observaciones al “informe técnico preliminar precios de nudo” · 2019-02-07 · observaciones...

Dirección de Operación – Dirección de Peajes 1/4

COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES

DEL CDEC-SIC AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC

OCTUBRE DE 2010

1. Plan de Obras del Sistema de Transmisión

Respecto a la modelación del sistema de transmisión, en los archivos de parámetros y mantenimientos de líneas (LinDatParOpe.csv y LinDatManOpe.csv, respectivamente), se observa lo siguiente:

• Se permiten transmisiones de 1900 MW desde Ancoa al norte, a través de la

limitación del tramo “Ancoa500-Ancoa500_aux”, desde el inicio de la simulación hasta junio de 2013, la cual es muy superior a la actual capacidad N-1 del tramo. Sugerimos para estos efectos utilizar un límite de 1400 MW para el actual período y de 1600 MW para el caso que se considere la entrada en operación del proyecto de compensación de Transelec que incluye un STATCOM en Cerro Navia 220 kV y un CER en Polpaico 220 kV, según lo informado en la Propuesta de Desarrollo y Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del año 2009 elaborada por la Dirección de Peajes.

• La línea “Lampa 220 – Polpaico 220” opera con 620 MW de capacidad máxima,

lo que corresponde a su límite térmico a 25ºC con sol. Se considera que debería determinarse el límite con la operación con criterio N-1 ajustado, con la cual debería operar a 460 MW como máximo. Lo mismo sucede con el tramo “Cerro Navia – Lampa 220 kV”.

• El cambio de conductor en la línea “A. Jahuel – Chena 220 kV cto. 1” aparece

entrando en servicio en octubre de 2010, tanto en las bases OSE como en el cuadro Nº4 del informe. Sin embargo, esta obra no ha sido puesta en servicio. Una fecha estimada de entrada en servicio corresponde a noviembre de 2010.

• La nueva línea “Nogales – Polpaico 220 kV”, aparece entrando en servicio en

agosto de 2010, tanto en las bases OSE como en el cuadro Nº4 del informe. Sin embargo, esta obra no ha sido puesta en servicio. Una fecha estimada de entrada en servicio corresponde a febrero de 2011.

• La subestación Lagunillas, aparece entrando en servicio en junio de 2010 en las

bases OSE, sin embargo, esta obra no ha sido puesta en servicio.


2. Plan de Obras de Generación

• Respecto a la modelación del plan de obras de generación se observa que las centrales Monte Redondo, Totoral, Canela 1 y Canela 2 se encuentran modeladas en la barra Los Vilos 220 en el archivo CenTerParOpe.csv. Estas centrales se encuentran en realidad conectadas entre las subestaciones Los Vilos 220 y Pan de Azúcar 220.

• Se sugiere revisar el costo variable de la central Lautaro, puesto que se observa un

aumento del 40% aproximadamente, respecto del ITPN de abril de 2010.

• En el archivo “cenpasparOpe.csv” de las base OSE, la Central Puntilla figura con una potencia máxima de 13.7 MW. Según la información técnica de la que dispone este CDEC, la potencia neta máxima corresponde a 22.13 MW

3. Cargos por Energía Reactiva

Respecto de la metodología para determinar los cargos por energía reactiva, sin perjuicio de lo indicado en la Norma Técnica sobre esta materia, este CDEC considera necesario reiterar que subsisten los siguientes problemas: • En relación a las condiciones de aplicación de los cargos por energía reactiva se reitera

que se debería considerar que estos cargos se deben aplicar tanto al exceso de energía reactiva inductiva como capacitiva, toda vez que la potencia reactiva que un cliente inyecta al sistema, también representa un detrimento de la seguridad del sistema. En efecto, excesivas inyecciones de potencia reactiva al sistema en horas de baja demanda disminuyen la seguridad del sistema.

• Por otra parte, reiteramos que no debería exceptuarse del control y cobro de reactivos a

los días domingos o feriados, ni horas de la madrugada (entre las 24:00 y 8:00 horas) ya que el sistema también puede estar afectado significativamente en esos días y horas con mayores inyecciones de reactivos que deterioren la seguridad del sistema. En particular, es necesario disponer de una señal económica en el sentido de evitar la existencia de inyección de reactivos al sistema en horas de baja demanda.

De esta forma se sería consistente con las disposiciones contenidas en los artículos 5-10, 5-11 y 5-20 de la Norma Técnica.


4. Modelo OSE2000 4.1.- Convenio de Riego del Maule En los archivos de entrada del modelo OSE 2000, no aparecen especificadas las tres porciones en que se divide el volumen de regulación de la Laguna del Maule. Por lo anterior, solicitamos a esa Comisión aclarar la representación del Convenio de Riego del Maule en el modelo OSE 2000, ya que la omisión de las restricciones operativas del convenio puede conducir a un aprovechamiento de los recursos de la laguna del Maule por sobre los derechos estipulados en el Convenio, tanto para los sectores de Riego como Generación. 4.2.- Convenio de Riego del Laja De los archivos de salida del modelo OSE 2000, se puede estimar un valor de extracciones esperadas del lago Laja de aproximadamente 57 m3/s, coincidentemente con el monto de derechos anuales que garantiza el convenio. Sin embargo, no se considera los derechos asociados a los caudales desviados al lago a través de la captación Alto Polcura y que en términos esperados son aproximadamente 8.6 m3/s. Esta situación se traduce en una subestimación de los aportes esperados del lago Laja del orden 600 GWh/año. Por lo anterior, consideramos necesario representar estos derechos adicionales en las simulaciones realizadas con el modelo OSE 2000. Adicionalmente, del análisis de las salidas del modelo se encontraron situaciones anómalas en la operación del lago Laja, relacionada con vertimientos del embalse producto de la solución del problema de optimización, en donde se constata que operando a plena carga la central el Toro, la solución de mínimo costo del modelo realiza extracciones por el vertedero para aprovechar generación de recursos adicionales por la central Abanico. 4.2.- Estadística Hidrológica Con fecha 13 de julio de 2010, mediante carta CNE N°0614, la Comisión solicitó a este CDEC, el último pronóstico de deshielo disponible, así como los índices de deshielo de la estadística reducida, generada a partir de dicho pronóstico. El 1 de septiembre de 2010, una vez que se recibió el primer pronóstico de deshielo de la temporada 2010-2011, se remitió por correo electrónico a la dirección “[email protected]”, los antecedentes solicitados en la carta CNE N°0614. Al revisar los archivos de entrada del modelo OSE 2000, relativos a la estadística de caudales, así como las salidas del modelo, queda de manifiesto que la información asociada al pronóstico de deshielo no ha sido incorporada en las simulaciones realizadas. Por lo anterior, solicitamos a la Comisión entregar los antecedentes que justifican la omisión de dicha información, toda vez que este pronóstico


permite disminuir la incertidumbre asociada fenómeno hidrológico en el período octubre-marzo y por lo tanto permite hacer un uso más eficiente de los recursos hídricos del sistema.

5. Cargo único Troncal

En relación al cálculo del Cargo único troncal, informamos a usted que la Dirección de Peajes de este CDEC en el mes de julio ha emitido una reliquidación del Informe de Peajes definitivo del año 2009, que incluye una modificación a los respectivos cargos únicos troncales, cuyos nuevos montos y valores se indican a continuación.

CUE2 CUE30

Pago (1) $ 3,450,224,939 2,359,373,976 Consumo kWh 23,737,046 8,804,202

CUE (1) $/kWh 145.35 267.98 (1) Valores sin incluir intereses.

El detalle del nuevo cálculo con la corrección señalada se ha dejado a disposición en nuestro sitio web www.cdec-sic.cl bajo los enlaces “Informes y Estudios”, “Acceso Público General”, “Informes de Peajes”.

OBSERVACIONES DE ENDESA AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – OCTUBRE DE 2010

En cumplimiento a lo establecido en el artículo Nº 166 del DFL Nº4/2006, de Economía Fomento y Reconstrucción, (Texto refundido de la “Ley Eléctrica” o la “Ley”) y en el artículo 282° del D.S. N° 327 de Minería (el “Reglamento Eléctrico”), a continuación se indican las observaciones de Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC) de octubre de 2010, enviado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica. 1.- REPRESENTACIÓN HIDROLÓGICA DEL DESHIELO 2010-2011 El año hidrológico 2010-2011 se está presentando como uno de los años más secos de la estadística hidrológica del SIC. En efecto, de acuerdo con el Primer Pronóstico de Deshielo del CDEC-SIC, la probabilidad de Excedencia del deshielo 2010/2011 será aproximadamente entre un 80% y un 90%, lo cual fue corroborado por el Segundo Pronóstico de Deshielo que se presenta en el Cuadro N° 1. Al respecto, ENDESA considera que para que el cálculo del precio de nudo de la energía cumpla con la normativa vigente, el efecto hidrológico del deshielo seco debe ser incluido en este cálculo por cuanto dicho precio debe representar una señal económica lo más ajustada posible a las condiciones reales de oferta del sistema, condiciones las cuales deben ser factibles de incorporar en dicho cálculo en consideración tanto de las disposiciones legales que lo regulan, como de las características propias de los modelos que se utilizan para tal efecto. Al respecto, la incorporación del efecto del deshielo es una condición que incluso es requerida en forma explícita por la normativa vigente. En tal contexto, el artículo 274° del Reglamento Eléctrico (DS N° 327), que se refiere al cálculo del precio básico de la energía, establece en su inciso segundo y letra c), en forma clara y sin margen de interpretación, lo siguiente (cita textual): “La Comisión, para tal efecto, deberá determinar la operación esperada del sistema eléctrico que minimiza la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el período de estudio, considerando básicamente:” ………………………………………………..

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2010

c) Información proporcionada por la correspondiente Dirección de Operación, al último día hábil del mes de febrero o del mes de agosto, según sea el caso, referente a los stocks de agua en los embalses, afluentes en régimen natural en centrales hidroeléctricas o cualquier otra estadística hidrológica representativa de las respectivas centrales, considerando como mínimo, una muestra de 40 años hidrológicos, de modo que siempre incluya los datos correspondientes al año hidrológico anterior al que precede a aquel en que se esté efectuando la fijación de precios de nudo, incluido el último pronóstico de deshielo, según corresponda.” (los destacados y subrayados son nuestros). Por lo tanto, la normativa vigente establece manifiestamente la obligación de incluir datos efectivos y reales del último pronóstico de deshielo.

