{"id":1130,"date":"2018-07-20T13:46:12","date_gmt":"2018-07-20T13:46:12","guid":{"rendered":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1130"},"modified":"2021-12-02T15:46:36","modified_gmt":"2021-12-02T15:46:36","slug":"anexo-3-potencia-de-suficiencia-metodologia-d-s-62","status":"publish","type":"page","link":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1130","title":{"rendered":"Anexo 3: Potencia de suficiencia (metodolog\u00eda D.S. N\u00b062)"},"content":{"rendered":"<p>[vc_row][vc_column width=\u00bb1\/4&#8243;][vc_tta_accordion active_section=\u00bb1&#8243; collapsible_all=\u00bbtrue\u00bb][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-plus\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bbAnexos\u00bb tab_id=\u00bb1638363831672-3f07bc07-4491&#8243;][vc_column_text]<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1072\" rel=\"noopener\">Anexo 1: Marco regulatorio<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1109\" rel=\"noopener\">Anexo 2: Aspectos de funcionamiento del mercado<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1130\" rel=\"noopener\">Anexo 3: Potencia de suficiencia<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1140\" rel=\"noopener\">Anexo 4: Generaci\u00f3n Distribuida<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1187\" rel=\"noopener\">Anexo 5: Plataformas de informaci\u00f3n<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1208\" rel=\"noopener\">Anexo 6: Glosario de t\u00e9rminos<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<li style=\"text-align: left;\"><span class=\"outer\"><span class=\"inner\"><a href=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/?page_id=1217\" rel=\"noopener\">Anexo 7: Links a las principales leyes, reglamentos y normas<\/a><\/span><\/span><\/li>\n<\/ul>\n<p>[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][\/vc_tta_accordion][\/vc_column][vc_column width=\u00bb3\/4&#8243;][vc_column_text]<\/p>\n<h1>Anexo 3: Potencia de suficiencia (metodolog\u00eda D.S. N\u00b062)<\/h1>\n<p>El objetivo de esta secci\u00f3n es mostrar las etapas del proceso para determinar la remuneraci\u00f3n de los participantes del balance de potencia. Esta remuneraci\u00f3n est\u00e1 asociada al mercado de capacidad (o mercado de potencia).<\/p>\n<p>En el mercado de capacidad se realizan transferencias de potencia entre generadores, valorizadas al precio nudo de corto plazo de la potencia de cada barra. Estas transferencias se determinan a partir de la capacidad de generaci\u00f3n compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta existentes que se asignen a cada generador.<\/p>\n<p>Los participantes del balance de potencia (generadores que no se excluyan de participar en las transferencias de potencia<span class=\"tooltips \" style=\"\" title=\" Se podr\u00e1n excluir Peque\u00f1os Medios de Generaci\u00f3n que no efect\u00faen retiros de potencia para abastecer a clientes libres o empresas distribuidoras.\"><strong><em><span style=\"color: #3366ff; cursor: pointer;\">18<\/span><\/em><\/strong><\/span>) deben estar en condiciones de satisfacer sus compromisos para la demanda de punta<span class=\"tooltips \" style=\"\" title=\"La Demanda de Punta es un par\u00e1metro sist\u00e9mico. Este se calcular\u00e1 como la demanda promedio de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual del sistema.\"><span style=\"color: #3366ff; cursor: pointer;\"><strong><em>19<\/em><\/strong><\/span><\/span>, considerando la potencia de suficiencia propia y la adquirida a otras empresas generadoras.<\/p>\n<h4><strong>Compromiso de demanda de punta<\/strong><\/h4>\n<p>El Coordinador\u00a0 lleva a cabo un registro del consumo de potencia promedio en cada hora de los clientes de los participantes del balance de potencia, utilizando este registro se obtiene la demanda de punta equivalente (DdPE) del cliente. La que se calcular\u00e1 como el promedio de los 52 registros f\u00edsicos m\u00e1ximos observados durante el periodo de control. El cual comienza a las 18:00 horas y termina a las 22:00 horas de los d\u00edas que median entre el 01 de abril hasta el 30 de septiembre. Sin embargo, este periodo fue reducido en el 2019, considerando \u00fanicamente los d\u00edas de junio y julio para los a\u00f1os 2020 y 2021.<\/p>\n<p>Para calcular el retiro de potencia horario asignado a cada cliente, el Coordinador debe multiplicar la DdPE de dicho cliente por un factor \u00fanico, de tal manera que la suma de todas las DdPE iguale la demanda de punta del sistema.