la construcción de la
central, costos de obras civiles (como sistemas de drenaje), las diversas
máquinas necesarias, la instrumentación eléctrica y los controles, los costos
indirectos del proyecto (como comisiones y contingencias), los denominados
“costos propios de los dueños” que incluyen estudios ingenieriles preliminares,
estudios ambientales, costos de ámbito legal (para tener por ejemplo el
permiso legal de operación), entre otros.
B. Costos de operación y mantenimiento
Incluyen costos fijos (por concepto de mantenciones periódicas y
estandarizadas de máquinas o instalaciones, remuneraciones de personal, etc.)
y costos variables cuyo valor depende de la cantidad de energía generada.
Dentro de estos últimos nos encontramos con los costos de tipo combustible
(los que están fuertemente ligados a los precios de los combustibles) y los de
tipo no combustible (que se explicarán en detalle más adelante).
Dentro de todos los tipos de costos que producen, al ser sumados, el costo total
de operación de una central, los CVNC presentan el problema de no encontrarse
actualmente estandarizados, lo que produce que sean evaluados en diferentes países
de distintas formas, sin un procedimiento único y transparente.
La presente investigación busca establecer de qué manera se calculan los
CVNC en diferentes centrales generadoras en Perú y Estados Unidos, y cuáles son los
valores reales a los que han operado en el último tiempo (entendiendo el último tiempo
como el último valor disponible declarado por las generadoras), con el objetivo de
poder compararlo con los procedimientos utilizados en Chile. Además, se presenta el
caso de un país en donde no es necesaria la utilización de los CVNC para su despacho
económico. Para esto, en primer lugar se explica la metodología empleada en el
cálculo de los CVNC en Chile. Luego, en segundo lugar, se explicitan la metodología
usada en cada uno de los países mencionados junto con tablas de datos de costos
reales de centrales generadoras. En tercer lugar, se presenta el caso colombiano con
su particular estructura de mercado. Finalmente se realiza un breve análisis y
comparación de los datos obtenidos en relación al caso chileno.
9
3. Metodología de cálculo existente en Chile
3.1. Descripción del Mercado Eléctrico Chileno
3Con el transcurso de la historia, el mercado chileno ha ido sufriendo una serie
de cambios que han reestructurado su forma de operación completamente. En los
inicios del sistema, solo se contaba con uno integrado verticalmente, sin embargo, con
la reforma que comienza el año 1978 y termina el año 1982 se determinó una
desagregación completa del sistema, separándolo en tres sectores principales:
Generación, Transmisión y Distribución.
Esta separación fue acompañada de una privatización a gran escala,
principalmente en el sector de generación, lo que aumentó considerablemente la
inversión.
La idea de este nuevo esquema de industria es alcanzar eficiencia económica
en el sector, por lo que se establece un mercado competitivo en generación y
monopolios naturales, pero regulados, en transmisión y distribución. Es importante
mencionar que en este esquema no existe una figura de Comercializador.
Para un mejor funcionamiento del mercado eléctrico, se han ido creando
instituciones y organismos encargados de monitorear y controlar el sector eléctrico.
Algunos de estos son los siguientes:
a) Comisión Nacional de Energía (CNE)
a. Propone las tarifas reguladas (PN)
b. Elabora planes para la construcción de nuevas obras.
b) Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
a. Fiscaliza y vigila el cumplimiento de las leyes, reglamentos y
normas técnicas para la generación, transmisión y distribución
eléctrica, combustibles líquidos y gas.
c) Ministerio de Energía (MINERGIA)
a. Revisa y aprueba las tarifas propuestas por la CNE.
b. Regula el otorgamiento de concesiones a compañías de
generación, transmisión y distribución eléctrica, previo informe de
la SEC.
c. Asesora al gobierno en materias de energía.
d) Panel de Expertos
a. Soluciona divergencias entre agentes del sistema y/o reguladores.
e) Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
a. Coordina la operación del sistema con el fin de preservar la
seguridad del servicio. Además, se asegura de ofrecer la operación 3 La descripción histórica del sistema interconectado chileno fue obtenida de un documento llamado Sector Eléctrico. Ver referencias para mayor información.
10
más económica del sistema para el conjunto de instalaciones del
sistema eléctrico.
Por otro lado, cabe señalar que el mercado eléctrico chileno está conformado
por 6 sistemas eléctricos de potencia:
1) Sistema Interconectado Central (SIC).
2) Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
3) Sistema Aysén.
4) Sistema Puerto Natales.
5) Sistema Punta Arenas.
6) Sistema Porvenir.
El SIC y el SING son los sistemas más grandes de Chile. El primero abastece un
poco más del 90% de la población ubicada en el norte chico, zonas del centro y sur del
país, en cambio, el segundo sistema alimenta al norte del país, principalmente
satisfaciendo la demanda exigida por el sector industrial minero.
Es por esto último que la metodología de cálculo para el CVNC se investigó solo
en estos dos sistemas. Sin embargo, cabe señalar que en la actualidad, el CVNC en el
SIC no se audita, ya que no existe un procedimiento con una metodología formal y
precisa para su cálculo4. Solo se realiza una investigación a la empresa generadora
cuando el valor informado se encuentre fuera de lo esperado5. Solo se encontró un
proceso formal en el SING, por lo que todo lo que se muestra a continuación aplica a
dicho sistema.
3.2. Definiciones y Antecedentes
3.2.1. Costos Variables No Combustibles (CVNC)
6Los CVNC informados según el presente Procedimiento, formarán parte de los
costos variables de producción de las unidades generadoras que dependen de la
energía producida, pero que no están asociados al combustible utilizado. Estos serán
utilizados, entre otros, en la programación de la operación de corto plazo, en adelante
la PCP, en la operación real y en la valorización de las transferencias de energía y
potencia.
La dependencia del nivel de producción del CVNC, se debería reflejar a través
de estimaciones de generación de energía y horas equivalentes de operación, en
4 Datos publicados del CVNC en Anexo 3. 5 Esta información, brindada solo para su uso con fines académicos, fue obtenida mediante una reunión con don Sergio Díaz, profesor de Ingeniería Eléctrica en la Pontificia Universidad Católica de Chile. 6 Toda la información referente al Procedimiento para declarar los CVNC fue obtenida del documento “Información de Costos Variables no Combustibles” del CDEC-SING. Ver referencias para mayor información.
11
adelante HEO, que se prevean para la unidad generadora respectiva para todo el
horizonte de evaluación.
3.2.2. Alcances del CVNC
El CVNC será informado por la empresa generadora a la Dirección de Operación
(DO), el cual está compuesto por costos atribuibles a:
a) Mantenimiento Mayor (MM), que abarca costo de inspecciones,
reacondicionamientos preventivos, repuestos, servicios de terceros u
otros costos de mantenimiento preventivos (en ningún caso considerar
costos fijos).
b) Consumo de energía eléctrica por servicios auxiliares.
c) Insumos tales como agua desmineralizada, aceites, filtros de aire y
combustible, lubricantes y catalizadores, entre otros.
d) Monitoreo Ambiental.
e) Eliminación de residuos tales como cenizas, escorias u otros.
3.2.3. Horas Equivalente de Operación (HEO)
Corresponde al valor que resulta de incrementar las horas efectivas de
operación de una turbina de combustión, producto de su desgaste, por efectos de las
partidas y salidas intempestivas, por el nivel de producción, entre otros.
Para efectos de su cálculo, las empresas generadoras tienen dos opciones: i)
utilizar la metodología recomendada por el fabricante (entregando los documentos
pertinentes que respalden dicha información) o ii) utilizar la fórmula que se muestra a
continuación.
𝐻𝐸𝑂 = ∑𝐻𝑜𝑟 + ∑𝑁𝑎 𝑥 𝐾𝑎 + ∑𝑁𝑑 𝑥 𝐾𝑑
Donde,
𝐻𝐸𝑂 : Horas Equivalente de Operación.
𝐻𝑜𝑟 : Horas de operación real.
𝑁𝑎 : N° de arranques.
𝐾𝑎 : Factor de ponderación de arranque.
𝑁𝑑 : N° de salidas intempestivas.
𝐾𝑑 : Factor de ponderación de salidas intempestivas.
El valor de 𝑁𝑎 se deberá estimar en función de las partidas previstas para la
unidad generadora considerando el tipo de combustible utilizado. Por lo tanto, se
necesita información histórica de la unidad, desde el último mantenimiento mayor
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(desde ahora MM) al presente, y estimaciones de la operación futura de acuerdo a lo
informado por el CDEC.
En cuanto al valor de 𝑁𝑑 se debe estimar considerando solo la información
histórica de la unidad (al menos 5 años desde la fecha de cálculo) y el tipo de
combustible utilizado. En caso de centrales nuevas, se pueden utilizar los registros
disponibles en unidades de similar tecnología.