CUADRO N° 1 RESUMEN DE PRONÓSTICOS DE CAUDALES DE DESHIELO TEMPORADA 2010/2011

PUNTO DE PRONÓSTICO PROB EXC PRONÓSTICO DE CAUDALES MEDIOS MENSUALES (m3/s)Vmáx Vmín Pronóstico P.DESHIELO OCT NOV DIC ENE FEB MAR

(m3/s-mes) (m3/s-mes) (m3/s-mes) (%)a1. Juncal en BT C.Aconcagua 59 34 46 86% 4.3 7.8 10.1 9.7 8.2 5.9a2. Blanco en BT C.Aconcagua 62 46 54 79% 4.8 11.4 13.5 11.2 8.0 5.1a3. Colorado en BT Los Quilos 55 28 42 84% 6.8 10.5 9.4 6.5 4.9 3.9

b1. Olivares en BT C.Alfalfal 68 50 59 80% 3.8 6.3 10.8 14.1 14.6 9.4b2. Colorado en BT C.Alfalfal 90 50 70 85% 7.3 10.6 14.2 14.6 12.3 11.0

c1. Cachapoal en BT C.Sauzal (RN) 590 399 494 90% 56.7 99.0 110.4 93.9 77.8 56.2c2. Afluente a Embalse C.Rapel (S/Teno) 326 196 261 84% 38.1 49.2 83.8 35.8 26.1 28.0c3. Captación Río Teno (RN) 121 54 66 90% 16.3 18.4 12.3 8.1 5.9 4.9

d1. Afluentes a la Confluencia 221 172 197 88% 14.4 38.0 47.6 43.0 32.9 21.1d2. Afluentes a la Higuera 297 229 263 84% 29.8 52.0 55.4 52.0 45.0 28.8

e1. Afluentes Laguna Maule 69 51 61 86% 9.3 15 12.2 9.6 8.1 7.0e2. C.I. BT C.Isla - desagüe L.Maule 204 129 166 90% 45.1 58 30.3 14.3 10.7 7.7e3. Afluentes Laguna Invernada 205 156 180 88% 31.4 47 36.6 25.4 21.0 18.7e4. Maule en BT C.Pehuenche (RN) 607 403 505 89% 107.3 143 96.6 63.3 51.5 43.7e5. C.I. BT Maule C.Pehuenche-L.Invernada-L.Maule 333 196 264 88% 66.6 81 47.7 28.3 22.3 18.0e6.Afluentes E.Melado (RN) 510 325 417 89% 119.8 134 73.0 39.1 28.9 22.4e7. Claro en S.Carlos + E.Las Garzas 126 50 88 83% 22.7 21 15.7 10.6 9.6 8.9e8. Afluentes E.Colbún 1323 803 1063 88% 267.3 312 193.9 117.8 93.8 78.4e9. C.I. E.C.Colbún-Desagüe L.Invernada-L.Maule 1049 596 822 88% 226.6 250 145.1 82.8 64.6 52.7e10. C.I. E.C.Colbún-Maule en Armerillo 80 25 53 88% 17.6 15 8.6 4.9 3.7 3.4

f1. Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura) 285 230 257 78% 75.3 85.6 42.0 23.1 16.2 14.7f2. Captación Alto Polcura (RN) 60 45 52 72% 13.3 15.9 10.1 5.5 3.9 3.5f3. Polcura en BT C.Antuco (RN) 231 170 200 74% 61.7 61.1 35.1 18.5 13.5 10.1f4. C.I. BT C.Abanico L.Laja (S/Filtrac. L.Laja) 43 22 32 34% 7.0 6.4 5.5 4.9 4.3 3.8f5. C.I. Rama Laja C.Antuco (S/Filtrac. L.Laja) 66 36 51 35% 12.0 10.2 8.4 7.2 6.9 6.3f6. C.I. Laja en Tucapel-Desagüe L.Laja-Capt. Alto Polcura 388 227 307 93% 80.1 71.2 50.0 40.3 34.6 30.8

g1. Afluentes Embalse Ralco 1267 686 977 85% 325.2 261.4 159.9 95.8 72.0 62.7g2. C. I. entre Ralco y Pangue (R.N.) 114 38 76 85% 24.5 16.0 10.9 8.7 8.1 7.8g3. Bíobío antes Junta Huiri Huiri 1381 724 1053 85% 349.7 277.3 170.8 104.5 80.1 70.6

VOLUMEN DE DESHIELO (Oct-Mar)

CUENCAS RÍOS ACONCAGUA, COLORADO (MAIPO), RAPEL (Y TENO), TINGUIRIRICA, MAULE, LAJA Y BÍO-BÍOSEGUNDO PRONÓSTICO (FINES DE SEPTIEMBRE)

Fuente: Datos elaborados por el CDEC-SIC Por otra parte, en relación con la factibilidad de la representación hidrológica del deshielo en los modelos de cálculo del precio de nudo de la energía, cabe señalar que el modelo OSE2000 permite realizar tal representación a través de sesgar la estadística hidrológica

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2010.

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para poder representar el periodo de deshielo, de una manera similar a la representación del deshielo que realiza el CDEC-SIC en sus estudios de operación. Sin embargo, el cálculo preliminar del precio de nudo de la energía incluido en el ITP en comento, efectivamente no se ajusta a la normativa eléctrica vigente al no incorporar el último pronóstico de deshielo realizado por el CDEC-SIC. Por lo tanto, para dar cumplimiento a lo dispuesto por las normas legales vigentes que regulan el cálculo del precio de nudo, se solicita a la Comisión que se ajuste a lo consignado por la letra c) del artículo 274° del DS N° 327 e incluya en el cálculo definitivo del precio de nudo de la energía el último Pronóstico de Deshielo del CDEC-SIC para el período 2010/2011. 2.- PREVISIÓN DE CONSUMOS DEL SIC 2.1.- Previsión de Consumo del año 2010. La CNE incluye una previsión de consumo para el año 2010 de 40.587 GWh lo que implica un crecimiento de 3% respecto del año 2009. Si se revisa la información de Ventas Reales de 2010 que mantiene el CDEC-SIC en su Red de Archivos (Red CDEC), se constata que los consumos reales hasta agosto de este año suman 26.983 GWh, restando 13.604 GWh en el cuatrimestre septiembre – diciembre para completar los 40.587 GWh incluidos en el ITP en comento. Al respecto, señalamos lo siguiente: a) Si comparamos la previsión de consumo de dicho cuatrimestre del ITP con el consumo

real del mismo cuatrimestre del año 2009, se tiene un crecimiento de apenas un 2,7%, lo cual consideramos una tasa de crecimiento insuficiente para proyectar los consumos para este período que resta del año. Ello, teniendo presente que esta tasa del 2,7% es muy inferior al crecimiento del consumo en los días transcurridos de septiembre y al crecimiento del 7,7% que hubo en el cuatrimestre anterior mayo – agosto de 2010 (14.121 GWh) respecto al mismo período de 2009 (13.115 GWh), lo que implica un freno de la actividad del sector eléctrico que no se justifica al considerar los crecientes niveles de recuperación económica que se observan en el país desde el tercer trimestre del 2010 y la relación directa que existe entre el crecimiento eléctrico y el crecimiento económico. Lo anterior se refleja en los incrementos de la actividad económica (PIB e IMACEC) que se ha venido produciendo en el país a lo largo de este año, lo que ha obligado al Banco Central a modificar las proyecciones de crecimiento de la economía, siendo la más reciente la de este mes de septiembre, en la que el instituto emisor incrementó dicha proyección desde el rango de 4%-5% a 5%-5,5%1 para el año 2010, ello considerando el efecto adverso del terremoto especialmente durante el primer trimestre.

1 Tercer Informe de Política Monetaria (IPOM) del 08-09-2010.


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b) Que el CDEC-SIC, revisó y actualizó en agosto de 2010 la previsión de consumos del SIC2, que determina para el período septiembre – diciembre valores de consumos mensuales más acorde con la creciente actividad económica antes mencionada que se observa en el país. Los datos de consumos reales y previstos por el CDEC-SIC para el año 2010 se presentan en al cuadro N° 2.

CUADRO N°2

Mes Estado GWhEnero Real 3480Febrero Real 3090Marzo Real 3090Abril Real 3202Mayo Real 3431Junio Real 3462Julio Real 3622Agosto Real 3606Septiembre Prevista 3399Octubre Prevista 3561Noviembre Prevista 3562Diciembre Prevista 3717Total CDEC-SIC 41222ITP Oct-2010 40587Diferencia 635(1): Fuente: CDEC-SIC, revisada en agosto 2010

Ventas SIC Año 2010 (1)

En efecto, durante el cuatrimestre de septiembre-diciembre de este año, el CDEC-SIC proyecta un consumo de 14.239 GWh, lo que implica un crecimiento del orden de 7,4% respecto del consumo real del mismo período de 2009, lo que resulta totalmente compatible con la tendencia del consumo eléctrico y de la economía del cuatrimestre mayo- agosto ya analizado.

c) El consumo anual previsto por el CDEC-SIC asciende a los 41.222 GWh, que comparado

con el consumo real de 39.401 GWh del año 2009, representa un crecimiento de 4,6%, que resulta del todo razonable al considerar los aspectos antes analizados, incluyendo el efecto causado por el terremoto en el consumo eléctrico. Por otra parte, consideramos que una tasa del 3% de crecimiento del consumo 2010 incluida en el ITP Oct 2010 subestima lo que será el crecimiento del consumo efectivo para este año, en especial por

2 Se incluye en el mismo archivo de las Ventas Reales 2010 disponible en la Red de Archivos del CDEC-SIC, antes mencionada.

su incompatibilidad con lo observado tanto en la evolución del consumo real, como en el dinamismo creciente de la economía del país.

Por lo expuesto, se solicita a la CNE corregir en el Informe Técnico Definitivo (ITD) la previsión de consumo del año 2010 e incluir para este año un consumo no inferior a los 41.222 GWh previsto recientemente por el CDEC-SIC. 2.2.- Tasa de Crecimiento para el Año 2011. La CNE incluye una tasa de crecimiento de 7,2% para las ventas de 2011, la cual analizada en términos absolutos parece ser una tasa de un nivel razonable para proyectar el consumo de ese año. Sin embargo si se analiza esa tasa en conjunto con el consumo proyectado en el ITP Oct-2010 del año 2010, ella resulta ser insuficiente para representar la evolución del consumo en los años 2010 y 2011 compatible con una condición de reactivación económica que comienza el año 2010 y se intensificará el año 2011. De hecho, el mismo informe del Banco Central mencionado en el punto 1.1 anterior, que arroja una proyección de la economía de 5%-5,5% para el año 2010, prevé un crecimiento aún mayor para el año 2011, dentro del rango 5,5 a 6,5%. En efecto, si se considera la previsión del CDEC-SIC antes señalada, cuyo consumo anual previsto es de 41.222 GWh, el valor de 43.528 previsto por la CNE para el año 2011, representa un crecimiento 2011/2010 de sólo un 5,6%, lo cual, sin duda no representa una condición de reactivación económica más intensa prevista para el año 2011. Ello, en especial, al comparar esta tasa del 5,6% con las tasas de crecimiento previstas por la CNE, para los próximos años (6,4% para el 2012. 6,1% para el 2013, 6% para el 2013, etc.). Por otra parte, cabe considerar que el terremoto de febrero de 2010 redujo considerablemente el consumo del SIC, principalmente desde los últimos días del mes de febrero hasta al menos fines del mes de marzo. Si se aísla el efecto de consumo causado en esos meses por el sismo, la tasa equivalente de crecimiento 2011/2010 sería aún menor al 5,6% antes señalada. Para visualizar lo señalado anteriormente, se realizó una estimación de los consumos que se hubieran producido en los meses de febrero y marzo sin el efecto terremoto, sobre la base de las siguientes premisas: a) Para estimar los consumos de los días sábado 27 y domingo 28 de febrero, se consideró

para cada día el promedio respectivo de los consumos diarios ocurridos los días sábados y domingos de las semanas anteriores de dicho mes.

b) Para el mes de marzo, se realizó una proyección conservadora que resulta de aplicar la

tasa de crecimiento promedio de los consumos del mes de marzo para período 2005 – 2009 (2,8%) al consumo real del mismo mes de 2009. Es una tasa conservadora por cuanto considera años de bajo, incluso negativo, crecimiento del consumo eléctrico.