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>RPi= FactorP*DdPEi<\/em><\/p>\n<p>Siendo:<\/p>\n<table width=\"546\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"59\">RPi<\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">Retiro de Potencia horario del cliente , expresado en MW.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"59\"><em>DdPEi<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">DdPE del cliente , expresada en MW.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>Donde el\u00a0 <em>Factor P<\/em> es sist\u00e9mico y se calcular\u00e1 como:<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>FactorP=Demanda de Punta \/ Sumi (DdPEi)<\/em><\/p>\n<p>El generador que haya celebrado contrato para suministrar potencia a alg\u00fan cliente asumir\u00e1 los retiros de potencia de dicho cliente, como compromiso con la demanda de punta del sistema.<\/p>\n<h4><\/h4>\n<h4><strong>Capacidad de generaci\u00f3n compatible con la suficiencia<\/strong><\/h4>\n<p>A cada unidad generadora se le asigna una potencia de suficiencia en funci\u00f3n de la incertidumbre asociada a la disponibilidad del insumo de generaci\u00f3n que esta utilice, y la indisponibilidad de la unidad y de las instalaciones que la interconectan al sistema caracterizadas por la potencia inicial y la potencia de suficiencia preliminar, respectivamente. El esquema general del procedimiento de c\u00e1lculo de potencia de suficiencia que establece el D.S. N\u00b062 se ilustra en la Figura 3.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"aligncenter wp-image-3701 \" src=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3-1024x501.png\" alt=\"\" width=\"629\" height=\"308\" srcset=\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3-1024x501.png 1024w, https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3-300x147.png 300w, https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3-768x376.png 768w, https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3-660x323.png 660w, https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2021\/10\/A-Figura-3.png 1505w\" sizes=\"auto, (max-width: 629px) 100vw, 629px\" \/><\/p>\n<p>A continuaci\u00f3n, se describe cada una de las etapas y los conceptos utilizados en el proceso de c\u00e1lculo:<\/p>\n<p><!--more--><\/p>\n<h4><strong>Potencia Inicial de Centrales ERNC<\/strong><\/h4>\n<p>A cada unidad generadora se le asigna una potencia inicial, menor o igual a su potencia m\u00e1xima. la cual caracterizar\u00e1 la potencia que cada unidad puede aportar al sistema en funci\u00f3n de la incertidumbre asociada a la disponibilidad del insumo de generaci\u00f3n que esta utilice.<\/p>\n<p>Para esto, el Coordinador utiliza informaci\u00f3n estad\u00edstica del insumo primario que aporte cada propietario. En el caso de centrales termosolares el insumo primario corresponder\u00e1 al fluido almacenado para el proceso t\u00e9rmico.<\/p>\n<p>La potencia inicial de centrales ERNC t\u00e9rmicas (como biomasa, geot\u00e9rmicas, termosolares y biog\u00e1s) e hidroel\u00e9ctricas ser\u00e1 determinada conforme a los mismos procedimientos de las centrales convencionales t\u00e9rmicas e hidroel\u00e9ctricas respectivamente. \u00a0Para todas las dem\u00e1s tecnolog\u00edas de generaci\u00f3n clasificadas ERNC, como las centrales e\u00f3licas y solares, la potencia inicial se determinar\u00e1 de acuerdo con el valor resultante de multiplicar su potencia m\u00e1xima por el m\u00ednimo de los siguientes valores:<\/p>\n<ul>\n<li>Menor factor de planta anual de los \u00faltimos 5 a\u00f1os anteriores al a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/li>\n<li>Promedio simple de los factores de planta registrados para cada uno de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema para el a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/li>\n<\/ul>\n<p>En el caso de centrales ERNC que posean una componente de almacenamiento energ\u00e9tico, la potencia inicial deber\u00e1 reconocer adecuadamente el aporte a la suficiencia de dichas unidades a prop\u00f3sito de la capacidad de gesti\u00f3n temporal de la energ\u00eda con la que cuentan.<\/p>\n<h4><\/h4>\n<h4><strong>Potencia Inicial centrales hidroel\u00e9ctricas<\/strong><\/h4>\n<p>Para las centrales hidroel\u00e9ctricas se utiliza la estad\u00edstica de caudales afluentes correspondiente al promedio de los dos a\u00f1os hidrol\u00f3gicos de menor energ\u00eda afluente de la estad\u00edstica disponible. Para ello, el reglamento (D.S. N\u00b062 de 2006) clasifica las centrales hidr\u00e1ulicas seg\u00fan su capacidad de regulaci\u00f3n en: centrales con capacidad de regulaci\u00f3n diaria o superior, centrales con capacidad de regulaci\u00f3n intra-diaria y centrales sin capacidad de regulaci\u00f3n<span class=\"tooltips \" style=\"\" title=\"D.S. N\u00b062 de 2006 establece que se entender\u00e1 que unidad generadora hidroel\u00e9ctrica posee &lt;strong&gt;capacidad de regulaci\u00f3n diaria o superior&lt;\/strong&gt; cuando la capacidad m\u00e1xima de su embalse y el caudal afluente promedio anual para la condici\u00f3n hidrol\u00f3gica correspondientes a los 2 a\u00f1os de menor energ\u00eda afluente, permiten que la unidad generadora opere a potencia m\u00e1xima por al menos 24 horas.