Esta información histórica (en los dos periodos descritos anteriormente) se utiliza
para proyectar el régimen operativo de las unidades generadoras durante el tiempo del
ciclo operativo.
Por último, los valores de los factores 𝐾𝑎 y 𝐾𝑑 deberán ser establecidos dentro
del rango de valores recomendados por fabricantes para unidades de similar
tecnología.
Es importante señalar que el CDEC-SING revisa que los parámetros estén en
los rangos recomendados por el fabricante o proveedor del servicio de mantenimiento.
3.2.4. Antecedentes a considerar en el cálculo del CVNC
El cálculo del CVNC se debe basar en lo siguiente:
a) Un horizonte de evaluación que incluya al menos un ciclo operativo de la
unidad, es decir, un periodo de tiempo comprendido entre dos MM con
Overhaul, que involucra el destape del turbogenerador y el reemplazo de
algunas partes críticas (MM Tipo C).
b) Programa MM determinado por la DO.
c) Energía horaria promedio prevista por la empresa generadora.
d) Horas de operación (HO) y HEO para el caso de turbinas a combustión,
ya que, en general, las HEO no aplican para otros generadores distintos
de este tipo.
e) Costos de MM previstos, relacionados con las empresas que presten
estos servicios (consistente con el programa de MM).
f) Tasa de descuento compuesta anual del 10%.
g) Para el caso de unidades nuevas, se usará valores de costo MM
referenciales de otras unidades con tecnología, características y tamaños
similares.
3.2.5. Definiciones importantes
Además de las aclaraciones recién señaladas, es importante definir, de acuerdo
al procedimiento para declarar el CVNC, qué se entiende por central, unidad,
componente y configuración:
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Central: conjunto de una o más unidades generadoras que comparten un
espacio geográfico común y que son de propiedad de una misma empresa.
Unidad: conjunto de uno o más componentes que pueden operar en una o más
configuraciones.
Componente: conjunto formado por un generador, turbina o equipo de
movimiento primario, excitatriz y otros equipos asociados (equipos de control,
equipos de maniobras, etc.). En aquellos casos en que un mismo generador es
compartido por dos o más turbinas, se entenderá que existen dos o más
componentes, coincidiendo el número de componentes con el número de
turbinas que comparten el mismo generador.
Configuración: forma en que están relacionadas una o más componentes de
una unidad, que pueden ser despachadas como un conjunto único y que tienen
asociados determinados parámetros y características que definen su oferta de
generación de energía eléctrica.
3.3. Información y Plazos
Las empresas generadoras, cuyas unidades se encuentran en operación
comercial en el SING podrán actualizar los CVNC únicamente una vez por año
calendario.
De existir observaciones al informe de la empresa generadora declarando el
CVNC, por parte de cualquier integrante de la DO, hay un plazo de 10 días para
entregar las respuestas.
3.4. Informe de CVNC
El informe presentado debe indicar los ítems, detalles, supuestos y metodologías
que han sido consideradas en el cálculo, y que permitan reproducir dicho valor
presentado.
El informe de CVNC deberá incluir al menos lo siguiente:
3.4.1. Costos de Mantenimiento Preventivo Mayor
Este apartado debe abarcar al menos los siguientes puntos:
a) Mantenimientos a los cuales estará expuesta la unidad durante su vida útil,
especificando los períodos de realización (basados en las HO u HEO) conforme
a las siguientes categorías:
I. Tipo A: MM básico, que consiste en la detención de la unidad para
inspección y limpieza.
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II. Tipo B: MM intermedio, que involucra además de lo anterior algunos
reemplazos menores.
III. Tipo C: MM con Overhaul, que involucra el destape del turbogenerador y
el reemplazo de algunas partes críticas.
b) Costo de los repuestos utilizados en MM.
c) Costo de los insumos utilizados en el MM.
d) Costo de la mano de obra contratada para el MM.
3.4.2. Energía Eléctrica para Servicios Auxiliares (SSAA)
Este ítem contará al menos con:
a) Diagrama Unilineal que detalle el punto de alimentación de energía de los SSAA,
indicando si estos cuentan con más de una fuente de alimentación.
b) Costos de consumo eléctrico de los SSAA propios, según contratos o energía
consumida valorizada a costo marginal del periodo. Esto solo si los servicios
auxiliares son alimentados de una fuente externa aguas debajo de la barra de
inyección. En caso de que la unidad utilice su propia energía generada para
satisfacer los SSAA, estos no se consideran en el cálculo del CVNC, ya que esta
energía es considerada en la declaración del consumo específico neto (CEN) y,
por lo tanto, en el costo variable de la unidad generadora.
c) Costo de consumo eléctrico de los SSAA comunes, que solo aplica para
centrales generadoras con varias unidades. En estos casos, los SSAA pueden
contar con un sistema común entre varias unidades, por lo que cada unidad
debe incluir la proporción de estos que efectivamente utiliza.
3.4.3. Otros insumos
Abarca los siguientes aspectos:
a) Costo por consumo de agua.
b) Costo del tratamiento del agua.
c) Costo de agua desmineralizada.
d) Costo de filtros de aire y combustibles, aceites, lubricantes, gases, entre otros.
3.4.4. Monitoreo Ambiental
Este ítem debe desarrollar los puntos relacionados con:
a) Costo de monitoreo Isocinético de emisiones. En este apartado se pueden incluir
los costos variables asociados a los sistemas de monitoreo continuo de
emisiones (CEMS, por sus siglas en inglés), ya que forman parte del monitoreo
ambiental.
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b) Costo de monitoreo de residuos industriales (sólidos y líquidos).
3.4.5. Eliminación de Cenizas y Escorias
Contempla:
a) Contrato o fracturas de pago a contratistas por el manejo de residuos y la
eliminación de cenizas y escorias.
b) Cantidad de residuos a remover en el periodo de análisis en función de las
toneladas de combustibles consumidas.
c) Cantidad de combustible a consumir.
3.4.6. Asignación de costos en unidades multicomponentes
Cuando las unidades tengan la capacidad de operar en diferentes
configuraciones (explicado en las definiciones importantes de este capítulo), la
asignación de los CVNC desde las componentes a las configuraciones debe ser
presentada a la DO solo en los casos en que esta la solicite.
Una central generadora puede ser entendida como se muestra en la siguiente
imagen:
Fuente: Obtenida de la página web del CDEC-SING.
Y algunos ejemplos de configuraciones posibles son los siguientes:
a) Ciclo Combinado con 1 Turbina a Gas (TG)
i) Ciclo simple operando con combustible principal.
ii) Ciclo simple operando con combustible alternativo.
iii) Ciclo combinado operando con combustible principal.
iv) Ciclo combinado operando con combustible alternativo.
b) Ciclo Combinado con 2 Turbina a Gas (TG)
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i) Ciclo simple operando con 1 turbina a gas y combustible principal.
ii) Ciclo simple operando con 1 turbina a gas y combustible alternativo.
iii) Ciclo combinado operando con 1 turbina a gas y combustible principal.
iv) Ciclo combinado operando con 1 turbina a gas y combustible alternativo.
v) Ciclo simple operando con 2 turbina a gas y combustible principal.
3.4.7. Rutina de cálculo para obtener el CVNC
Para obtener el CVNC asociado a una unidad generadora, su cálculo estará
basado en el balance, en valor presente, de los costos incurridos descritos
anteriormente y de los ingresos por la inyección de energía [MWh] al CVNC
[US$/MWh].
Este balance se modela mediante la siguiente fórmula:
∑𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑖 𝑥 𝐶𝑉𝑁𝐶
( 1 + 𝑟 )𝑖
𝑛
𝑖=0
= ∑𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑖( 1 + 𝑟 )𝑖
𝑛
𝑖=0
𝑆𝑒
𝑜𝑏𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒
→ 𝐶𝑉𝑁𝐶 =
∑𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑖( 1 + 𝑟 )𝑖
𝑛𝑖=0
∑𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑖( 1 + 𝑟 )𝑖
𝑛𝑖=0
Donde,
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑖 : Energía generada [MWh] en el periodo “i”.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑖 : Costo variable no combustible incurrido en el periodo “i”.
𝑟 : Tasa de descuento mensualizada.
𝑛 : Número de periodos dentro del ciclo operativo.
El cálculo debe cumplir con los siguientes requisitos:
i. El horizonte de evaluación corresponde a un ciclo operativo de la unidad
generadora, es decir, entre dos MM Tipo C, el cual se debe traducir en “𝑛”
periodos mensuales.
ii. La unidad generadora comienza su ciclo operativo con cero HO.
iii. La resolución del cálculo será mensual, y deberá considerar que los flujos de
costos y energía generada en cada periodo mensual ocurren al final del periodo.
iv. La tasa de descuento “𝑟” equivale tasa mensualizada de una tasa compuesta
anual del 10%.