Los resultados de la estimación se presentan en el Cuadro N° 3 y Gráfico N° 1, donde se incluye junto al caso de previsión normal del CDEC-SIC (sin corregir por efecto terremoto).


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CUADRO N° 3

Mes Estado GWh (1) GWh (2)Enero Real 3480 3480Febrero Real 3090 3207Marzo Real 3090 3536Abril Real 3202 3202Mayo Real 3431 3431Junio Real 3462 3462Julio Real 3622 3622Agosto Real 3606 3606Septiembre Prevista 3399 3399Octubre Prevista 3561 3561Noviembre Prevista 3562 3562Diciembre Prevista 3717 3717Total CDEC-SIC 41222 41785ITP Oct-2010: Año 2011 43528 43528Tasa de crecimiento 2011/10 5.6% 4.2%(1): Previsión CDEC-SIC para el año 2010(2): Previsión CDEC-SIC corrigiendo febrero y marzo: Febrero: los días 27 y 28 incluyendo los consumos promedios diarios de los sábados y domingos de las semanas anteriores del mismo mes. Marzo: aplicando tasa promedio de crecimiento de consumo del mes de marzo para el período 2005-2009, igual a 2,8%.

Ventas SIC - Año 2010

GRÁFICO N° 1

Ventas Año 2010 Corregidas versus no Corregidas por Efecto Terremoto

20002200240026002800300032003400360038004000

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Sept

iem

bre

Oct

ubre

Nov

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bre

Dic

iem

bre

GW

h

Dda. No CorregidaDda. Corregida


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Del Cuadro N° 3, en el caso cuando se corrige la previsión por efecto terremoto (caso 2), la tasa de crecimiento que se obtiene para el período 2011/2010 es de apenas 4,2% lo cual representa claramente una subestimación de lo que debiera resultar como crecimiento eléctrico en un año (2011) en que se prevé un alto nivel de reactivación para la economía del país. Si bien, puede señalarse que no todo el consumo perdido por efecto del terremoto en febrero y marzo puede considerarse irrecuperable durante el año 20103, dos elementos permiten validar nuestra línea de argumentación: i) lo ya señalado anteriormente, respecto de que la tasa del 2,8% utilizada para estimar el consumo del mes de marzo, sin efecto terremoto, puede estar subestimando el vigor con que venía creciendo el consumo eléctrico durante el año 2010, después de dos años con crecimiento negativo de las ventas, lo que se refleja en los altos crecimientos del consumo a partir de mayo de 2010 y ii) entendemos que ambos casos presentados en el Cuadro N° 2, permiten cubrir la gama de premisas que pueden adoptarse para una representación más exacta del efecto terremoto para la previsión de ventas del año 2010, razón por la cual el rango equivalente de crecimiento resultante, entre 4,2% a 5,6%, claramente nos indica que la tasa de proyección del consumo subestima su valor para este año. Más aún, si consideramos que la proyección del crecimiento de la economía para el año 2011, que el Banco Central la sitúa, según el estudio antes mencionado, en un valor bastante superior al de los años anteriores, cercana al 6,5%. Por lo tanto, consideramos que la tasa de crecimiento del 7,2% para determinar el consumo del año 2011, sólo resulta adecuada si se aplica al consumo corregido del año 2010 conforme a lo señalado en el punto 1.1 anterior, esto es, a la previsión revisada del CDEC-SIC que señala que el consumo del año 2010 es de 41.222 GWh. Por lo tanto solicitamos a la CNE corregir, en consecuencia, al alza el consumo del año 2011, lo que implica que si corrige la previsión del año 2010 a lo solicitado (41.222 GWh), mantenga para el 2011 al menos la tasa del 7,2% (44.209 GWh) y las tasas de crecimiento del ITP Octubre-2010 para los años sucesivos. 3.- PLAN DE OBRAS EN EL SIC 3.1.- Plan de Obras de Generación 3.1.1.- Centrales de ENDESA a) Cierre a Ciclo Combinado de central Taltal La CNE reitera el cierre de esta central operando con GNL en enero de 2014, proyecto que había sido excluido por esa Comisión desde la fijación de abril de 2008 hasta la fijación de octubre de 2009, sin que se haya concretado, incluso, ni una declaración ambiental (DIA) de este proyecto. Al respecto, ENDESA insiste, como lo hizo en la anterior fijación de abril, que como propietaria de esta central no tiene proyectado su cierre a CC debido a que los resultados de los análisis técnico – económico efectuados al respecto no hacen viable ni 3 Esto es, que pueden ser recobrados durante los siguientes meses.

conveniente esta transformación. Esto último, en consideración tanto del costo involucrado en las obras de cierre de este ciclo, como de su situación de suministro de GNL respecto del cual no dispone de contratos suscritos de este combustible, lo que puede implicar un abastecimiento de GNL con costos fijos que no le resultan determinables ni necesariamente convenientes. Por otra parte, una situación que consideramos complicada es que el plan de obras que define la CNE es el mismo que se utiliza para el Estudio del Sistema de Transmisión Troncal que se está realizando actualmente para el cuatrienio 2011 - 2014. Si el cierre de la central Taltal efectivamente no se va a realizar como lo ha manifestado insistentemente ENDESA, el Plan de Obras de la CNE que la incluye continuará, como lo ha hecho hasta ahora, distorsionando el resultado de la expansión del sistema troncal en la zona norte del SIC, pues si se incluye una potencia instalada en la S/E Diego de Almagro que en realidad no exista (el cierre de la central Taltal a CC), se continúa subestimando la capacidad de transmisión requerida para dicho sistema en esa zona. En virtud de que esta obra de cierre de CC de Taltal distorsiona tanto los precios de nudo como los resultados de las obras de transmisión que efectivamente deben realizarse para la zona norte del SIC, se solicita a la CNE excluir del plan de obras del SIC el cierre a ciclo combinado de la central Taltal. b) Central Hidroeléctrica Neltume (490 MW) Desde la fijación de precios de abril de 2009 que la Comisión no incluye esta central en el plan de obras de las fijaciones de Precios de Nudo, respecto de lo cual ENDESA reitera su extrañeza por cuanto este proyecto no ha modificado en forma significativa los parámetros que inciden en su rentabilidad social. En respuesta a la solicitud de “proyectos en estudio” efectuada por la Comisión mediante carta CNE N° 598 del 05.07.2010, ENDESA envió los antecedentes del proyecto, señalando que se encuentra en plena etapa de desarrollo y avance y que, en consideración de los plazos previstos para las diferentes fases del proyecto, su fecha de puesta en servicio sería en noviembre de 2015. Dadas las favorables características hidrológicas y de costos de esta central, resulta injustificable que no se incluya dentro del conjunto de proyectos escogidos para la expansión recomendada por la CNE. Por lo tanto, se solicita a la CNE reconsiderar su inclusión en el plan de obras óptimo recomendado. c) Central Choshuenco de 139 MW. También ENDESA informó este proyecto, como contestación a la carta CNE N° 598 del 05.07.2010, el cual tiene una capacidad instalada de 139 MW, ubicada en la XIV Región y cuya fecha de puesta en servicio se prevé en julio de 2007. Al respecto, cabe hacer presente que nuestra empresa se encuentra progresando en el desarrollo de esta central, cuyas características técnicas y de costos informadas en esa ocasión la hacen muy competitiva en relación con las alternativas de oferta consideradas por la CNE para el año 2017. Se solicita


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a la CNE reconsiderar la inclusión de esta central en el plan de obras para el cálculo definitivo del precio de nudo de la energía. 3.1.2.- Centrales Hidroeléctricas Incluidas en Plan de Obras a) Central hidroeléctrica Rucatayo (En Construcción) Respecto de la fijación de Abril de 2010, la CNE adelantó la fecha de puesta en servicio de esta central desde abril de 2012 a marzo de 2012. Como antecedente de conocimiento público se tiene que la central inició su construcción en agosto de 2010 (túnel de desvío), lo cual, según la fecha de puesta en servicio definida por la CNE en su ITP, implicaría un plazo de construcción de 20 meses, lo cual no consideramos factible para una central hidroeléctrica. Al respecto, el propio EIA presentado por el propietario de la central señala que su etapa de construcción4 se extendería aproximadamente por 30 meses, lo cual conduce a que su fecha de puesta en servicio no sería antes de enero de 2013. En consecuencia, se solicita a la CNE explicitar los antecedentes que justifiquen la puesta en servicio de central Rucatayo en marzo de 2012 o en su defecto considerar una fecha acorde con los plazos contemplados en el EIA del proyecto, la cual, como se indicó anteriormente, no debiera ser antes de enero de 2013. Cabe señalar que de no realizar estos ajustes se produciría una distorsión en el sector eléctrico que repercutiría en varios ámbitos, a saber: en la determinación de los precios de nudo, en los estudios de seguridad del sistema y en los estudios de expansión de los sistemas de transmisión, todos los cuales utilizan el plan de obras de la CNE como input de cálculo. b) Centrales hidroeléctricas Genéricas incluidas como Recomendas. La CNE incluye nuevamente en el Plan de Obras en el período 2012 a 2015 varias centrales hidroeléctricas en calidad de obras recomendadas, con una nominación genérica que hace referencia sólo a su ubicación geográfica (región administrativa) y a su capacidad instalada, sin entregar antecedentes descriptivos de esas obras. Como en las fijaciones anteriores, procedemos a formular nuestras observaciones comparando algunas de estas centrales con proyectos reales similares que hayan presentado estudios o declaraciones al Sistema de Evaluación Impacto Ambiental (SEIA) y, con esos antecedentes, efectuar una verificación de los plazos mínimos que se contemplan para su realización. De la revisión hemos detectado que si bien la CNE ha incluido en general retrasos en los proyectos analizados en relación con las fechas de puesta en servicio incluidas en la fijación de octubre de 2009, los plazos estipulados en el ITP actual aún siguen siendo menores a los que corresponden según las especificaciones reales de proyectos hidroeléctricos de similares características.