\"><strong><em><span style=\"color: #3366ff; cursor: pointer;\">20<\/span><\/em><\/strong><\/span><a href=\"#_ftn1\" name=\"_ftnref1\"><\/a>. Adem\u00e1s, distingue a las centrales hidr\u00e1ulicas en serie:<\/p>\n<ul>\n<li>A las unidades generadoras pertenecientes a centrales con capacidad de regulaci\u00f3n diaria o superior se les considera una energ\u00eda inicial igual al promedio de la energ\u00eda embalsada al 1 abril, durante los \u00faltimos 20 a\u00f1os, incluido el a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/li>\n<li>A las unidades generadoras con capacidad de regulaci\u00f3n intra-diaria se les considera su capacidad de regulaci\u00f3n, pero no se le considera la energ\u00eda inicial.<\/li>\n<li>La potencia inicial de las unidades sin capacidad de regulaci\u00f3n se determina en funci\u00f3n de la potencia equivalente al caudal afluente generable promedio anual de las 2 condiciones hidrol\u00f3gicas de menor energ\u00eda afluente.<\/li>\n<\/ul>\n<p>La metodolog\u00eda de c\u00e1lculo para centrales con capacidad de regulaci\u00f3n se realiza por medio de un procedimiento que busca distribuir la energ\u00eda regulable hidr\u00e1ulica total del sistema siguiendo un llenado de la curva de duraci\u00f3n de carga anual. Esto, respetando los modelos de las cuencas hidrogr\u00e1ficas. La potencia inicial conjunta (potencia de regulaci\u00f3n) obtenida en la hora de mayor demanda es asignada a las centrales con capacidad de regulaci\u00f3n a prorrata de la energ\u00eda anual de regulaci\u00f3n aportada al sistema.<\/p>\n<h4><\/h4>\n<h4><strong>Potencia Inicial centrales solares y e\u00f3licas<\/strong><\/h4>\n<p>La potencia inicial se determinar\u00e1 de acuerdo con:<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Pini= Pmax* Min(minFP5a\u00f1os, PromFP)<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"527\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"83\">Pini<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"425\">Potencia Inicial de la central t\u00e9rmica, expresada en de MW.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"83\">Pmax<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"425\">Potencia m\u00e1xima bruta auditada de la central, expresada en \u00a0MW.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"83\">minFP5a\u00f1os<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"425\">Menor factor de planta anual de los \u00faltimos 5 a\u00f1os anteriores al a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"83\">PromFP<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"425\">Promedio simple de los factores de planta registrados para cada uno de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema para el a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<h4><\/h4>\n<h4><strong>Potencia Inicial centrales ERNC T\u00e9rmicas<\/strong><\/h4>\n<p><strong>\u00a0<\/strong>Se determina en base a la menor disponibilidad media anual observada para el insumo principal para los \u00faltimos 5 a\u00f1os anteriores al a\u00f1o de c\u00e1lculo. Si la central demuestra capacidad de operaci\u00f3n con un insumo alternativo, entonces la potencia de suficiencia se calcular\u00e1 como una unidad generadora equivalente a partir de las caracter\u00edsticas de operaci\u00f3n que posee cada unidad con el insumo principal y alternativo.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Pini= PmaxIP* DIP + PmaxIA* (1-DIP)<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"546\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"59\"><em>Pini<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">Potencia Inicial de la central t\u00e9rmica, expresada en MW.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"59\"><em>PmaxIP<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">Potencia m\u00e1xima bruta asociada al insumo principal de la central t\u00e9rmica, expresada en MW.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"59\"><em>DIP<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">Disponibilidad media anual del Insumo Principal, calculada como el menor valor observado durante los \u00faltimos 5 a\u00f1os anteriores al A\u00f1o de C\u00e1lculo, expresada en unidades de tanto por uno.