Dado lo anterior, la rutina de cálculo debe cumplir con los siguientes pasos:
a) Definir los tipos de MM a los cuales estará sometida la unidad, en función de las
HEO.
b) Realizar una estimación de la energía que generará y las HEO, para cada
periodo del horizonte de evaluación.
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c) En función de las estimaciones del punto b), determinar flujos mensuales de
costos variables no combustibles para el horizonte de evaluación.
d) Calcular el valor presente de los flujos de costos obtenidos en el punto c).
e) Obtener el valor presente de la energía generada durante el periodo de
evaluación.
f) Calcular el CVNC [US$/MWh] como el cuociente entre los valores obtenidos en
el punto d) y e).
3.5. Validación
3.5.1. Validación de Parámetros
Cualquier integrante del CDEC-SING puede solicitar a la DO la validación de los
CVNC reportados. Esto consistirá en verificar toda la información presentada en cuanto
a si se ajusta a las normas establecidas en el Procedimiento y si existe consistencia
con los cálculos realizados.
Quien actuará como Ministro de Fe será la persona designada por el Director de
Operación, y él acudirá a las oficinas de la empresa generadora en cuestión dentro de
los tres días hábiles posteriores a la presentación de la solicitud.
3.5.2. Proceso de validación
El proceso en las oficinas de la empresa generadora consistirá en mostrar al
Ministro de Fe toda la información necesaria para reproducir el valor presentado.
Luego, el mismo deberá emitir un acta con los antecedentes analizados durante la
sesión, para finalmente comunicar el resultado de la evaluación mediante un
comunicado por escrito.
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4. Metodología de cálculo existente en otros países
4.1. Perú
Perú es un país que cuenta, a diferencia de Chile, con un solo Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN o SINAC), el cual es operado por el análogo al CDEC
en Chile, denominado COES-SINAC (Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional).
La ventaja de este país en relación al presente estudio recae en que Perú
contaba hasta antes de Octubre del año 2000 con dos sistemas interconectados
separados (el SIS o Sistema Interconectado Sur y el SICN o Sistema Interconectado
Centro Norte), y al hacer la interconexión mediante la entrada en operación de la línea
de transmisión Mantaro Socabaya7, se requirió de un estudio para determinar todos los
CVNC en cada una de las centrales termoeléctricas que existieran.
Posteriormente, el SINAC pudo establecer diversos criterios técnicos y
económicos necesarios para mantener al mercado operando de la manera lo más
segura y eficiente posible, dentro de los cuales destacan los procedimientos Número 32
(Criterios y metodologías para la programación de la operación de corto plazo de las
centrales de generación del COES), Número 33 (Reconocimiento de costos eficientes
de operación de las centrales termoeléctricas del COES) y el Número 34
(Determinación de los costos de mantenimiento de las unidades termoeléctricas del
COES), a través de los cuales fue posible estandarizar el proceso de cálculo de los
CVNC, lo que produjo que diversas empresas generadoras presentaran sus estudios
de todas las plantas térmicas que poseían, para contar con la aprobación por parte del
COES-SINAC. Esto permitió concluir que8:
El CVNC, se define como:
𝐶𝑉𝑁𝐶 = 𝐶𝑉𝑂𝑁𝐶 + 𝐶𝑉𝑀
De donde, 𝐶𝑉𝑂𝑁𝐶 corresponde al Costo Variable de Operación No
Combustible y 𝐶𝑉𝑀 al Costo Variable de Mantenimiento.
Para el análisis realizado, se estudiaron paso por paso dos centrales
termoeléctricas relevantes en el mercado Peruano, como son las centrales ILO21
(central térmica que opera en base a carbón bituminoso) e ILO1 (central térmica que
opera en base a Diésel principalmente), ambas pertenecientes a la empresa EnerSur, y
7 Adaptado de la reseña histórica del COES. Ver referencias para más información. 8 Extraído de los estudios de CVNC en centrales termoeléctricas de EnerSur. Cualquier referencia posterior a tablas o gráficos en esta sección proviene de estos. Ver referencias para más información.
19
posteriormente se encontraron los CVNC de todas las plantas térmicas del SEIN al año
2014 presentes en Perú.
4.1.1. Costo Variable de Operación No Combustible
El CVONC, se asocia a insumos consumibles agregados al proceso de
combustión debido a requerimientos técnicos de las máquinas, como lo son aceites y
lubricantes, aguas de reposición, químicos varios, entre otros.
A modo de ejemplo, en Ilo21 se utilizan como insumos diferentes grasas y
aceites como lubricantes. Para calcular su CVONC, se buscó el consumo total de cada
uno de estos insumos que se habían realizado del año 2010 al 2013 (en su unidad de
medida correspondiente) y la energía generada cada año, para determinar cuál es el
consumo específico de cada uno de ellos en la generación eléctrica. De esta manera,
tomando como dato la siguiente tabla:
Fuente: Estudio de CVNC de Ilo21.
Se pudo calcular (dividiendo la suma de la cantidad requerida por insumo por la
suma de la energía total producida en los 4 años estudiados, es decir, 1.305 + 1.391 +
5.590 + 2.876 dividido por 1.066.923 + 732.361 + 555.506 + 836.589 para el consumo
de aceites, por ejemplo) el consumo específico de cada uno, para luego poder
determinar su CVONC según el valor en dólares del insumo, como se muestra a
continuación:
Fuente: Estudio de CVNC de Ilo21.
Realizando el mismo procedimiento para cada insumo que se determine que se
necesita para la operación de las máquinas involucradas, se obtiene el CVONC total.
20
4.1.2. Costo Variable de Mantenimiento
Para determinar el CVM es necesario establecer:
- Las categorías de mantenimiento a las que la unidad estará expuesta durante
su vida útil.
- Los periodos entre los que se realizarán las diferentes categorías del punto
anterior.
- El contador sobre el cual llevar a cabo el cálculo (como las horas de operación
o las horas equivalentes de operación).9
A modo de ejemplo, para la misma central primero se establece el contador
(horas de operación o HO en este caso), y se definen las categorías y periodos para el
conjunto turbina-generador, siendo necesario adecuar el mantenimiento de cualquier
servicio auxiliar a este. El ejercicio anterior entrega la siguiente tabla:
Fuente: Estudio de CVNC de Ilo21.
Cabe destacar que cada uno de los mantenimientos hace referencia a una
actividad diferente. Para los servicios auxiliares se realiza la misma definición
(categorías, periodos y contador), lo que incluye costos de caldero, sistema de agua de
circulación, sistema de condensado, sistema vacío de condensador, sistema de
pulverización y sistema de escoria y cenizas. Esto entrega otras tablas, una por cada
servicio auxiliar. A modo de ejemplo, la tabla asociada al caldero corresponde a:
Fuente: Estudio de CVNC de Ilo21.
Posteriormente, se establecen costos para cada una de las categorías
establecidas y para cada unidad generadora, los cuales se obtienen nuevamente de
información histórica de mantenimientos en cada central.
9 Extraído del documento acerca de la determinación de costos de mantenimiento para unidades termoeléctricas del COES. Ver referencias para más información.
21
Finalmente, de acuerdo a lo que se establece en el procedimiento Número 34
mencionado anteriormente, se crean 4 escenarios de operación posible:
1) Cero horas de operación anual Para obtener el costo fijo de
mantenimiento.
2) Mínimo de horas de operación anual Proveniente de la información
histórica de los últimos 4 años (en unidades nuevas es factible relajar a un mínimo de 2
años la información proporcionada para este escenario).
3) Promedio de horas de operación anual Media aritmética de la
información histórica de los últimos 4 años (en unidades nuevas es factible relajar a un
mínimo de 2 años la información proporcionada para este escenario).
4) Máximo de horas de operación anual Escenario de operación en las
8760 horas del año menos las indisponibilidades, las que se determinan como la suma
del promedio del número de horas de indisponibilidad por salidas programadas y el
promedio del número de horas de indisponibilidad por salidas forzadas (lo que
nuevamente se obtiene de la información histórica de los últimos 4 años).10
Posteriormente, se simulan los distintos escenarios de operación, utilizando la
simplificación de que en cada cálculo la unidad generadora opera solo bajo un
escenario posible. Así, considerando en todos los casos una vida útil de 20 años (sin
importar la antigüedad real de la unidad) y una tasa de descuento de 12%, se procede
a calcular en cada caso la anualidad del CVM, la cual es ajustada usando una
regresión lineal con los resultados de los 4 escenarios planteados. El cálculo anterior
entrega una tabla del tipo:
Fuente: Adaptado del estudio de CVNC de Ilo1 – TG2.