4 Según el EIA, se contempla la construcción de las obras físicas de la central, los montajes, la puesta en servicio de los equipos, el desmantelamiento de obras temporales y la restauración ambiental de todas las zonas utilizadas por obras y actividades temporales del proyecto


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Debido a lo cercana que están las fechas de puesta en servicio de las centrales revisadas (2011, 2012 e incluso 2013), se solicita a esa Comisión, como se hizo en la fijación de octubre de 2009, entregar los antecedentes de detalle de estos proyectos que permitan comprobar el cumplimiento de los plazos indicados en el ITP. Ello requiere también que la CNE tenga como referencia los proyectos reales similares que hayan ingresado al SEIA, para los efectos de incluir en el plan de obras fechas de puesta en servicio que sean realistas y factibles de ser cumplidas. No obstante lo anterior, a continuación se analizan algunos casos particulares de estos proyectos, cuyas fechas de puesta en servicio deben ser postergadas, para los efectos de no producir las distorsiones antes señaladas (precios de nudo, estudios de seguridad del sistema y de expansión del sistema de transmisión). b.1).- Centrales Hidroeléctricas VI Región 01 y 02 (30,9 y 29,6 MW respectivamente) En el actual ITP, las fechas de puesta en servicio de estas centrales, que mantienen su calidad de recomendadas, se retrasan nuevamente respecto el ITD de Abril de 2010, desde noviembre de 2011 a abril de 2012 la primera (un retraso de 5 meses) y desde diciembre de 2011 a julio de 2012 la segunda (un retraso de 7 meses). De acuerdo a lo observado en las fijaciones anteriores, la única central similar comparable con la central de 29,6 MW ingresada al SEIA el proyecto El Paso de 26.8 MW, cuyo cronograma incluido en su EIA (aprobado en el año 2008), indica que la central cuenta con un plazo de 893 días para la provisión y montaje de su equipo electromecánico5 (más de dos años y 5 meses). Como obra recomendada, no tiene orden de proceder, por lo tanto si se supone que el comienzo de las obras fuera en octubre de 2010, su fecha de puesta en servicio no podría ser antes de febrero de 2013, lo que excede en unos 7 meses el plazo definido por la CNE en su ITP. En el caso de la otra central de 30,9 MW, se podría asimilar a la central San Andrés de 31 MW con EIA aprobado. Si se supone orden de proceder inmediato (octubre de 2010) para la central y un plazo de construcción análogo al de central El Paso antes señalada, entonces su fecha de puesta en servicio no podría ser tampoco anterior a febrero de 2013. Por tanto, se solicita ajustar los plazos y las fechas de puesta en servicio de estas centrales, para al menos febrero de 2013. 5 EIA central EL Paso, capitulo de Descripción del Proyecto, 1.2 descripción de las actividades del proyecto.

b.2).- Central Hidroeléctrica X Región 01 (15 MW) La CNE ubica a esta central en abril de 2012. El proyecto real ingresado al SEIA con mayor similitud a esta central es el de la central Río Blanco Hornopirén de 18 MW instalados, que tiene su DIA aprobado. De acuerdo a ese DIA, el cronograma contempla un plazo de 24 meses para la construcción de la central, por lo cual, si se supone una orden de proceder inmediata (octubre de 2010), su fecha de puesta en servicio no podría ser antes de septiembre de 2012, esto es mínimo 5 meses posterior a la fecha incluida en el ITP. Se solicita la CNE reconsiderar una fecha de puesta en servicio de esta central X Región de 15 MW, no antes del septiembre de 2012. 3.1.3.- Centrales Eólicas 2011 y 2012, IV Región (Obras Recomendadas): La CNE incluye en su ITP dos módulos de 50 MW cada uno de centrales eólicas en el año (IV Regíón y Concepción) ambos en diciembre de 2011 y tres módulos, también de 50 MW cada uno, en la IV Región, todos ellos en enero de 2012, todo lo cual suma un total de 250 MW de capacidad instalada eólica en un plazo de 15 y 16 meses, respectivamente. Al respecto, consideramos que no resulta factible ninguna de las fechas de puesta en servicio definidas por la CNE para estos parques eólicos, por cuanto según los antecedentes y la experiencia que posee nuestra empresa en este tipo de proyectos, indican que módulos de 50 MW requieren un plazo mínimo de dos años para su fabricación, transporte, construcción, montaje y puesta en servicio. Si en el caso hipotético se diera una orden de proceder inmediata (octubre de 2010), la puesta en servicio de estas centrales no podría ser anterior a septiembre de 2012. Se solicita a la CNE incluir una fecha de puesta en servicio para estas centrales, que juntas suman 250 MW instalados, no anterior a septiembre de 2012. 3.1.4.- Costos de Inversión de Centrales Eólicas e Hidroeléctricas incluidos en el ITP Los costos de inversión definidos por la CNE en el Anexo N° 5 del ITP para las centrales eólicas y centrales hidroeléctricas pequeñas y medianas resultan subestimados conforme a los antecedentes que dispone ENDESA para ese tipo de proyectos: a) Costo de Inversión en Parques Eólicos La CNE define un costo unitario de US$ 2000 /kW para una potencia de 50 MW, lo que de acuerdo con la experiencia de ENDESA en el desarrollo de sus propios proyectos eólicos, este monto se aproxima al costo del equipamiento más algunos auxiliares en bornes de los aerogeneradores. El costo unitario total de estas centrales, incluida la conexión al sistema, terrenos, urbanizaciones, canalizaciones, obras civiles y montajes, debería ser superior en, al menos, un 25% que el valor presupuestado por la Comisión en sus bases. Se solicita revisar y corregir estos costos a niveles más acordes con los valores reales para este tipo de proyectos.


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b) Costo de Inversión Centrales Hidroeléctricas. Del ITP se deduce que los costos unitarios, US$/kW, considerados por la CNE para centrales hidroeléctricas de tamaño menor a los 460 MW es sólo un 5% mayor respecto de los módulos grandes. Sin embargo, de acuerdo con los antecedentes disponibles y la experiencia de ENDESA en este tipo de centrales, se considera que la cifra utilizada por la Comisión subestima los costos reales de las centrales de menor tamaño, ya que las deseconomías que se producen en proyectos menores ubicados en un rango entre 100 MW y 350 MW pueden tener un mayor costo que puede ir desde los 2.300 US$/kW para centrales de potencia cercana a los 350 MW hasta los 3.000 US$/kW para centrales en torno a los 100 MW, esto es, valores que son superiores entre un 15% a un 50%, respectivamente, respecto del costo de inversión unitario de las centrales de módulos grandes. 3.2.- Plan de Obras en Sistema de Transmisión 3.2.1- Obras de Transmisión en Construcción. En el Cuadro N° 4 donde del ITP donde se incluyen las obras en construcción, en el segmento de la transmisión se omiten las obras que se presentan en el Cuadro N° 4. Al respecto, cabe señalar que la correspondiente al Tercer Transformador de 750 MW de la S/E Charrúa se incluye en el DS N° 243 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción como obra de ampliación de inicio inmediato. Las otras tres obras mencionadas en dicho cuadro, son obras informadas en construcción por Transelec al CDEC y a la CNE, las cuales incluso se incorporan en el actual estudio del Sistema Troncal (ETT).

CUADRO N° 4 Obras de Transmisión no Incluidas en el ITP

Ubicación Descripcion de Obra Fecha de Puesta en Servicio (Aprox)

Subestación Charrúa Tercer Transformador 750 MVA, 500/220 kV Ene-13

Subestación Polpaico 220 kV Instalación de banco de condensadores estaticos de 100 MVAr Nov-10

Subestación Polpaico 220 kV Instalación de equipo compensador estático de reactivos (CER o SVC) de +100/-65 MVAr Feb-11

Subestación Cerro Navia 220 kV Instalación de equipo compensador estático de reactivos (STATCOM) de +140/-65 MVAr Feb-11

Al respecto, se solicita a la CNE incorporar las referidas obras del Cuadro N° 4 en el Plan de Obras del ITP de la fijación de octubre de 2010.


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3.2.2.- Capacidad de Transmisión Sistema Cerro Navia – Polpaico 2 x 220 kV . De acuerdo con las bases de datos utilizadas por la CNE para las simulaciones con el OSE2000, se continúa modelando esta línea con un límite de transmisión por el tramo “Cerro Navia-Polpaico 2x220 kV” de 620 MW. Actualmente la limitación del tramo al operar con criterio N-1 ajustado es de aproximadamente 460 MVA, situación que se mantendría hasta abril 2012, fecha de puesta en servicio de los equipos de control de flujo en S/E Cerro Navia, que permitirían aumentar la capacidad de transmisión de ese tramo. Se solicita reflejar esta condición en la modelación de este tramo en el cálculo definitivo del precio de nudo de esta fijación de octubre de 2010. 3.2.3.- Restricciones de Transmisión por Centrales Eólicas. Durante el el período 2011 a 2013 la CNE incluye 200 MW en centrales eólicas ubicadas en la zona norte del SIC (IV Región), lo que sumado a los 162 MW ya existentes entre las centrales Canela (78 MW), Monte Redondo (38 MW) y Totoral (46 MW), da un total de 362 MW instalados en dicho período. Sin embargo, en el plan de obras del ITP de Oct-2010 no se incluyen ampliaciones del sistema de transmisión para dicha zona que permitan evacuar las inyecciones de esas centrales pues sólo cabe esperar ampliaciones desde el año 2014. Esto último, en el caso de ser efectivamente requeridas estas ampliaciones, en consideración al bajo despacho de este tipo de centrales. En relación con lo anterior y tal como lo hizo la CNE en las fijaciones anteriores (Abril 2010 y Octubre 2009), en el actual ITP de Oct-2010 estas centrales se modelan con una potencia reducida a su generación media, razón por la cual no se hace patente la real restricción que efectivamente existe en la capacidad de transmisión. Ello teniendo presente que esta generación media resulta de la combinación de varios períodos con producción nula o muy baja y también de un menor número de periodos de alta generación. Al respecto, la CNE tiene tres alternativas para realizar una representación más correcta:

1. Representar estas centrales con una modalidad que contemple un importante castigo en

sus factores de planta, en el cual se contabilicen las necesarias desconexiones de generación que se deberán efectuar cuando las centrales deban inyectar su generación con el sistema de transmisión actual (cuando exista un alto despacho – viento).

2. Modelar por bloques horarios estas centrales, restringiendo la magnitud de estos bloques

a las capacidades máximas de los sistemas de transmisión de la zona. 3. Postergarlas a una fecha en que fuera posible y rentable realizar las ampliaciones de

transmisión hacia el Norte, considerando el bajo despacho de este tipo de unidades generadoras.


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4.- PRECIOS, USO Y DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL LICUADO 4.1.- Proyección de Precios del GNL en el Período 2013 en adelante De igual forma que en la fijación de Abril de 2010, la CNE proyecta el precio promedio anual del GNL aplicando dos criterios diferentes según el período de proyección6, el cual hasta el año 2012, se basa en precios futuros del Henry Hub (NYNEX) y del petróleo Brent (ICE) y desde el año 2013 en adelante, el precio futuro, cuyos valores disminuyen sustancialmente, se basa en una proyección de Purvin & Gertz, fuente de información que no es de acceso público y de la cual correspondería disponer de más antecedentes. La significativa disminución del GNL desde el año 2013 en adelante, tendría su explicación más probable en que la CNE estaría ligando principalmente (o exclusivamente) este precio al Henry Hub (HH) y no al marcador Brent 7. Si ello fuera así, cabe señalar que bajo los convenios vigentes, suministros de GNL a menores precios, ligados principalmente al HH, sólo podrían obtenerse si dicho suministro es contratado “a firme” y no con modalidad “flexible” como lo es en la actualidad. El problema de suponer un suministro a firme es que ello no se justifica económicamente, en especial para la totalidad de las unidades generadoras que la CNE les asignó uso de este combustible, debido a que tales unidades tienen en la actualidad y mantendrán a futuro un bajo factor de planta en condiciones normales de operación, principalmente desde el año 2013 en adelante, período en que se prevé que el SIC contará con una capacidad instalada nueva importante de unidades generadoras de base, con menores costos variables de operación. Es importante destacar que los convenios de GNL suscritos a la fecha, en cuyo precio se incluye una potencial asociación al marcador HH, representan una excepcionalidad y no son contratos obtenibles en el mercado actual de este combustible. Ello, en virtud de que los contratos que se están suscribiendo actualmente para el suministro de este combustible no se están ligando al HH, por ser éste un marcador representativo del mercado local de Estados Unidos, pero no del precio internacional del GNL en el contexto del mercado mundial de este combustible, como sí lo es el Brent y otros marcadores más globales. Por lo tanto, ya que se justifica que los contratos de suministro de GNL se mantengan en la modalidad de “flexible” y no “a firme”, consideramos que el marcador Brent continuará siendo preponderante en el precio del GNL, lo cual implica tener una tendencia en el período 2013 en adelante más acorde con los precios del período anterior (2010-2012). Dentro del contexto de lo expuesto anteriormente, se procedió a actualizar la evaluación presentada en nuestras observaciones de la fijación anterior (Abril 2010), para los efectos de estimar el impacto económico que significa para las centrales que en el actual ITP la CNE las incluye operando con GNL, lo hagan con contratos “a firme” de este combustible. El

6 Proyección de Precios de GNL se incluye en el Cuadro N° 14 del Anexo N°1: Precios de Combustibles del ITP 7 Ello por cuanto las series de precios futuros de Brent - ICE y HH- NYMEX son de tendencia muy estables, sin quiebres importantes en períodos intermedios.

criterio de evaluación es el mismo de la fijación de abril de 2010, esto es, utilizando los mismos datos del ITP (OSE2000), se calcula para cada unidad generadora los costos de generación anual de operar con GNL “a firme” versus sus ingresos por concepto de inyección que percibe cuando la unidad generadora es despachada económicamente (según modelo OSE2000). Como el suministro de GNL flexible es una característica exclusiva del contrato de ENDESA para el uso de sus ciclos combinados, en el Cuadro N° 5 se presentan los resultados de la operación GNL “a firme” del resto de las centrales del sistema (CA y CC), desglosados por costos de generación anual, ingresos por inyección anual y el margen anual de generación por central, para el período 2013-2020.