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"59\"><em>PmaxIA<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"471\">Potencia m\u00e1xima bruta asociada al insumo alternativo de la central t\u00e9rmica, expresada en MW.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<h4><strong>Potencia de Suficiencia Preliminar<\/strong><\/h4>\n<p>Para el c\u00e1lculo de la potencia de suficiencia preliminar se utiliza el modelo probabil\u00edstico determinado por el Coordinador, el cual debe considerar para cada unidad generadora su: potencia inicial, indisponibilidad, periodo de mantenimiento y consumos propios.<\/p>\n<p>Adem\u00e1s, el Coordinador debe llevar un control estad\u00edstico de los estados operativos de las unidades generadoras, los cuales se agrupan en:<\/p>\n<ol>\n<li>Estados Disponibles: cuando la unidad se encuentre disponible para el despacho por el Coordinador sin que presente una limitaci\u00f3n en su potencia m\u00e1xima;<\/li>\n<li>Estados No Disponibles: cuando la unidad no se encuentre disponible para ser despachada por el Coordinador; y<\/li>\n<li>Estados Deteriorados: cuando su potencia m\u00e1xima se encuentre limitada producto de restricciones independientes de la disponibilidad de su insumo de generaci\u00f3n.<\/li>\n<\/ol>\n<p>La potencia equivalente de una unidad se obtendr\u00e1 a partir del promedio ponderado de los estados deteriorados y estados disponibles.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>PEi= Sum(Potk* tk)\/ T<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"527\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"36\"><em>PE<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"476\">Potencia Equivalente de la unidad .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"36\"><em>Potk<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"476\">Potencia disponible durante el periodo .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"36\"><em>tk<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"476\">Duraci\u00f3n del periodo .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"36\"><em>T<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"476\">Conjunto de periodos donde la unidad \u00a0estuvo en Estado Disponible o Estado Deteriorado.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>En el caso de unidades que hayan acumulado informaci\u00f3n estad\u00edstica de estados deteriorados, para determinar la potencia de suficiencia preliminar, la potencia inicial de dichas unidades ser\u00e1 calculada como el m\u00ednimo valor entre la potencia inicial determinada y la potencia equivalente.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Potencia inicial= Min(Potencia inicial, Potencia equivalente)<\/em><\/p>\n<p>La potencia inicial se deber\u00e1 reducir por un factor proporcional a sus consumos propios, de tal forma que:<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Potencia inicial= Potencia inicial * Consumos propios\/ Potencia bruta m\u00e1xima<\/em><\/p>\n<p>En caso de que los consumos no est\u00e9n dedicados exclusivamente a los servicios auxiliares de una unidad generadora, deber\u00e1n ser considerados como un retiro de potencia y por ende deber\u00e1n ser reconocidos por la empresa que corresponda.<\/p>\n<p>El valor resultante de potencia de suficiencia preliminar ser\u00e1 reducido en un factor proporcional al periodo de mantenimiento mayor. estos mantenimientos mayores, sean \u00e9stos parciales o totales, podr\u00e1n realizarse en cualquier periodo del a\u00f1o y no afectar\u00e1n la indisponibilidad forzada de la unidad generadora, siempre y cuando se realicen dentro de los plazos establecidos en el programa de mantenimiento mayor vigente.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Potencia inicial= Potencia inicial * (1 &#8211; HM\/HT)<\/em><\/p>\n<p>Donde HM son las horas totales de mantenimiento y\u00a0 HT las horas totales del a\u00f1o de c\u00e1lculo.<\/p>\n<p>La indisponibilidad forzada ser\u00e1 calculada en base al tiempo en que la unidad generadora estuvo en operaci\u00f3n y el tiempo en que la unidad generadora estuvo indisponible, para una ventana m\u00f3vil de 5 a\u00f1os consecutivos, durante todas las horas de cada a\u00f1o.<\/p>\n<p>La indisponibilidad forzada ser\u00e1 determinada a partir del siguiente cociente:<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>IFOR= Toff\/ (Ton+Toff)<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"527\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"45\"><em>IFOR<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"466\">Indisponibilidad forzada.