10 Extraído del documento acerca de la determinación de costos de mantenimiento para unidades termoeléctricas del COES. Ver referencias para más información.
22
De donde los valores del CVM y del Costo fijo de mantenimiento se extrajeron de la
regresión de escenarios mencionada anteriormente:
Fuente: Estudio de CVNC de Ilo1 – TG2.
*Nota: en este gráfico, Manto = Mantenimiento.
Así, al comparar el costo obtenido en dólares por año con la energía producida
en MWh por año, es posible llegar al valor requerido de USD/MWh (como se mostró
anteriormente). El resto de valores de las centrales termoeléctricas en Perú se
encuentran en el Anexo 1 de este documento (se asume que fueron obtenidos de
manera análoga a la recién descrita)11.
11 Extraído y adaptado del informe para la publicación del proyecto de resolución que fija los precios en barra. Ver referencias para más información.
23
4.2. Estados Unidos
El caso de Estados Unidos es mucho más complejo que el evaluado en Perú, ya
que este país cuenta con muchos sistemas eléctricos y varios operadores
independientes, por lo que la evaluación de cada uno de los 50 estados puede resultar
demasiado amplia.
Para lidiar con el problema de la gran cantidad de información utilizada (y solo a
veces disponible), se trabajó sobre la base de documentos que se encontraran
publicados de centrales generadoras a nivel país o, de ser posible, a nivel de estados.
De esta manera, se pudo determinar que los costos no combustibles de
operación y mantenimiento relacionados con el nivel de producción12, o en este caso,
non-fuel O&M expenses, corresponden a los costos fijos de operación y mantenimiento
(o fixed O&M), los costos variables de operación y mantenimiento (o variable O&M) y a
los costos de mantenimiento mayor (major maintenance). Así, es posible describir los
costos relevantes en el cálculo de los CVNC como:
a) Costos fijos de operación y mantenimiento
Corresponden a la porción de los costos en una planta de generación
eléctrica que no varían con la cantidad de energía generada. Estos incluyen los
mantenimientos preventivos y rutinarios que se realizan durante la operación de
cada unidad generadora, los gastos administrativos (como la cuenta del
teléfono), los sueldos de trabajadores, entre otros.
b) Costos variables de operación y mantenimiento
Corresponden a los costos relacionados con la producción que varían con
la cantidad de energía eléctrica generada, y que incluyen los siguientes puntos:
gastos de eliminación de residuos, químicos varios, lubricantes, entre otros.
c) Costos de mantenimiento mayor
Corresponden a los costos, nuevamente, que varían con la cantidad de
energía eléctrica generada, e incluyen mantenimientos de equipos que no
pueden efectuarse como parte de la mantención fija de rutina, desgastes
productos de la operación de las plantas (apagado continuo de las turbinas por
ejemplo), entre otros.
Como es posible observar, la definición de los CVNC en Estados Unidos es en
esencia similar a la utilizada en Perú. La diferencia radica en el procedimiento de
cálculo utilizado para determinar el valor numérico deseado.
12 Adaptado de Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, de la EIA. Ver referencias para más información.
24
Como se expuso anteriormente, existen diversas metodologías aún dentro de
Estados Unidos para calcular un costo variable no combustible, lo que se ilustra por
ejemplo en el hecho de que los costos de mantenimiento mayor pueden ser incluidos
en los costos fijos o variables de operación y mantenimiento, dependiendo de las
estructuras de costos de las plantas térmicas evaluadas. Para ilustrar este punto, se
consideró información del operador PJM (Pennsylvania-New Jersey-Maryland) que
opera en 13 estados y el Distrito de Columbia en los Estados Unidos13. Dicho
operador14, plantea que no hay una definición específica de los costos variables de
operación y mantenimiento, sino que se utiliza un factor que cubre aproximadamente
dichos costos, el que usualmente se divide por el número de horas de operación para
obtener una relación en dólares gastados por hora (sin llegar a la relación de US$/MWh
de Perú por ejemplo)15. De esta manera, el procedimiento a seguir es el siguiente:
- En primer lugar, se obtiene el costo total de mantenimiento para un año
determinado como se ve en la siguiente imagen:
𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 𝑴𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝑪𝒐𝒔𝒕𝒏𝒆𝒙𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓 =
(𝑨𝒏𝒏𝒖𝒂𝒍 𝑴𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝑪𝒐𝒔𝒕 ∗ 𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒏𝒆𝒙𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓
𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒄𝒖𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓) +
(𝑨𝒏𝒏𝒖𝒂𝒍 𝑴𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝑪𝒐𝒔𝒕 ∗ 𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒏𝒆𝒙𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓
𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓) +
(𝑨𝒏𝒏𝒖𝒂𝒍 𝑴𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝑪𝒐𝒔𝒕 ∗ 𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒏𝒆𝒙𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓
𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓 −𝟏) +
…+ (𝑨𝒏𝒏𝒖𝒂𝒍 𝑴𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝑪𝒐𝒔𝒕 ∗ 𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒏𝒆𝒙𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓
𝑬𝒔𝒄𝒂𝒍𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒅𝒆𝒙𝒍𝒂𝒔𝒕 𝒚𝒆𝒂𝒓−(𝒎𝒂𝒊𝒏𝒕𝒆𝒏𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒑𝒆𝒓𝒊𝒐𝒅−𝟏))
Fuente: Documento “Cost Development Guidelines” de PJM.
Esta ecuación plantea que el costo de mantenimiento vendrá dado por la suma
de los costos anuales de mantenimiento que ha presentado la planta (datos históricos),
multiplicado por los factores de escalamiento16 (que buscan recoger efectos de inflación
en los costos, los que son actualizados anualmente por el operador PJM)17 hasta el
período de mantenimiento establecido. Dicho período de mantenimiento puede ser de
13 Extraído de la página del operador PJM, en su sección Territory Served. Ver referencias para más información. 14 Adaptado del manual “Cost Development Guidelines” de PJM. Ver referencias para más información. 15 Adaptado del documento educacional de PJM acerca del VOM. Ver referencias para más información. 16 Para más información revisar el documento en cuestión. 17 Extraído de la carta de PJM para el desarrollo de los factores de escalamiento anuales.
25
10 o 20 años, dependiendo de la preferencia de la central evaluada (por cada unidad
generadora, se escoge un periodo de mantenimiento de 10 o 20 años, el cual se debe
mantener hasta que ocurra un cambio importante en la configuración de la unidad en
cuestión, entendiendo un cambio importante como cualquier cambio a la unidad
generadora que afecte significativamente el costo de mantenimiento de esta por un
periodo mayor a 10 años).
- En segundo lugar, para ocuparse de la dimensión variable de estos costos de
mantenimiento, se define el costo de mantenimiento por hora equivalente (o Equivalent
Hourly Maintenance Cost) como el costo total de mantenimiento que se debe pagar (en
dólares) dividido por las horas equivalentes de servicio (o Equivalent Service Hours),
como se muestra a continuación:
𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡 𝐻𝑜𝑢𝑟𝑙𝑦 𝑀𝑎𝑖𝑛𝑡𝑒𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒 𝐶𝑜𝑠𝑡 [$
𝐻𝑜𝑢𝑟] =
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑀𝑎𝑖𝑛𝑡𝑒𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒 𝐷𝑜𝑙𝑙𝑎𝑟𝑠
𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡 𝑆𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑒 𝐻𝑜𝑢𝑟𝑠
Fuente: Documento “Cost Development Guidelines” de PJM.
Finalmente, las horas equivalentes de servicio se calculan como sigue:
𝐸𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡 𝑆𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑒 𝐻𝑜𝑢𝑟𝑠
= (𝐶𝑦𝑐𝑙𝑖𝑐 𝑆𝑡𝑎𝑟𝑡𝑖𝑛𝑔 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ∗ 𝑁𝑢𝑚𝑏𝑒𝑟 𝑜𝑓 𝑆𝑡𝑎𝑟𝑡𝑠) + 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 𝐻𝑜𝑢𝑟𝑠
+ (𝐶𝑦𝑐𝑙𝑖𝑐 𝑃𝑒𝑎𝑘𝑖𝑛𝑔 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ∗ 𝑁𝑢𝑚𝑏𝑒𝑟 𝑜𝑓 𝐻𝑜𝑢𝑟𝑠 𝑎𝑏𝑜𝑣𝑒 𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑜𝑎𝑑) Fuente: Documento “Cost Development Guidelines” de PJM.
Este último factor, como se puede observar, considera la naturaleza variable de
los costos de mantenimiento, al incluir el desgaste que produce operar una unidad
generadora fuera de su potencia nominal.