CUADRO N° 5 Margen de Generación de Centrales operando con GNL “a Firme”

CENTRAL Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen

Quintero (CA) 146 53 -93 155 44 -111 163 50 -113 171 59 -112Taltal (CA) 182 18 -164 0 0 0 0 0 0 0 0 0Candelaria (CA) 0 0 0 84 8 -77 117 16 -101 122 20 -102Nehuenco (CC) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nehuenco II (CC) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nueva Renca (CC) 0 0 0 146 49 -98 208 102 -106 217 118 -99TOTAL 328 71 -257 386 100 -285 488 168 -320 510 197 -313

CENTRAL Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen Costo Gen. Iny Margen

Quintero (CA) 177 70 -107 183 42 -141 192 35 -156 203 21 -181Taltal (CA) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Candelaria (CA) 125 25 -100 218 23 -195 271 24 -247 284 15 -269Nehuenco (CC) 108 31 -78 232 88 -144 241 76 -166 252 52 -201Nehuenco II (CC) 0 0 0 68 15 -53 235 150 -85 245 116 -129Nueva Renca (CC) 223 139 -84 229 114 -115 238 105 -133 248 75 -173TOTAL 633 265 -369 930 282 -648 1177 390 -787 1233 280 -953

(MMUS$) (MMUS$) (MMUS$) (MMUS$)2017 2018 2019 2020

(MMUS$) (MMUS$) (MMUS$) (MMUS$)2013 2014 2015 2016

Del Cuadro N° 5 se concluye claramente que si las centrales allí incluidas tuvieran que contratar GNL “a firme” para acceder a los bajos precios de este combustible definidos por la CNE en el ITP desde el año 2013 en adelante, dicha decisión no resulta conveniente desde el punto de vista privado y sociale, puesto que sus costos de generación superan ampliamente los ingresos de inyección durante todos los años, con márgenes negativos para el total de dichas centrales que van desde los -257 64 millones de US$ el año 2013 y alcanzan cifras cercanos a los 1.000 millones de US$ el año. Esta conclusión resulta evidente por lo antes señalado respecto que estas centrales tendrán a futuro una baja proporción de despacho. Por lo tanto, para este período (2013-2020) se solicita a la CNE lo siguiente: i) Explicitar y justificar el quiebre significativo a la baja del precio del GNL que se produce

desde el año 2013 en adelante; ii) Si dicho quiebre 2013 se debiera al cambio de modalidad de suministro de GNL desde

un sistema flexible a uno a firme y que por tal motivo el precio del GNL se haya


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ajustado en el cálculo del precio de nudo al marcador HH, se solicita a la CNE no incorporar dicho supuesto en este cálculo en virtud de lo expuesto anteriormente, esto es, que contratos de GNL a firme no se justifican económicamente debido a los bajos factores de planta de las centrales que lo utilizan. En tal contexto, se solicita la CNE que mantenga la modalidad de suministro flexible para el cálculo del precio del GNL en el SIC, esto es, con preponderancia del marcador Brent.

iii) La factibilidad de aplicar una modalidad de suministro a firme de GNL, se considera

desde el punto de vista económico muy restringida y limitada a no más de una unidad generadora, que podría ser el caso del CC San Isidro II, por ejemplo (por ser la de menor costo variable de generación con GNL). Por lo tanto, si la CNE insiste en incluir unidades con modalidad de suministro “a firme” se solicita a la CNE que sólo la aplique a una unidad de CC con un precio asociable con mayor preponderancia del marcador HH, y considere suministro flexible para el resto de la centrales con precios de GNL asociados principalmente al petróleo Brent.

4.2.- Uso y Disponibilidad de GNL Se reitera lo observado en la fijación de abril de 2010 respecto de que no se justifica económicamente el uso de GNL en ciclos abiertos (CA) en condiciones normales de operación como es el caso de Taltal y TG Quintero, debido a que ello implica el pago de costos fijos de regasificación y potenciales inflexibilidades en el suministro de GNL que ningún CA, con bajo nivel de despacho, estaría dispuesto a asumir. De acuerdo con el Cuadro N° 6, los factores de planta que resultan del programa OSE 2000, de estas unidades operando en CA con GNL, no superan, en promedio, el 4% para el caso de la central Taltal y el 19% (con un máximo de 38%)8 para la central Quintero. Con estos factores de planta no es posible solventar los costos fijos del regas, razón por la cual, en tanto se mantengan constantes estas condiciones, se solicita eliminar el uso de GNL en centrales de CA, e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo de la energía utilizando combustible diesel. Lo anterior es independiente de que en la operación real se pueda constatar el uso esporádico de GNL en estas unidades, ya sea por desvío desde otras unidades eficientes producto de indisponibilidades de éstas o por excesos en el volumen suministrado. Sin embargo, estas situaciones no deben ser consideradas en la simulación de la CNE por tratarse de eventualidades excepcionales y, por ende, no deber ser contempladas en la planificación económica de la operación de largo plazo. 8 Caso puntual debido a un abastecimiento más ajustado previsto para el año 2011 que se inicia con un deshielo seco.

CUADRO N° 6

FACTORES DE PLANTA DE TALTAL Y QUINTERO EN CA

Año Potencia Generación Factor Planta Año Potencia Generación Factor PlantaMW GWh % MW GWh (3) %

2010 - - - 2010 257 80 14%2011 - - - 2011 257 857 38%2012 244.9 34 2% 2012 257 408 18%2013 244.9 155 7% 2013 257 482 21%2014 - - - 2014 257 386 17%2015 - - - 2015 257 425 19%2016 - - - 2016 257 466 21%2017 - - - 2017 257 528 23%2018 - - - 2018 257 306 14%2019 - - - 2019 257 241 11%2020 - - - 2020 257 136 6%Total 244.9 188.8 4% Total 257 4314 19%

(1): Con GNL en CA desde Julio 2012 hasta septiembre 2013 según ITP.(2): Con GNL en CA desde Abril 2010 .(3): Generación resultante con el OSE 2000 de las unidades operando en CA.

Taltal CA (1) Quintero 1 CA (2)

5.- PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA 5.1.- Disponibilidad de Operación de las Nuevas Centrales Diesel Se reitera la observación de fijaciones anteriores respecto de que la mayor parte de las centrales diesel que han ingresado recientemente en el SIC han declarado en su DIA una operación limitada a un número parcial de horas del año, por motivos de restricciones ambientales, mecánicas o de abastecimiento de combustible. Por tal razón se solicita a la Comisión modelar su aporte restringido como suponer períodos de mantenimiento más amplios o una reducción de su aporte de potencia neta al sistema. 5.2.- Modelación Convenio de Riego Laguna del Maule De acuerdo al convenio de Regulación del Río Maule, el embalse asociado se encuentra dividido en tres secciones, cada una de las cuales tiene diferentes restricciones de uso, tanto para Riego como para generación, regulando así la forma y los volúmenes máximos a extraer en cada sección. Al respecto, se solicita a la Comisión modelar las diferentes secciones del embalse, así cómo las demás restricciones que posee la Laguna del Maule. 6 - PRECIO DE NUDO DE LA POTENCIA Margen de Reserva Teórico de Potencia Se insiste en que el margen de reserva teórico subestima el valor que éste parámetro de acuerdo con los niveles de seguridad exigidos por la normativa vigente. ENDESA ha presentado a la CNE una minuta de solución, que consideramos incluye argumentos sustentables de nuestra posición sobre este tema. Respecto del valor que debiera tener este


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margen para ser compatible con los objetivos de seguridad del sistema, éste debiera ser mayor que el 11,76% definido por la CNE en la presente y anteriores fijaciones de precios de nudo. Se solicita a la CNE revisar la metodología propuesta por ENDESA para los efectos de definir valores compatibles con los márgenes de seguridad requeridos para el SIC conforme con la normativa vigente. 7.- RECARGOS POR REGULACIÓN DE FRECUENCIA Y REGULACIÓN DE TENSIÓN EN LA CALIDAD DE SERVICIO. Se reitera la observación efectuada en fijaciones anteriores respecto que los recargos por Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión no deben determinarse incluyendo exclusivamente los sobrecostos de operación que causan ciertas restricciones definidas por la Comisión en la modelación del sistema para establecer la magnitud y la valorización de estos servicios. Ello debido a que estos recargos determinarán los precios a los cuales se podrían llegar a transar dichos servicios complementarios, por lo que resulta insuficiente incluir sólo los sobrecostos operacionales, debiéndose agregar otros elementos que forman parte los costos de proveer estos SSCC. Estos elementos son: • Los costos de mantener la reserva para proveer estos servicios. Normalmente medido

como el costo alternativo de vender esta reserva en el mercado spot: diferencia entre CMg y costo variable (costo del agua en el caso de un embalse) de operación.

• Margen de incentivo económico requerido en todo mercado para que el servicio esté

disponible y se provea en forma adecuada (oportuna y eficazmente). Por lo tanto, ENDESA solicita a la CNE incorporar los elementos señalados anteriormente en la formación de los precios de los SSCC de Control de Frecuencia y Control de Tensión, compatibles con las tarifas de precios de nudo. 8.- OBSERVACIONES AL MODELO OSE2000 Indisponibilidades aleatorias No se ha representado la posibilidad de fallas o indisponibilidades aleatorias. Es necesario incorporar en la modelación una representación probabilística de fallas, para representar la variable aleatoria de indisponibilidad sobre las componentes del sistema eléctrico (centrales, líneas, restricciones de gas, etc).