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"45\"><em>Toff<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"466\">Tiempo medio acumulado en que la unidad generadora se encuentra indisponible por alguna desconexi\u00f3n programada o forzada, y esta no fuera producto de una falla externa a la instalaci\u00f3n.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"45\"><em>Ton<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"466\">Tiempo medio acumulado en que la unidad generadora se encuentra en operaci\u00f3n, independiente del a nivel de despacho, para una ventana m\u00f3vil de 5 a\u00f1os.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>El Coordinador deber\u00e1 determinar la potencia de suficiencia de cada unidad, para este objetivo considera la indisponibilidad forzada y la potencia inicial de cada unidad generadora reducida.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>PSPi= (1\/ (1-LOLPdm)* Pini* (1-IFORi)* Pb(P\u00b4sis&gt; Dpunta-Pinii)<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"532\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>PSPi<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Potencia de Suficiencia Preliminar de la unidad generadora .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>Pini<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Potencia Inicial, luego de las reducciones, de la unidad generadora .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>IFORi<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Indisponibilidad forzada asociada a la central generadora<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>Dpunta<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Demanda de Punta del sistema.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>1-LOLPdm<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Potencia de Suficiencia del sistema equivalente a<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\"><em>P\u00b4sis<\/em><\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">variable aleatoria que describe la oferta de potencia del sistema sin considerar la i \u00e9sima central generadora.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"92\">Pb<\/td>\n<td width=\"16\">:<\/td>\n<td width=\"424\">Probabilidad de que \u00a0sea mayor a<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<h4><strong>Potencia de Suficiencia Definitiva<\/strong><\/h4>\n<p>La potencia de suficiencia definitiva de cada unidad corresponder\u00e1 a la potencia de suficiencia preliminar anteriormente obtenida, escalada por un factor \u00fanico.\u00a0 de tal manera que la suma de la potencia de suficiencia definitiva de todas las unidades sea igual a la demanda de punta del sistema.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>PSDi= (Dpunta\/ Sum[par-k] (PSPk))* PSPi<\/em><\/p>\n<p>Donde:<\/p>\n<table width=\"532\">\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"45\"><em>PSDi<\/em><\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"468\">Potencia de Suficiencia Definitiva de la unidad generadora .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"45\"><em>PSPk<\/em><\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"468\">Potencia de Suficiencia Preliminar de la unidad generadora .<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"45\">k<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"468\">Participante k\u00a0 del balance de potencia.<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"45\">Par<\/td>\n<td width=\"19\">:<\/td>\n<td width=\"468\">Conjunto de todos los participantes del balance de potencia.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<h4><\/h4>\n<h4><strong>Balance valorizado de inyecciones y retiros de potencia<\/strong><\/h4>\n<p>En cada barra de transferencia se determinan las inyecciones y retiros de potencia de cada participante del balance de potencia, las cuales son valorizadas al Precio de Nudo de Corto Plazo de la Potencia (PNCPP), de la respectiva barra.<\/p>\n<p>En orden de obtener el PNCPP, la CNE determinr el precio b\u00e1sico de la potencia de punta, el cual corresponder\u00e1 al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema el\u00e9ctrico considerando las unidades generadoras m\u00e1s econ\u00f3micas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda m\u00e1xima anual del sistema el\u00e9ctrico, incrementado en un porcentaje igual al Margen de Reserva de Potencia Te\u00f3rico (MRPT) del sistema el\u00e9ctrico.