Así, se puede ver que en este ejemplo en particular se plantea incluir los costos
fijos y variables de mantenimiento en un único indicador, y que los costos variables de
mantenimiento se deben dejar en la relación (US$/hora).
Para el valor de los CVNC en Estados Unidos, la Administración de Información
de Energía (EIA por sus siglas en inglés) ha construido una base de datos con costos
estimados para cada planta de energía eléctrica18, basado en una instalación genérica
de cierta capacidad instalada y asumiendo ubicaciones dentro de los Estados Unidos
sin impactos inusuales por la ubicación (como restricciones por construcciones
urbanas) ni necesidades estructurales específicas, es decir, una central estándar.
Dicha información, se encuentra en el Anexo 2. Cabe destacar que la generación
mediante petróleo no se considera en el anexo, debido a que este combustible es muy
18 Adaptado de Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, de la EIA. Ver referencias para más información.
26
poco utilizado en la actualidad para la generación eléctrica, como se muestra a
continuación19:
Fuente: Documento Fuels Used in Electricity Generation de la EIA.
Y se proyecta que incluso seguirá disminuyendo en el futuro:
Fuente: Documento Fuels Used in Electricity Generation de la EIA.
19 Del documento Fuels Used in Electricity Generation, de la EIA. Ver referencias para más información.
27
5. Colombia: País sin la necesidad de los CVNC
5.1. Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano
La capacidad efectiva neta instalada en el Sistema Interconectado Nacional
(SIN) al finalizar el 2014 fue de 15.489 MW, con una distribución por tecnologías de un
64% en centrales hidráulicas, un 31% en centrales térmicas, un 4,5% en centrales
menores y un 0,5% en cogeneradores20.
En cuanto a la demanda, gran parte de esta es abastecida por el recurso hídrico,
tal como se podría deducir de su capacidad instalada. Por lo tanto, se hace muy
necesario evaluar las condiciones del sistema en temporadas de sequías, ya que
quienes deber dar confiabilidad al sistema en estos periodos son las termoeléctricas21.
5.2. Estructura Institucional del Sector Eléctrico
22En cuanto a la estructura de mercado, su sector eléctrico se fundamenta en
que las empresas comercializadoras y grandes consumidores adquieren la energía y
potencia en un mercado de grandes bloques de energía. Entonces, para promover la
competencia entre generadores, se permite la participación de agentes económicos,
públicos y privados para participar en el mercado de energía mayorista. De esta forma,
los comercializadores y grandes consumidores efectúan contratos con los generadores,
sin la intervención del estado en el precio.
De esta forma, desde 1994 el estado tiene participación en tres instancias:
definición de la política energética, la regulación, y la vigilancia y control. Así, el nuevo
esquema del sector eléctrico se muestra a continuación:
20 Porcentajes obtenidos de la página web del operador en Colombia. Para mayor información ver referencias. 21 Obtenido de un Informe de Oferta y Generación emitido por el operador XM en Colombia. Ver referencias. 22 Obtenido de las clases del curso de Mercados Eléctricos referente a la descripción del mercado colombiano.
28
Fuente: Centro de Despacho Nacional.
En donde la interacción entre los distintos actores del mercado se muestra en la
siguiente imagen:
Fuente: Centro de Despacho Nacional.
5.2.1. Mercado de Energía Mayorista (MEM)
Está conformado por un conjunto de sistemas de intercambio de información
entre los generadores y los comercializadores que operan en SIN. Son agentes del
MEM los generadores, comercializadores y transportadores, ya que es en este
mercado donde se transa toda la energía que se requiere para abastecer la demanda
29
de los usuarios conectados al SIN, ya sea por contratos bilaterales de energía a largo
plazo o transacciones de corto plazo en la bolsa de energía.
5.2.2. Centro Nacional de Despacho (CND) como Operador del Sistema
El CND se encarga de la planeación, supervisión y control de la operación
integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del SIN. Además,
es el encargado de preparar el despacho de generación y coordinar a los distintos
participantes del sistema, con el fin de tener una operación económica, segura,
confiable y ceñida por los reglamentos del país.
5.2.3. Transacciones
Para entender de mejor forma las distintas transacciones que existen en el
mercado colombiano, primero es necesario hacer una descripción de los principales
actores en su mercado eléctrico:
Generadores: son quienes producen la electricidad, la cual puede ser transada
en la bolsa o a través de contratos bilaterales con otros generadores,
comercializadores o consumidores. Participante activo del MEM.
Transmisores: son quienes transportan la energía a través del Sistema de
Transmisión Nacional (STN). Participante pasivo del MEM.
Distribuidores: son quienes transportan la energía en los sistemas de
distribución. Actualmente, todas las empresas distribuidoras son
comercializadores, pero no todos los comercializadores son distribuidores.
Comercializadores: son agentes que prestan un servicio intermedio entre
usuarios finales y los agentes que generan, transmiten y distribuyen. Existen dos
tipos de usuarios finales:
o Usuarios No Regulados: fijan contratos directo con comercializadores
(precio y cantidad estipulada por las partes).
o Usuarios Regulados: son contratos con tarifas reguladas por la CREG.
Finalmente, los tipos de transacciones existentes en el mercado colombiano se
detallan a continuación:
a) Contratos a Largo Plazo (Bilaterales): se transa la energía a un precio y
cantidad fija, y durante un plazo dado. Se puede realizar contratos entre los
siguientes agentes:
a. Compras de energía por los comercializadores con destino a Usuarios
Regulados y No Regulados.
b. Contratos entre generadores y comercializadores
30
b) Transacción en la Bolsa: en este caso, la energía es transada a la bolsa a un
precio variable que depende de las condiciones eléctricas del sistema. Más
adelante se explicará de mejor forma el funcionamiento de la Bolsa Spot.
c) Prestación de Servicios Complementarios: también se ofrecen servicios
asociados de generación a la empresa de transmisión nacional, para asegurar el
cumplimiento de las normas sobre calidad.
5.3. Bolsa de Energía
Corresponde al lugar en el cual se transa la energía spot entre generadores y
comercializadores. Sus funciones son las siguientes:
a) Establecer y operar un sistema de transacciones de energía en bloque
que entregue incentivos a generadores y comercializadores.
b) Promover reglas que determinen las obligaciones de los participantes de
la bolsa.
c) Facilitar la implementación de un mercado competitivo.
Su forma de operación comienza cuando lo generadores ofrecen un precio (que
refleja los costos variables esperados) y cantidad de energía para cumplir al día
siguiente. De esta forma, el operador del sistema programa un despacho para el día
siguiente para satisfacer la demanda y cumpliendo los criterios de: utilizar los recursos
con menores precios, requisitos de reserva rodante, inflexibilidades de plantas, entre
otros.
El precio de Bolsa horario (precio Spot) se calcula de la siguiente forma:
a) Se identifican todas las unidades con inflexibilidad para no incluir sus
precios de oferta en el cálculo.
b) El precio en la Bolsa se determina como el mayor precio de oferta de las
unidades despachadas.
Así mismo, y por orden de precios de menor a mayor de acuerdo a lo ofrecido se
puede construir la curva de oferta.
5.4. Costos en Administración, Operación y Mantenimiento
23Tal como se ha analizado en los países anteriormente expuestos, los costos en
administración, operación y mantenimiento (también denominados costos AOM) son la
base fundamental en el cálculo del CVNC, ya que estos están en función de la
producción. Es por esto que a continuación se definirá cada uno de ellos de acuerdo a
lo establecido por Colombia:
23 Toda la información se obtuvo de un estudio de Benchmarking aplicado a dos plantas térmicas de generación eléctrica. Ver referencias para mayor información.
31
a) Costos de Administración: son aquellos para el pago de la administración en
un negocio o actividad. También contempla el pago de los servicios del recurso
humano. Los principales costos en esta categoría son los siguientes:
i. Mano de Obra interna administrativa.
ii. Impuestos vehículos, ambientales y de propiedad.
iii. Auditorias y consultorías técnicas y administrativas.
iv. Seguros.
v. Vigilancia y seguridad.
vi. Transporte de personal.
vii. Aseo y limpieza.
viii. Viáticos.
ix. Materiales de oficinas.
x. Costos en Software y hardware.
xi. Costo de licencias de operación y medio ambiente.
b) Costos de Operación: son aquellos costos necesarios para la prestación de un
servicio tales como:
i. Combustibles.
ii. Mano de obre interna operativa.
iii. Químicos.
iv. Energía Eléctrica.
v. Agua.
vi. Lubricantes.
vii. Consumibles técnicos.
viii. Manejo de residuos industriales.
c) Costos de Mantenimiento: son aquellos que se incurren para mantener un
sistema en estado operativo o conservación del horizonte de vida. Ejemplo de
esto son los siguientes:
i. Mano de obra interna de mantenimiento.
ii. Mano de obra externa para mantenimiento.
iii. Materiales consumibles.
iv. Herramientas.
v. Repuestos.
vi. Contratos y servicios.