Santiago, 30 de septiembre de 2010

Santiago, 30 de septiembre de 2010 GNE Nº 25/2010 Señor Juan Manuel Contreras Sepúlveda Secretario Ejecutivo Comisión Nacional de Energía PRESENTE Ref.: Observaciones Informe Técnico Preliminar Fijación Precios de nudo de octubre de 2010. De nuestra consideración: En cumplimiento a lo dispuesto en la Ley Eléctrica, mediante la presente hacemos llegar a usted las observaciones de nuestra empresa al Informe Técnico Preliminar (ITP) correspondiente a la fijación de precios de nudo de octubre de 2010, que nos hiciera llegar en su carta CNE N° 0705 de fecha 15 de septiembre de 2010. OBSERVACIONES AL CONTENIDO DEL INFORME. 1. Acuerdos de suministro de GNL (octubre 2010 - mayo 2011). Se informa a la CNE que Colbún S.A. ha suscrito acuerdos de suministro de gas natural licuado (GNL) con Enap Refinerías S.A., para la operación a plena capacidad de una unidad de ciclo combinado del Complejo Nehuenco (nominación diaria 1,65 millones m3/día). A estos efectos, hemos hecho nominaciones para el período octubre del 2010 a mayo del 2011. El suministro de GNL fue acordado en la modalidad “Take or Pay” en un 100%. En consecuencia, se solicita a la CNE considerar esta disponibilidad de suministro de GNL para la central Nehuenco 2 entre octubre del 2010 y mayo del 2011.

2. Plan de Obras del SIC.

2.1 Centrales ERNC. En el cuadro N° 5 del ITP (Programa de Obras del SIC Recomendado), la Comisión incluye centrales Eólicas y Geotérmicas usando como base el porcentaje mínimo de ERNC exigido a los privados en la ley N° 20.257.

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Adicionalmente, en el cuadro N° 5 del ITP aparecen recomendados varios proyectos eólicos genéricos de 50 MW a partir de 2011. En particular, en 2011 aparecen recomendados en la IV Región 50 MW en diciembre y 2x50 MW en enero 2012; y en la VIII Región aparecen 50 MW en diciembre de 2011 y otros 50 MW en enero 2012. Si bien es cierto que existen proyectos con EIA aprobados, según la información que disponemos, no se ha iniciado la construcción de ningún parque eólico adicional a los ya en construcción que se indican en el cuadro N° 4 del ITP. Considerando que el plazo de entrega de aerogeneradores varía entre 12 y 18 meses y que la construcción para un parque de 50 MW demora aproximadamente 10 meses, si se supone una orden de proceder de los equipos a fines de 2010, en el mejor de los casos un nuevo proyecto eólico estaría entrando en servicio no antes del segundo semestre del 2012. En consecuencia, se solicita postergar la fecha de entrada en servicio de los parques eólicos del año 2011 y enero del 2012 a no antes de abril de 2012. 2.2 Cierre a ciclo combinado de la central Taltal. En el cuadro N° 5 del ITP aparece el cierre a ciclo combinado de la central Taltal en enero de 2014, lo anterior resultaría injustificado, ya que en virtud del artículo N° 162 del DFL N° 4/2006 a modo de ejemplo si se realiza1 el ejercicio de postergar en 6 meses el cierre del ciclo combinado de la central Taltal se verificará que el costo total de abastecimiento disminuye. Esto implica, que el Plan de Obras propuesto por la CNE no resulta óptimo. Es más, si este ejercicio se reitera sucesivamente, se observa que en realidad el cierre del ciclo combinado de la central Taltal no se justifica económicamente desde un punto de vista social.

Por otro lado, tampoco se justifica desde un punto de vista privado, como lo indica el hecho que el propietario del proyecto, Endesa, señaló expresamente en sus observaciones a las fijaciones de precios de nudo de octubre de 2008 - abril 2010 que no tiene contemplado el cierre de esta unidad a CC puesto que no resulta viable ni conveniente desde el punto de vista técnico – económico. En consecuencia, se solicita a la CNE retirar del plan de obras indicativo el cierre a ciclo combinado de la central Taltal. 1 Considerando los supuestos de precios de combustible y los costos asociados al cierre del ciclo combinado Taltal, se obtiene un costo de desarrollo para este proyecto que supera en gran medida el costo de desarrollo de la tecnología usada por la CNE para el desarrollo de base del sistema.

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2.4 Plan de obras de Transmisión Troncal (en construcción). 2.4.1 Línea Nogales – Polpaico 2x220 kV En el cuadro N° 4 del ITP se indica que la línea Nogales-Polpaico 2x220 kV habría sido puesta en servicio en agosto del 2010. Al respecto, podemos señalar que esto aún no ha ocurrido y que las obras presentan un retraso. La fecha estimada de puesta en servicio es febrero del 2011. En consecuencia, se solicita a la CNE considerar el retraso en la obras de la línea Nogales-Polpaico 2x220 kV y considerar su puesta en servicio para febrero del 2011. 2.4.2 Ampliación del Troncal En el cuadro N° 4 del ITP se indica que las ampliaciones del tramo Ancoa-Alto Jahuel 1x500 kV estarían en servicio en julio de 2013. Al respecto, como señalamos en la fijación anterior, la licitación de la ampliación del tramo Ancoa-Alto Jahuel recibió las ofertas a mediados de octubre de 2009 y fue adjudicada en diciembre de 2009. El plazo de construcción establecido en las bases de licitación es de 39 meses, pero por razones ajenas al adjudicatario es posible extender el plazo a 58,5 meses sin multas para éste. Considerando las implicancias de la ley de bosque nativo en el plazo de aprobación de algunos permisos, el plazo en que normalmente se otorgan la concesión eléctrica, los plazos habituales de aprobación del EIA, etc, todos aspectos ajenos a la responsabilidad del adjudicatario, un plazo mínimo de construcción sería de 49 meses, lo que implicaría una puesta en servicio no antes de enero de 2014, pudiendo incluso llegar a principios del 2015. En consecuencia, se solicita a la CNE postergar la fecha de puesta en servicio de la ampliación del tramo Ancoa –Alto Jahuel para no antes de enero del 2014. 2.5 Plan de obras de Transmisión (recomendado). En el documento enviado por la CNE (Informe Técnico Preliminar de Precio de Nudo Octubre 2010) no hace explicito el plan de transmisión considerado: no se indica las fechas de las ampliaciones ni las capacidades máximas consideradas en cada ampliación. Al respecto, de acuerdo a lo que señala el artículo 162°, numeral 1, la CNE debe determinar “el programa de obras de generación y transmisión”, por lo que también se debe incluir la información relativa a las obras de transmisión consideradas en el plan de obras determinado en la optimización. Adicionalmente, cabe mencionar que esta información fue entregada en las fijaciones anteriores, en particular en el ITP e ITD último, de abril del 2010. En consecuencia, se solicita a la CNE incluir en el cuadro N° 5 del plan de obras recomendado, las obras de transmisión determinadas en su optimización.

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2.6 Interconexiones. El Anexo N°5 “Estudio Programa de Obras de Generación y Transmisión de Mínimo Costo de Abastecimiento del SIC Octubre 2010”, dentro de las alternativas de generación y transporte mencionadas en dicho Anexo no considera ningún proyecto de interconexión, por lo que no queda claro si estas alternativas fueron consideradas en la optimización. En consecuencia, si fueron considerados dentro de las alternativas de transporte de energía proyectos de interconexión, se solicita que se explicite esta información. En caso de no haber sido considerados, se solicita que sean considerados en la optimización, en particular se debería considerar la interconexión SIC-SING como una alternativa y ser evaluada. Así mismo, hacemos presente que las observaciones al ITP expuestas, son concordantes con las de nuestras filiales. Finalmente, según lo solicitado por esa Comisión, esta carta se ha enviado también vía correo electrónico. Saludan atentamente a usted. COLBÚN S.A. Juan Eduardo Vásquez M. Gerente División Negocios y Gestión de Energía

Santiago, 29 de Septiembre de 2010

Observaciones de AES Gener S.A. al Informe Técnico Preliminar para la Determinación de los Precios de

Nudo en el Sistema Interconectado Central de Octubre de 2010

Conforme a lo dispuesto en el Art. N°166 del DFL4 c umplo con comunicar a la Comisión las observaciones de AES Gener S.A. en relación al Informe Técnico Preliminar para la fijación de precios de nudo en el SIC de Octubre de 2010. Asimismo, solicitamos que, en cumplimiento de lo señalado en el artículo N°165 del DFL N°4, la Comisión explicite y justifique los parámetros utilizados en el Informe Técnico respecto de los cuales presentamos nuestras Observaciones Punto 5.2. Programa de obras del SIC Centrales en Construcción (cuadro 4)

Observación 1: Solicitamos a esta Comisión requerir información actualizada y debidamente justificada a los respectivos propietarios, de modo de actualizar el programa de obras de generación de todas las centrales consideradas en construcción, puesto que a la presente fecha no han entrado en servicio las centrales generadoras que en el Informe Técnico preliminar de octubre de 2010 aparecen entrando en servicio en septiembre de 2010.

Centrales recomendadas (cuadro 5)

Observación 2 : Solicitamos a la CNE corregir todo el plan de obras recomendado para los años 2011 y 2012 puesto que, en base a los plazos normales de desarrollo de proyectos de generación y transmisión, todas las centrales generadoras que aparecen recomendadas entrando en servicio en los años 2011 y 2012 ya debieran tener sus estudios de impacto ambiental aprobados, estar en construcción y con las ordenes de equipos principales ya puestas, Considerando estos elementos no parece posible que las centrales recomendadas por la Comisión para el 2011 y 2012 puedan tener un tiempo de construcción de sólo un año a dos años.

Observación 3: Respecto a la instalación a enero de 2012, de 250 MW en centrales eólicas estimamos que no es posible instalar dichas unidades en tan breve plazo, tomando en cuenta el tiempo requerido para el diseño, financiamiento y construcción de dichos proyectos y las dificultades que esto conlleva, tales como la ejecución de contratos de compraventa de energía para disminuir los riesgos del proyecto frente a los inversionistas. Por este motivo, agradeceremos que la Comisión indique a qué proyectos se refiere o bien reconsidere la capacidad instalada en aerogeneradores a ser instalada a enero del año 2012 restringiéndola a un total de 50 MW, desplazando el resto de los proyectos mas allá del año 2013.

Observación 4: Por otro lado, la instalación de un total de 750 MW en aerogeneradores en el plazo del estudio (2011-2020) debiera estar respaldada por estudios de estabilidad del sistema dada la variabilidad en las inyecciones aportadas por dichas fuentes de generación. De acuerdo a lo estudiado por Aleksandar Dimitrovski and Kevin Tomsovicl, en “IMPACT OF WIND GENERATION UNCERTAINTY ON GENERATING CAPACITY

ADEQUACY”, 9th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems KTH, Stockholm, Sweden - June 11-15, 2006. Por dicho motivo, agradeceremos que la Comisión indique si se realizó un estudio de estabilidad de sistema que garantice su correcta operación al incluir 750 MW de aerogeneradores.

Observación 5: La Comisión ha recomendado la instalación de 79.8 MW de centrales hidráulicas para antes y durante julio del año 2012. Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dicha capacidad, tomando en consideración que para la entrada en operación de dichas centrales antes o durante julio de 2012 ya deberían estar puestas las ordenes por los equipos y haberse iniciado las obras civiles de estas. Bajo estas consideraciones dichas centrales deberían figurar como centrales en construcción. Por lo tanto agradeceremos a la Comisión indique de qué proyectos se trata y en caso contrario desplazarlas en el plan de obras a una fecha factible de ser cumplida.

Observación 6: La Comisión ha recomendado la instalación de 42 MW de centrales de Biomasa para diciembre del año 2011. Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dicha capacidad, tomando en consideración que para la entrada en operación de dichas centrales en diciembre del año 2011 ya deberían estar puestas las ordenes por los equipos y haberse iniciado las obras civiles de estas. Bajo estas consideraciones dichas centrales deberían figurar como centrales en construcción. Por lo tanto agradeceremos a la Comisión indique de qué proyectos se trata y en caso contrario desplazarlas en el plan de obras a lo menos tres años.