<\/p>\n<p>El MRPT corresponder\u00e1 al m\u00ednimo sobre-equipamiento en capacidad de generaci\u00f3n que permita abastecer la potencia de punta en un sistema con una suficiencia determinada. Dicho margen es calculado a partir del margen de potencia, el cual se calcular\u00e1 como el cociente entre la suma de la potencia inicial de todas las unidades del sistema y la demanda de punta de dicho sistema.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Margen de potencia= Sum[n-i]* Pinii\/ Dpunta<\/em><\/p>\n<p>En caso de que el margen de reserva sea mayor a 1,25 el margen de reserva te\u00f3rico ser\u00e1 igual a 10%. En caso contrario el margen de reserva te\u00f3rico ser\u00e1 calculado con la siguiente ecuaci\u00f3n:<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>Margen de potencia te\u00f3rico= 0,15 &#8211; 0,2 * (Margen de potencia -1)<\/em><\/p>\n<p>Para cada una de las subestaciones del sistema el\u00e9ctrico se calcula un factor de penalizaci\u00f3n de potencia que, multiplicado por el Precio B\u00e1sico de la Potencia de Punta (PBPP) determina el PNCPP en la subestaci\u00f3n respectiva.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><em>PCNPPbarra= PBPP* Factor de penalizaci\u00f3n barra<\/em><\/p>\n<p>Para cada participante del balance de potencia se suman algebraicamente todas las inyecciones y retiros de potencia valorizados (signo positivo las inyecciones y negativo los retiros). El valor resultante con su signo constituir\u00e1 el saldo neto de cada participante del balance de potencia.<\/p>\n<p>Las empresas con saldo neto negativo pagar\u00e1n dicha cantidad en doce mensualidades durante el a\u00f1o al cual corresponda, a todas las empresas que tengan saldo neto positivo en la proporci\u00f3n en que cada uno de estos \u00faltimos participe del saldo neto positivo total.<\/p>\n<p>La valorizaci\u00f3n de las transferencias de potencia debe hacer expl\u00edcitos los respectivos ingresos por tramos que se generan por tales transferencias a favor de los respectivos propietarios de instalaciones del sistema de transmisi\u00f3n, seg\u00fan corresponda.<\/p>\n<p>[\/vc_column_text][vc_row_inner][vc_column_inner width=\u00bb1\/2&#8243;][vc_btn title=\u00bbAnterior\u00bb color=\u00bbgreen\u00bb align=\u00bbleft\u00bb i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-chevron-left\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb link=\u00bburl:https%3A%2F%2Fmercadoernc.minenergia.cl%2F%3Fpage_id%3D1126|||\u00bb][\/vc_column_inner][vc_column_inner width=\u00bb1\/2&#8243;][vc_btn title=\u00bbSiguiente\u00bb color=\u00bbgreen\u00bb align=\u00bbright\u00bb i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-chevron-right\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb link=\u00bburl:https%3A%2F%2Fmercadoernc.minenergia.cl%2F%3Fpage_id%3D1140|||\u00bb][\/vc_column_inner][\/vc_row_inner][\/vc_column][\/vc_row]<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>[vc_row][vc_column width=\u00bb1\/4&#8243;][vc_tta_accordion active_section=\u00bb1&#8243; collapsible_all=\u00bbtrue\u00bb][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-plus\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bbAnexos\u00bb tab_id=\u00bb1638363831672-3f07bc07-4491&#8243;][vc_column_text] Anexo 1: Marco regulatorio Anexo 2: Aspectos de funcionamiento del mercado Anexo 3: Potencia de suficiencia Anexo 4: Generaci\u00f3n Distribuida Anexo 5: Plataformas de informaci\u00f3n Anexo 6: Glosario de t\u00e9rminos Anexo 7: Links a las principales leyes, reglamentos y normas [\/vc_column_text][\/vc_tta_section][\/vc_tta_accordion][\/vc_column][vc_column width=\u00bb3\/4&#8243;][vc_column_text] Anexo 3: Potencia de [&hellip;]<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"parent":0,"menu_order":0,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","template":"","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"class_list":["post-1130","page","type-page","status-publish","hentry"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/1130","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages"}],"about":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/types\/page"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/users\/3"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=%2Fwp%2Fv2%2Fcomments&post=1130"}],"version-history":[{"count":20,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/1130\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":4289,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/1130\/revisions\/4289"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=%2Fwp%2Fv2%2Fmedia&parent=1130"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}