De lo anterior se debe señalar que el costo por combustible no se debe incluir,
ya que la finalidad de este estudio está en encontrar un criterio para la valorización de
los costos variables no combustibles.
En cuanto al procedimiento para el cálculo y la presentación del valor del CVNC,
Colombia no cuenta con un procedimiento formal para dicho propósito, ya que como se
mencionó en la descripción anterior, su estructura de mercado eléctrico es totalmente
distinta a la de Chile y Perú. Una de sus características principales es que el despacho
32
económico se realiza mediante la oferta de precios y la minimización de estos, y no por
costeo marginal (caso chileno, por ejemplo). Es por esto que una óptima declaración de
costos variables no cambiaría el funcionamiento del despacho actual. Además, el
sistema tiene mayor presencia hídrica que térmica, por lo que solo se buscan
incentivos para la presencia de centrales térmicas en periodos críticos de sequías. Para
tal propósito se cuenta con un cargo por confiabilidad.
Finalmente, cabe señalar que Colombia es un país bastante ordenado en cuanto
a los procedimientos que coordinan el sistema. Es por esto que, a pesar de no contar
con metodologías para el cálculo de CVNC, sí existen manuales para la declaración de
los costos AOM en empresas de transmisión y distribución, en empresas dedicadas al
transporte de gas natural, y en empresas generadoras ubicadas en zonas no
interconectadas24.
24 Todos los documentos mencionados en ese párrafo estarán incluidos en las referencias.
33
6. Tabla Comparativa
Tabla comparativa de los procedimientos de cálculo
País Chile Perú Estados Unidos Colombia
Explicación breve
En el SIC no existe un procedimiento formal
para declarar el CVNC, sin embargo, el SING cuenta con ello y es lo
que se detalló en la investigación. En este
sistema interconectado, lo que se hace
balancear, en valor presente, los costos incurridos durante un periodo de evaluación
(entre dos MM con overhaul) con los
ingresos percibidos por inyectar energía al
CVNC.
En base a información histórica de 4 años de antigüedad, se estiman los costos de insumos y
mantenimientos realizados. Para el
caso de los mantenimientos, se
agrega una regresión lineal con diferentes
escenarios de operación, con el
objetivo de obtener tanto el costo fijo como
el costo variable de mantenimiento.
Mediante información histórica, se estima el
costo anual de mantenimiento que tendrá cada unidad
generadora. Así, dividiendo dicho valor
por las horas equivalentes de
operación, se obtiene el costo por hora de los
mantenimientos a realizar. De esta
manera, no se define directamente un proceso de cálculo para un valor en (US$/MWh), sino que se deja expresado como
US$/Hora.
Mercado eléctrico que realiza su operación
por medio de una bolsa de energía, en donde cada unidad
generadora oferta un precio por una cierta
cantidad de energía, y la CND programa el
despacho minimizándolo. Con esta metodología no importa el CVNC ya
que el funcionamiento eficiente no se realiza por costeo marginal.
Fórmula de cálculo
CVNC = VPN(Costos) / VPN(Energía)
CVNC = CVONC + CVM
Mantenimiento total anual / Horas
equivalentes de operación
No aplica
Tasa de descuento
10% anual 12% anual - Solo aplica
para el CVM No aplica No aplica
Obtención de datos
Datos mensuales para un periodo
comprendido entre dos Mantenimiento Mayor
(que considera overhaul)
CVONC = Datos históricos de los últimos 4 años, CVM = Datos
históricos, con proyección de 4 escenarios de
operación
Histórica, ajustando los costos de mantenimiento
de años pasados por inflación, hasta un
periodo de 10 o 20 años atrás
No aplica
34
7. Conclusiones
Con respecto a todo el estudio realizado podemos concluir lo siguiente:
I. En Chile existe un procedimiento para determinar el CVNC, sin embargo, este
solo está estandarizado para el Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING) y no para el Sistema Interconectado Central (SIC). Es por esta misma
razón, que en este sistema no se auditan los valores declarados, ya que no
existe nada contra qué compararlos (solo se pide verificación de estos cuando
su valor se encuentre fuera del rango esperado).
II. Entre los países investigados podemos mencionar que el país que presenta
mayor orden en su información, transparencia y procedimientos bien definidos
es Perú. Este cuenta con un sistema claro para declarar el CVNC, separando
dicho valor en dos componentes: costo variable de operación no combustible y
costo variable de mantenimiento. Así, como en este país también se realiza el
despacho económico por costo marginal, la información presentada por las
centrales en mucho más comparable y el mercado chileno debería tratar de
replicar sus procedimientos.
III. Mediante la tabla comparativa se puede apreciar claramente que no existe un
procedimiento estándar para la declaración de los CVNC en los casos
evaluados de América, a pesar de que muchos de estos cuentan con el mismo
sistema de tarificación, es decir, despacho económico por costeo marginal.
Esto se refleja en el hecho de que cada país analizado utiliza sus propias
metodologías de cálculo, tasa de descuento, obtención de datos, entre otros.
IV. Tal como se analizó durante el informe, Colombia es un ejemplo de país que no
necesita la declaración de los CVNC, por lo que no cuenta con un
procedimiento determinado para su cálculo. Esto se debe a que la operación
del sistema funciona mediante la oferta libre de precios en la Bolsa de energía,
sin que estos necesariamente correspondan a costos marginales de la central
(como en el caso chileno).
35
8. Referencias
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8.3. Metodología de cálculo y datos reales de otros países
8.3.1. Perú
36
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38
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8.5. Glosario
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ingenieros industriales y de telecomunicación.
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- Carlos Echeverri Londoño. (2006). DETERMINACIÓN DE LA EMISIÓN DE
MATERIAL PARTICULADO EN FUENTES FIJAS. 27 de Mayo de 2015, de Universidad
de Medellín.
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centrales termoeléctricas. 24 de Junio de 2015, de COES-SINAC Sitio web:
http://www.coes.org.pe/coes/Procedimientos/procedimiento_n17.pdf
39
9. Glosario25
Over Haul (Mantenimiento Mayor): Conjunto de tareas para sustituir o reparar
todos los elementos que se han desgastado de un equipo o máquina (dejarlo
como si fuera nuevo).
Residual N°6, Residual N°500: Grados de petróleos industriales, los cuales
presentan diferencias en la viscosidad principalmente.
Acrónimos varios en el Anexo 2:
o CC = Ciclo combinado
o CT = Turbina de combustión convencional
o CCS = Con captura de CO2
o PC = Carbón pulverizado
o IGCC = Gasificación integrada en ciclo combinado (proceso del syngas
mencionado)
Monitoreo isocinético de emisiones: Forma de muestrear emisiones
contaminantes que permite calcular el flujo másico de estos. En esta, la muestra
se toma cumpliendo que no se genere una “separación mecánica de los
contaminantes con respecto al gas portador, en otras palabras la toma de la
muestra debe realizarse a la misma velocidad en que son transmitidos los
contaminantes en el ducto de muestreo”.
Potencia efectiva (en las unidades termoeléctricas de Perú): Potencia continua
(antes de servicios auxiliares) entregada por una unidad determinada, cuando
opera en Condiciones de Potencia Efectiva (cuando existen ciertas condiciones
ambientales determinadas por decretos legales, como presión ambiente,
temperatura ambiente, humedad relativa, entre otras) y a máxima carga (la que
corresponde a lo que el operador de la planta determine como tal, sin incurrir en
sobrecarga).