Punto 5.5. Estadística hidrológica

Observación 7: La CNE indica que se han utilizado las muestras hidrológicas correspondientes al período abril de 1960 a marzo de 2008, lo que determina un total de 48 años hidrológicos. Consecuentemente con lo anterior, la cantidad total de hidrológicas consideradas sería de 51. Sin embargo, la CNE afirma también que la muestra incluye 49 años hidrológicos y que la cantidad total de hidrologías consideradas es 52. Por lo tanto, agradeceremos a la Comisión aclare cual es la cantidad de años incluidos en la muestra.

Observación 8: La CNE señala que para las centrales de embalse agregó a la estadística hidrológica una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. Para las centrales de pasada la CNE señala que se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. Se pide a la CNE verificar que para las centrales de embalse se está respetando también que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central incluso en la hidrología más húmeda que se agregó a la muestra histórica.

Punto 7.2. Indexación del precio de la energía

Observación 9: Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que de cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Hacemos ver nuevamente que en la fijación de Precio de Nudo de Abril de 2010, aún cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como formula de indexación la variación del precio medio de mercado. Solicitamos que, en caso que repita en esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado.

Punto 11. ANEXO N° 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Observación 10: Precio del carbón: La Comisión ha construido los precios de carbón en base a NYMEX, que no representa las importaciones de Chile y a partir de 2013 en base estudio de Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio del carbón que se adquiere en Chile. Se solicita por tanto que la Comisión utilice los indicadores API4 y NEWC Globalcoal, disponibles hasta al menos el año 2013 puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile.

Observación 11: Precio del petróleo Diesel: La Comisión ha utilizado para este propósito la proyección realizada en base a Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio de este combustible en Chile. Se solicita por tanto a la Comisión que utilice los indicadores WTI NYMEX que son los que utiliza ENAP para la fijación del precio del diesel en Chile.

Observación 12: Gas Natural Licuado: Respecto del Gas Natural, La Comisión utiliza una metodología adecuada para el período 2010 - 2013, utilizando la información de contratos e indicadores de mercado NYMEX (BRENT y Henry Hub). Sin embargo en 2013 la Comisión cambia la metodología obviando información de contratos y proyectando según estudio de Purvin & Getz. Se solicita por tanto a la Comisión, mantener la metodología utilizada hasta 2013 o indicar la razón de dicho cambio de metodología.

Observación 13: La Comisión ha utilizado en sus últimos informes, factores de modulación para el cálculo de los precios de combustibles los cuales muestran una alta variación entre informes introduciendo con ello modificaciones apreciables a los valores entregados por los estudios de Purvin & Getz y otros. Dadas las variaciones de dichos factores de modulación, se solicita a la Comisión que explique de manera detallada el método de cálculo de dichos factores.

Punto 13 Anexo 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACION DE OCTUBRE DE 2010

Observación 14: AES Gener S.A. considera que todos los factores de sobre costo deben ser aplicados sobre el correspondiente precio de nudo, el que es obtenido luego de la comparación con la banda de Precios Medios Libres, y no incorporado dentro del precio teórico de la energía.

Observación 15: La Comisión indica en el punto 13.2.2 una tasa de indisponibilidad por transmisión de 0,00136 horas/km. Agradeceremos indicar el fundamento de dicha tasa. Puesto que, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE, según se indica en el informe preliminar corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación de forma de abastecer la demanda en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada, se subestima en forma sustancial el efecto de la indisponibilidad de generación cuando se producen fallas de transmisión, siendo en consecuencia un valor mínimo de indisponibilidad el determinado, dado que supone un ajuste instantáneo de la generación disponible a la demanda. Con el fin de realizar una mejor aproximación al efecto que tiene sobre el sistema la indisponibilidad de transmisión, se solicita a la Comisión que realice el siguiente procedimiento:

• Efectuar un análisis del impacto estático y dinámico en la operación del sistema, con la

desconexión de todos los tramos del sistema de transmisión definidos por la CNE.

• Determinar las energías no suministradas en dichos casos, considerando el momento en que se produce la perturbación hasta el momento en que se normaliza el abastecimiento.

• Valorizar las energías no abastecidas según el correspondiente al tramo del costo de falla intempestivo y el mayor costo de operación del sistema en que se incurrió, considerando los motores y otras unidades que debieron entrar transitoriamente.

• Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema. • Acumular las tasas de falla asociadas a cada tramo del sistema de transmisión y los

montos de energía no suministrada y mayor costo de operación, obteniendo la indisponibilidad de transmisión en horas/año y el factor de sobre costo en unitario (p.u.).

Punto 15.2.1.4 centrales Hidroeléctricas

Observación 16: La Comisión nuevamente indica que el número de hidrologías considerado es de 49.

Por tanto, se agradecerá a esa Comisión aclare si se trata de 48 o 49 el número de hidrologías utilizadas en esta oportunidad.

Punto 15.2.1.5 centrales Eólicas y Geotérmicas

Observación 17: La Comisión ha utilizado como costo de inversión para las centrales eólicas un valor de 2.000 US$/kW, conformando en base a este valor proyectos de 50 MW a ser ubicados entre las regiones de Coquimbo y Bíobío. Dicho costo incluye la subestación y la línea de conexión al sistema. De acuerdo a los antecedentes recabados por AES Gener S.A., el costo de instalación de una planta de dichas características debiera ser de a lo menos 2.500 US$/kW para plantas de 50 MW y de 2.700 US$/kW para plantas de 30 MW debido principalmente a las economías de escala. Dichos valores se apoyan en los estudios desarrollados por Pavez M. “Wind Energy Generation Feasibility on the Northern Interconnected System” Tesis de Magister en Ingeniería. Santiago: Pontificia Universidad Católica de Chile, 2008 Se solicita por tanto a esta Comisión aumentar el costo de inversión de las centrales eólicas de 2.000 US$/kW a 2.500 US$/kW.

Observación 18: La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N° 20.257 referente a las ERNC. Se solicita a esta Comisión indicar qué porcentaje de ERNC está considerando en el período de estudio en su matriz de Generación y velar porque esta energía no sea superior a la realmente requerida por el sistema.

Punto 15.6. Metodología

Observación 19: La comisión ha considerado una vida útil de las centrales de carbón de 24 años. Se solicita a la Comisión que modifique dicho valor a lo menos a 30 años dado que todas las centrales a carbón instaladas entre 1960 y 1980 en Chile se encuentran aún en operación.

OBSERVACIONES

AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDO DE OCTUBRE DE 2010 DEL SIC

Detalle de observaciones:

N° UBICACIÓN DE LA

OBSERVACIÓN

INFORME PRELIMINAR

OBSERVACIÓN SUGERENCIA

1 Punto 5.2, página 13, Cuadro N° 5 Programa de Obras del SIC (Recomendación)

Obras Recomendadas de Transmisión.

No aparece el listado de obras recomendadas en transmisión.

Incorporar el listado de obras recomendadas de transmisión que se utiliza para operar el sistema al mínimo costo de inversión, operación y falla.

2 Punto 5.2, página 12, cuadro 4: Programa de obras del SIC (Construcción)

Obras de Transmisión en Construcción.

Las siguientes obras tienen fechas de puesta en servicio diferentes a las informadas por Transelec en carta O N°22/2010, del 08 de julio de 2010:

• Línea Nogales Polpaico 2x220 kV agosto 2010

Modificar la fecha de entrada en servicio de estas obras de acuerdo al siguiente listado:

• Línea 2x220 kV Nogales - Polpaico, febrero 2011.



Las siguientes obras que aparecen en el listado de obras en construcción ya se encuentran en servicio:

• Nuevo tramo de línea El Rodeo – Chena 1x220 kV

• Línea Alto Jahuel – Chena 2x220 kV: segundo circuito

Eliminar del listado de obras en construcción las dos obras nombradas anteriormente.

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N° UBICACIÓN DE INFORME OBSERVACIÓN SUGERENCIA LA PRELIMINAR

OBSERVACIÓN



Faltan en este listado, las siguientes obras de transmisión en construcción:

• Subestación Lagunillas 220/154 kV.

• Línea 2x220 kV Charrúa – Lagunillas, tendido primer circuito y paño de 220 kV en S/E Charrúa.

• Subestación San Ambrosio 220/154 kV. (En la zona de Linares)

• Línea Ancoa – San Ambrosio 2x220 kV, tendido un circuito.

• Subestación seccionadora Las Palmas (Ex Canela) en línea 2x220 kV Los Vilos – Pan de Azúcar.

Incorporar estas obras en el listado de Obras de Transmisión en Construcción con la siguiente fecha de puesta en servicio:

• Subestación Lagunillas 220/154 kV: Oct-2010.

• Línea 2x220 kV Charrúa – Lagunillas: Sept-2011.

• Subestación San Ambrosio 220/154 kV: Sept-2012.

• Línea Ancoa – San Ambrosio 2x220 kV, tendido un circuito: Sept-2012.

• Subestación seccionadora Las Palmas: Oct-2010.



Falta en este listado las siguientes obras de transmisión en construcción:

• Statcom (+140/-65 MVar) en S/E Cerro Navia.

• CCEE (+100 MVar) y CER (+100/-65 MVar) en S/E Polpaico.

Incorporar estas obras en el listado de Obras de Transmisión en Construcción con la siguiente fecha de puesta en servicio:

• Statcom (+140/-65 MVar) en S/E Cerro Navia, Febrero-2011.

• CCEE (+100 MVar) en S/E Polpaico, Noviembre-2010.

• CER (+100/-65 MVar) en S/E Polpaico, Febrero-2011.

Estos proyectos permitirían incrementar la capacidad del sistema de transmisión troncal de 500 kV entre S/E Ancoa y SS/EE Alto Jahuel y

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N° UBICACIÓN DE LA

OBSERVACIÓN

INFORME PRELIMINAR

OBSERVACIÓN SUGERENCIA

Polpaico.

6 Punto 15.3, página 52: Obras de Transmisión.

Anexo N°5: Estudio programa de Obras de Generación y Transmisión de Mínimo Costo de Abastecimiento del SIC Octubre de 2010.

Los párrafos contenidos en el punto 15.3 se repiten en el punto 15.7.1 pág. 60.

Se solicita eliminar uno de los dos puntos.

7 Punto 17, página 72: Cuadro Nº31 Diagrama Unilineal Referencial

Anexo N°7: Sistema Interconectado Central

El diagrama unilineal del SIC no se encuentra actualizado, falta por ejemplo las SS/EE Punta Colorada y Tinguiririca.

Se solicita actualizar el diagrama unilineal referencial.

Observaciones de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., al Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2010

A continuación se indican las principales observaciones de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., en adelante Guacolda, al Informe Técnico Preliminar, en adelante ITP, para la fijación de precio de nudo del Sistema Interconectado Central, en adelante SIC, correspondiente al proceso de fijación de precios de nudo de Octubre de 2010, enviado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE.

1. Previsión de Demanda y Plan de Obras Recomendado

Las proyecciones de demanda no reflejan las expectativas de crecimiento y desarrollo del país para los próximos años.

En términos agregados, las proyecciones de demanda han venido siendo constantemente menores a las efectivamente ocurridas, situación que lo único que logra es adoptar una posición reactiva frente a los requerimientos energéticos del país, toda vez que impide un crecimiento acorde con las necesidades.