25 Todas las definiciones presentan sus respaldos en la sección Referencias.
40
10. Anexo
10.1. Anexo 1
41
42
10.2. Anexo 2
43
10.3. Anexo 3
Nombre de la central termoeléctrica
Tipo de Comb. E. máx. Generable Energía Cmg (CVT) CVC CVNC
(GWh) (GWh) (mills/kWh) (mills/kWh) (mills/kWh)
San Isidro / fa TOP GNL 3,3 0,0 2,8 0,0 2,8
Quintero_TG_1A_TOP GNL 21,1 0,0 3,8 0,0 3,8
Quintero_TG_1B_TOP GNL 21,2 0,0 3,8 0,0 3,8
Petropower_1 R. de Petróleo 10,2 10,2 3,9 0,0 3,9
Taltal 1 ToP Petróleo Diesel 19,7 0,0 4,0 0,0 4,0
Taltal 2 ToP Petróleo Diesel 19,7 0,0 4,0 0,0 4,0
San Isidro 2 / TG CA TOP GNL 40,8 0,0 5,7 0,0 5,7
San Isidro / TG CA TOP GNL 40,3 0,0 7,7 0,0 7,7
San Isidro 2 TOP GNL 64,5 0,0 9,6 0,0 9,6
Colmito TG GNL TOP GNL 9,3 0,0 10,2 0,0 10,2
Santa Fe 1 Biomasa 2,8 2,8 14,8 9,8 5,0
Santa Marta Biomasa 2,6 1,8 15,0 0,0 15,0
Loma Los Colorados 2 GNL 2,8 2,8 17,0 0,0 17,0
San Isidro TOP GNL 57,6 0,0 22,2 0,0 22,2
Loma Los Colorados 1 GNL 0,3 0,0 22,7 0,0 22,7
Guacolda 3 Carbón 22,5 22,5 25,6 23,5 2,1
Guacolda 2 Carbón 23,5 23,5 27,6 26,6 1,0
Guacolda 1 Carbón 23,5 20,1 28,1 27,1 1,0
Guacolda 4 Carbón 22,9 22,9 28,1 26,1 2,0
Nueva Ventanas Carbón 41,0 41,0 33,3 27,7 5,6
Santa María Carbón 56,2 54,0 33,9 30,9 3,0
Campiche Carbón 41,0 41,0 34,5 29,0 5,6
Ventanas 2 Carbón 34,3 29,1 35,6 34,2 1,4
CMPC_Laja 2 Biomasa 1,6 0,0 36,9 30,0 6,9
Santa Fe 2 Biomasa 2,7 2,7 37,0 32,0 5,0
Ventanas 1 Carbón 19,1 17,7 37,9 35,7 2,2
Nueva Renca GAS Gas Natural 52,7 0,0 38,9 35,8 3,1
Lautaro 2 Biomasa 3,4 3,4 41,0 31,5 9,5
Masisa Biomasa 1,8 1,3 41,1 37,7 3,4
Bocamina 2 Carbón 53,0 0,0 45,4 41,1 4,3
Bocamina Carbón 18,0 0,0 48,7 41,3 7,3
Santa Fe 3 Biomasa 2,6 2,6 50,6 45,6 5,0
Escuadrón Biomasa 2,0 1,4 51,6 45,3 6,4
Epacifico Biomasa 2,3 2,3 53,4 43,6 9,8
44
Laja E. verde 1 Derechos Forestales 1,3 1,3 53,8 50,4 3,4
Nueva Renca / GNL E GNL 51,2 36,5 57,0 53,1 3,8
Nueva Renca / GNL GNL 51,2 0,0 58,2 54,3 3,8
San Isidro 2 GNL GNL 64,5 64,5 58,8 49,2 9,6
Lautaro 1 bloque 1 Biomasa 2,7 2,7 62,5 52,9 9,6
Lautaro 1 bloque 2 Biomasa 1,2 1,1 73,1 63,5 9,6
San Isidro GNL GNL 57,6 11,8 73,4 51,2 22,2
San Isidro / TG CA GNL GNL 40,3 30,4 78,2 70,4 7,7
San Isidro 2 / TG CA GNL GNL 39,6 0,0 82,2 76,5 5,7
Colmito TG GNL GNL 9,3 0,0 83,6 73,4 10,2
Quintero_TG_1A_GNL GNL 21,1 16,8 83,9 80,1 3,8
Quintero_TG_1B_GNL GNL 21,2 18,4 83,9 80,1 3,8
San Isidro / fa GNL GNL 3,3 0,0 87,7 84,9 2,8
NEWEN_Propano Propano 2,3 0,0 95,0 87,5 7,5
Taltal 1 GNL_1 Gas Natural 19,7 0,0 101,8 97,8 4,0
Taltal 2 GNL_1 Gas Natural 19,7 0,0 101,8 97,8 4,0
NEWEN_GN1 Gas Natural 2,3 0,0 107,2 99,7 7,5
Cementos Biobío FO6 Petróleo Fuel Oil Nº6 2,2 0,0 114,4 92,1 22,3
NEWEN_GN2 Gas Natural 2,3 0,0 118,3 110,8 7,5
Nehuenco 2 DIE Petróleo Diesel 64,3 0,0 118,4 113,2 5,2
Nehuenco 1 DIE Petróleo Diesel 49,5 0,0 118,6 113,4 5,2
Nueva Renca / DIE Petróleo Diesel 51,2 0,0 120,1 112,6 7,5
NRENCA_FA_GLP Gas Natural 5,4 0,0 123,5 123,4 0,1
Colihues HFO Petróleo HFO 3,5 0,0 124,8 102,6 22,2
San Isidro 2 DIE Petróleo Diesel 56,9 0,0 129,3 117,2 12,1
CMPC_Laja 3 Biomasa 1,6 0,0 131,9 125,0 6,9
Punta_Colorada_IFO Petróleo IFO-180 2,7 0,1 133,9 105,0 28,9
San Isidro / DIE Petróleo Diesel 49,0 0,0 144,5 118,8 25,7
Los Pinos Petróleo Diesel 14,7 0,0 145,2 140,7 4,5
Taltal 1 GNL_2 GNL 19,7 0,0 149,4 145,4 4,0
Taltal 2 GNL_2 GNL 19,7 0,0 149,4 145,4 4,0
Cementos Biobío Diesel Petróleo Diesel 2,2 0,0 151,5 129,2 22,3
Punta_Colorada_Diesel Petróleo Diesel 2,7 0,0 151,8 122,9 28,9
Santa Fe 4 Petróleo Nº6 1,7 0,0 152,2 147,2 5,0
Coronel TG GN1 Gas Natural 7,5 0,0 156,3 147,1 9,2
Quintero_TG_1B_Die Petróleo Diesel 21,2 0,0 159,8 154,7 5,1
Quintero_TG_1A_Die Petróleo Diesel 21,1 0,0 159,8 154,7 5,1
Coronel TG Diesel Petróleo Diesel 7,5 0,0 165,7 148,4 17,2
Espinos_1 Petróleo Diesel 16,0 0,0 175,1 148,7 26,4
Taltal 1 Diesel Petróleo Diesel 17,6 0,0 176,2 169,5 6,8
Taltal 2 Diesel Petróleo Diesel 17,6 0,0 176,2 169,5 6,8
45
Calle Calle Petróleo Diesel 3,2 0,0 176,5 154,8 21,7
Nehuenco 1 CA DIE Petróleo Diesel 31,8 0,0 176,5 168,6 7,9
El Peñón Petróleo Diesel 13,3 0,1 176,8 148,7 28,1
Trapen Petróleo Diesel 10,4 0,0 178,1 150,0 28,1
Placilla Petróleo Diesel 0,5 0,0 178,4 149,4 28,9
Los Vientos TG Petróleo Diesel 21,7 0,0 178,5 175,5 3,0
Los Vientos TG CNAVIA Petróleo Diesel 21,7 0,0 178,5 175,5 3,0
Quintay Petróleo Diesel 0,5 0,0 179,1 149,5 29,6
TENO Petróleo Diesel 9,7 0,0 179,9 151,8 28,1
San Isidro 2 / TG CA DIE Petróleo Diesel 40,8 0,0 180,1 171,2 8,9
Sta. Lidia Petróleo Diesel 22,9 0,0 180,3 176,8 3,5
San Isidro / TG CA DIE Petróleo Diesel 40,3 0,0 182,0 169,6 12,4
Colmito TG Petróleo Diesel 9,3 0,0 183,6 169,3 14,3
Cardones Petróleo Diesel 24,3 0,0 184,1 160,7 23,4
San Gregorio Petróleo Diesel 0,5 0,0 184,3 146,3 38,1
Linares Petróleo Diesel 0,5 0,0 184,3 146,3 38,1
Lag. Verde TG Petróleo Diesel 2,9 0,0 184,5 173,1 11,4
Las Vegas Petróleo Diesel 0,3 0,0 185,0 152,7 32,4
El_Totoral Petróleo Diesel 0,5 0,0 185,1 151,0 34,1
Olivos_1 Petróleo Diesel 14,8 0,0 185,8 155,4 30,4
Con-con Petróleo Diesel 0,4 0,0 186,5 151,8 34,7
Antilhue TG Petróleo Diesel 16,2 0,0 187,2 184,4 2,8
Cenizas Petróleo IFO-180 2,7 0,0 189,7 175,9 13,8
Chuyaca Petróleo Diesel 2,4 0,0 191,6 169,9 21,6
Termopacifico Petróleo Diesel 15,3 0,0 195,3 171,0 24,2
Nueva Aldea 2 Diesel Petróleo Diesel 1,6 0,0 195,6 192,6 3,0
Nehuenco 9b / DIE Base Petróleo Diesel 13,9 0,0 200,0 195,7 4,3
Quellón 2 Petróleo Diesel 1,6 0,0 200,0 171,7 28,3
Candelaria1 Diesel Petróleo Diesel 20,5 0,0 201,4 198,6 2,8
Candelaria2 Diesel Petróleo Diesel 21,1 0,0 201,4 198,6 2,8
Degañ Petróleo Diesel 5,7 0,0 213,3 180,0 33,3
Espinos_2 Petróleo Diesel 3,8 0,0 216,5 148,7 67,8
Nehuenco 9b / DIE Peak Petróleo Diesel 2,6 0,0 224,3 202,8 21,5
Huasco TG / IFO-180 Petróleo Diesel 6,2 0,0 224,3 209,5 14,8
Olivos_2 Petróleo Diesel 3,5 0,0 225,1 155,4 69,7
San Lorenzo de D.Almagro U3 Petróleo Diesel 1,3 0,0 225,2 202,4 22,8
Diego de Almagro Petróleo Diesel 3,7 0,0 228,9 222,3 6,6
Chiloé Petróleo Diesel 1,4 0,0 233,2 193,9 39,3
Horcones TG Diesel Petróleo Diesel 3,8 0,0 234,4 231,4 3,0
Huasco TG Petróleo Diesel 6,2 0,0 234,5 226,7 7,9
Constitución 1_Elektragen Petróleo Diesel 1,4 0,0 239,7 200,5 39,3
46
MAULE Petróleo Diesel 1,0 0,0 239,7 200,5 39,3
Renca Petróleo Diesel 13,8 0,0 244,0 240,3 3,6
Taltal 1 Gas Natural 19,7 0,0 244,3 240,3 4,0
Taltal 2 Gas Natural 19,7 0,0 244,3 240,3 4,0
Colihues Diesel Petróleo Diesel 3,5 0,0 261,7 246,4 15,3
El Salvador TG1 Petróleo Diesel 4,0 0,0 262,1 228,0 34,1
Yungay 1 Gas_1 Gas Natural 8,4 0,0 262,3 248,3 14,0
Yungay 2 Gas_1 Gas Natural 8,3 0,0 262,3 248,3 14,0
Yungay 3 Gas_1 Gas Natural 8,3 0,0 262,3 248,3 14,0
San Lorenzo de D.Almagro U1 Petróleo Diesel 4,7 0,0 266,3 242,0 24,3
Yungay 2 Gas_2 Gas Natural 8,4 0,0 270,4 256,4 14,0
Yungay 3 Gas_2 Gas Natural 8,3 0,0 270,4 256,4 14,0
Yungay 1 Gas_2 Gas Natural 8,4 0,0 270,4 256,4 14,0
Yungay 2 Petróleo Diesel 8,3 0,0 276,7 254,0 22,7
Lag. Verde Petróleo Diesel 4,4 0,0 278,0 270,1 7,9
Coronel TG GN2 Gas Natural 7,5 0,0 278,9 269,7 9,2
ESPERANZA_DS2 Petróleo Diesel 0,3 0,0 282,6 256,9 25,7
San Lorenzo de D.Almagro U2 Petróleo Diesel 4,3 0,0 293,5 269,2 24,3
ESPERANZA_DS1 Petróleo Diesel 0,3 0,0 296,0 267,9 28,2
Yungay 3 Petróleo Diesel 8,5 0,0 298,8 276,1 22,7
Yungay 1 Petróleo Diesel 8,4 0,0 304,9 282,2 22,7
NEWEN_Diesel Petróleo Diesel 2,3 0,0 305,2 297,7 7,5
Emelda_U1 Petróleo Diesel 5,3 0,0 312,5 298,0 14,5
Emelda_U2 Petróleo Diesel 5,7 0,0 334,9 320,4 14,5
Yungay 4 CA Petróleo Diesel 6,7 0,0 357,1 299,3 57,8
Horcones TG Gas Natural 3,8 0,0 389,0 386,0 3,0
ESPERANZA_TG1 Petróleo Diesel 3,0 0,0 396,3 387,3 9,1
47
10.4. Anexo 4
Propietario Central Unidades Pot.
Máx.
Pot.
Mín.
CVNC
Unidad de Medida
Valor
AES GENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 136,3 105,9 [mills/kWh] 1,66
NTO2 141 105,9 [mills/kWh] 1,63
ANDINA TERMOELÉCTRICA ANDINA CTA 167 143,1 [mills/kWh] 5,91
ANGAMOS TERMOELÉCTRICA ANGAMOS ANG1 264 219,6 [mills/kWh] 5,63
ANG2 264 219,6 [mills/kWh] 4,22
CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ CTTAR 158 135,25 [mills/kWh] 1,4
TGTAR 23,75 20,1 [mills/kWh] 0,41
E-CL CHAPIQUIÑA CHAP N/A N/A [mills/kWh] N/A
DIESEL ARICA GMAR 8,4 2,1 [mills/kWh] 9,2
M1AR 2,997 0,999 [mills/kWh] 9,2
M2AR 2,924 1,462 [mills/kWh] 9,2
DIESEL IQUIQUE MAIQ 5,936 5,936 [mills/kWh] 7,9
MIIQ 2,924 1,462 [mills/kWh] 9,9
MSIQ 6,2 6,2 [mills/kWh] 4,7
SUIQ 4,2 1,4 [mills/kWh] 9,9
TGIQ 22,2 21,6 [mills/kWh] 1,7
DIESEL TAMAYA SUTA 103,68 8 [mills/kWh] 12,66
SOLAR EL ÁGUILA I SOLAR EL ÁGUILA I N/A N/A [mills/kWh] 0
TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 165,6 152,5 [mills/kWh] 2,08
CTM2 175 146 [mills/kWh] 2,56
CTM3 156,3 156 [mills/kWh] 13,53
CTM3_AES GENER 250 220,1 [mills/kWh] 4,65
TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TG1 21 18,4 [mills/kWh] 0,99
TG2 21 18,4 [mills/kWh] 0,99
TG3 37,5 32,9 [mills/kWh] 0,99
U10 37,5 33,7 [mills/kWh] 1,19
U11 37,5 33,7 [mills/kWh] 1,19
U12 85,34 70,1 [mills/kWh] 2,97
U13 85,46 75,1 [mills/kWh] 2,97
U14 88,7 65 [mills/kWh] 2
U15 88,7 65 [mills/kWh] 2
U16 270 210,1 [mills/kWh] 16,9
ENAEX DIESEL ENAEX CUMMINS 0,7 0,7 [mills/kWh] 14
DEUTZ 2 0,7 [mills/kWh] 15
ENORCHILE DIESEL ZOFRI ZOFRI_1-6 0,9 0,36 [mills/kWh] 5
ZOFRI_2-5 5,16 1,03 [mills/kWh] 2
48
ESTANDARTES ZOFRI_13 1,6 1,6 [mills/kWh] 17,28
ZOFRI_7-12 4,8 0,8 [mills/kWh] 23,03
MINERA MANTOS BLANCOS
DIESEL MANTOS BLANCOS MIMB 28,64 6 [mills/kWh] 9
EQUIPOS DE GENERACION
DIESEL INACAL INACAL 6,8 0,85 [mills/kWh] 9,06
GASATACAMA ATACAMA CC1 120,35 110 [mills/kWh] 47,4
CC1_AES GENER 194,39 165,8 [mills/kWh] 4,39
CC2 122,76 110,1 [mills/kWh] 43,4
GENERACIÓN SOLAR SpA.
MARIA ELENA FV MARIA ELENA FV N/A N/A [$/kWh] 0
HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS CTH 167 143,1 [mills/kWh] 5,74
NORACID PLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO
MEJILLONES PAM N/A N/A [mills/kWh] 1,98
INGENOVA DIESEL AGUAS BLANCAS AGB 2 1,52 [mills/kWh] 14,15
PLANTA SOLAR JAMA SOLAR JAMA SOLAR JAMA N/A N/A [$/kWh] 8,76
POZO ALMONTE SOLAR 2
POZO ALMONTE SOLAR 2 PAS2 N/A N/A [mills/kWh] 0
POZO ALMONTE SOLAR 3
POZO ALMONTE SOLAR 3 PAS3 N/A N/A [mills/kWh] 0
SPS LA HUAYCA SOLAR LA HUAYCA 2 SOLAR LA HUAYCA 2 N/A N/A [mills/kWh] 0
TECNET DIESEL LA PORTADA TECNET_1_6 3 1,2 [mills/kWh] 16,07
VALLE DE LOS VIENTOS
EÓLICA VALLE DE LOS VIENTOS EÓLICA VALLE DE LOS
VIENTOS N/A N/A [mills/kWh] 0