Comparando el actual ITP con el ITD de la fijación de abril del presente, la proyección de demanda presenta un aumento tan sólo del 1% para los próximos 4 años y de 3% para los siguientes, situación que es una subestimación de las expectativas de crecimiento del país.

Asimismo, resulta contradictoria la proposición de desarrollo del parque generador frente a estas expectativas de crecimiento, toda vez que el plan de obras de generación recomendado propone un 16% menos de capacidad instalada y 2,75 veces más generación eólica – generación de muy bajo factor de planta - que el ITD de Abril.

Guacolda considera que deben incluirse en el programa de centrales recomendadas, proyectos de tecnología de mayor confiablidad para el sistema, de tal forma que el aumento de la previsión de demanda quede reflejado en el total de capacidad instalada en el periodo.

Por lo anterior se solicita una revisión de las proyecciones de demanda, teniendo en cuenta también que los aumentos de demanda no sólo coincidan en el largo plazo, sino que pueda verse representada su fecha de puesta en

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servicio y de esta forma se modele adecuadamente el comportamiento y requerimientos del sistema eléctrico.

Guacolda quiere nuevamente recalcar la importancia de la elaboración y consistencia del Plan de Obras recomendado por la CNE, no sólo en cuanto a la determinación de las tarifas, sino que en su estrecha relación con el desarrollo del SIC en general, en particular del sistema de transmisión troncal (Estudio de Transmisión Troncal) y proyecciones de inversión de los agentes actuales y futuros del mercado eléctrico.

Contrastando el actual ITP con los informes de fijaciones anteriores, éste deja de considerar proyectos de centrales a carbón, tecnología que históricamente ha tenido buena confiabilidad, operando en base en el SIC.

Por otra parte, en el presente ITP se está recomendando principalmente centrales del tipo hidráulica, eólica y geotérmica, sobre las cuales no existe mayor certeza de que se lleven a cabo y algunas con un bajo factor de planta.

Asimismo, resulta particularmente extraña la consideración de GNL en Taltal a partir de Octubre de 2012 y el cierre del ciclo a partir del 2014, siendo que la misma ENDESA indicó en las observaciones al informe de la DP del CDEC-SIC “Diagnostico Expansión de Transmisión Troncal del año 2010” que esto no ha sido comprometido por dicha compañía y que no debe ser considerado.

Por lo anterior, se sugiere que se analicen las obras recomendadas, debido a que se estará aumentando la capacidad del sistema con instalaciones que no están debidamente justificadas y/o con centrales cuya disponibilidad depende fuertemente de factores climáticos (Eólicas, Hidráulicas), de bajo factor de planta, y a la vez, se estaría disminuyendo el aporte de centrales que poseen una mayor confiabilidad (Térmicas a Carbón).

Finalmente cabe mencionar que respecto al desarrollo del sistema de transmisión, la CNE considera sólo las obras de expansión del decreto del ministerio de economía para el desarrollo troncal, el cual contiene obras sólo hasta el 2014. Luego de este año, no considera obras adicionales en el troncal, y si lo hace no las menciona en el informe, con lo cual no queda claro la forma que se logra la suficiencia del sistema.

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2. Precios de Combustibles

Respecto de la proyección de precios de los combustibles, resulta extraña la estimación realizada para el precio del GNL.

El precio de este combustible está fuertemente correlacionado, a través de su fórmula de indexación, con el precio del petróleo WTI, entonces no resulta congruente el alza proyectada para este combustible, con la baja del precio del GNL estimada.

Por lo anterior, se solicita revisar la proyección del precio del GNL a fin de que sea acorde con la tendencia al alza de los combustibles utilizados para la generación.

3. Cargo y Abono

De la revisión de este ítem, se apreció una diferencia en lo que se indica como recaudación de Guacolda en el mes de mayo de 2010.

Hay que considerar que en ese mes, la información sobre el monto que se debía recaudar de CGE, fue publicado con atraso, por lo que la diferencia podría deberse a esta situación.

Asimismo, en el mes de julio se efectuó una reliquidación de montos del año 2009 que no se ve reflejada.

4. Cargo Único

Los valores indicados por la CNE, no corresponden con los valores del Informe de Peajes 2009, su revisión o del Informe de Peajes 2010, por lo que se solicita una aclaración respecto del origen de los montos señalados.

GUACOLDA S.A.

Septiembre 2010.

1

Observaciones y Comentarios HIDROMAULE S.A.

“Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo-Octubre 2010”

De acuerdo al artículo N°166 del DFL N°4/2006 y el artículo 282 del Decreto Supremo

N°327/1997, se presentan a continuación las observaciones de la empresa Hidromaule S.A. al

Informe Preliminar de Precios de Nudo de Octubre 2010.

1 Plan de Obras del SIC

En función de lo declarado en la sección 15.2.1, Anexo 5, del Informe Técnico Preliminar de

Precios de Nudo de Octubre de 2010, en que señala: “En el proceso de optimización se

consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser

desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar.”, señalamos a esta Comisión que

diversos considerandos del informe no resultan ajustados a la realidad, o bien, no deberían ser

considerados factibles, tanto en los plazos de puesta en marcha señalados como en las

tecnologías consideradas, pues estaría contraviniendo lo señalado en la introducción del

mismo Anexo 5, en que se busca velar para el buen desarrollo del sistema eléctrico, toda vez

que las señales de precios que emanan de este informe, afectan directamente el desarrollo del

sistema eléctrica. Para tal efecto, solicitamos a usted tener bien a considerar las siguientes

observaciones:

En el plan de obras la CNE sigue incluyendo el desarrollo de la central geotérmica Calabozos,

en bloques de 40 MW, hasta llegar a un total de 120 MW al año 2019. Al respecto reiteramos

lo señalado por otras empresas en fijaciones anteriores, en el sentido que el proyecto

Calabozos ya no se está desarrollando por quienes lo promovían. Las actividades de

exploración se encuentran suspendidas y en general este proyecto se encuentra detenido. En

consecuencia, se solicita a la CNE eliminar el proyecto calabozos del plan de obras.

Citando lo expresado por ENDESA en sus observaciones el ITP de Abril de 2010, en relación a la

central de Ciclo Combinado Taltal de su propiedad, declarada en el Plan de Obras para enero

de 2014, que señala: “La CNE mantiene el cierre de esta central operando con GNL en enero de

2014, proyecto que había sido excluido por esa Comisión desde la fijación de abril de 2008

hasta la anterior fijación de octubre de 2009. Al respecto, ENDESA manifiesta, como lo hizo en

las fijaciones de octubre de 2007 y octubre de 2009, que como propietaria de esta central no

tiene contemplado su cierre a CC debido a que los resultados de los análisis técnico –

económico efectuados al respecto no hacen viable ni conveniente esta transformación. Ello, en

virtud del alto costo involucrado en las obras de cierre este ciclo; considerando además que no

existe una solución definitiva de la planta de regasificación en el Norte Grande, ni tampoco

contratos suscritos de GNL, lo cual puede conducir a un suministro de este combustible para

esta central con costos fijos que no le resultan determinables ni necesariamente convenientes”.

2

Se solicita en consecuencia a la CNA excluir del cálculo del precio de nudo el cierre a ciclo

combinado de la central Taltal.

Se solicita indicar por qué no se han incluido en el plan de obras recomendado, las centrales

Los Cóndores (150 MW) y Neltume (473 MW) para mediados del año 2015, en circunstancias

que ambas centrales cuentan con estudios avanzados por parte de un generador y han sido

informados como factibles a esta Comisión.

La central eléctrica Rucatayo ha sido considerada en servicio a partir de Marzo de 2012. Sin

embargo, este proyecto ha iniciado su fase constructiva recién este mes y su duración

estimada es de 3 años, por lo que se solicita a esta comisión considerar una fecha realista

para la entrada en servicios de la central Rucatayo, que sería no antes del tercer trimestre

del años 2013

Esta comisión ha incluido una serie de proyectos eólicos en su plan de obra recomendado, en

donde se instalarían cerca de 250 MW en los próximos 13 meses, esto es, hasta enero de 2012.

Este plazo parece extremadamente optimista, tomando en consideración los plazos reales de

tramitación de cualquier proyecto de características similares. Solicitamos por tanto a esta

Comisión, postergar la entrada de estas centrales recomendadas a plazos más razonables,

que sería no antes de enero de 2013.

En el cuadro N°4 de la sección 5.2 del informe, se ha incorporado el plan de obras de

transmisión en construcción, que incluye obras de transmisión con fechas de entrada ya

transcurridas. Al comparar este cuadro con el Informe Técnico Definitivo de Abril 2010, se

puede ver que este no ha sufrido ninguna modificación, por lo que se pide una revisión al

respecto y actualización del plan con fechas realistas para la entrada de estas instalaciones.

2 Costos de Inversión

En la sección 15.2.14, se ha considerado un costo unitario de USD 2.100 por KW instalado para

proyectos de menor envergadura. Sin embargo, esta cifra resulta en extremo desajustada para

todos los proyectos de menos de 100 MW considerados en el plan de Obras recomendado. En

la práctica, los proyectos de menor potencia requieren costos unitarios superiores a USD 3.000

por KW instalado.

Respecto de los costos de inversión en unidades eólicas, esta Comisión considera un costo

unitario de USD 2.000. Esta cifra no es realista, por lo que se solicita a esta comisión considerar

un costo de USD 2.500 por KW instalado. Adicionalmente, los factores de planta considerados

en el Gráficos N°4 de la sección 15.2.1.5, no se ajustan a los antecedentes empíricos

observados en proyectos como Canela y Monte Redondo, donde los factores de planta

resultan cercanos al 20%. Solicitamos por tanto revisar estas estos supuestos.

30-Sep-2010

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDOS DEL SIC DE OCTUBRE DE 2010

Se presentan a continuación las observaciones del representante del Segmento de Clientes Libres en el Directorio del CDEC-SIC al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudos del SIC de octubre de 2010

1 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC

En la Sección 5.2 se presenta el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (de Economía) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/97 (de Minería). Se indican las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el “ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC”.

En el Anexo mencionado, en la sección 15.2.1.4 se señala que para las centrales hidroeléctricas, a partir de los antecedentes disponibles en esa Comisión, se consideraron proyectos con costos unitarios de inversión entre 2.000 y 2100 US$/kW. También se indica que para los proyectos que requieren transmisión en corriente continua se ha incluido un costo asociado a la transmisión en corriente continua necesaria para la conexión al centro de carga del sistema, incluidos los refuerzos necesarios en el centro de carga del sistema (cifras incorporadas en los 2.000 US$/kW puesto que se señala previamente que los costos de inversión de estos proyectos, de manera referencial, incluyen los costos de transmisión y los costos asociados al cumplimiento de la normativa ambiental, así como otros costos de mitigación).

Sin embargo, se señala en la sección 15.6 que la metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales térmicas (el subrayado es nuestro) y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fija y variable) y falla.

Al respecto nos permitimos observar que la Ley Eléctrica, en su artículo 162°, cuando se refiere a la determinación del programa de obras de generación y transmisión que minimiza el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamientos durante el período de estudio, no hace distingos entre centrales térmicas y el resto de las centrales. En consecuencia, todas ellas deben ser representadas con sus costos de inversión y de operación en el proceso de optimización de su fecha de puesta en servicio a una tasa de descuento de 10% anual y no solo algunas de ellas como se desprendería del texto subrayado previamente, inconsistencia que se podría deber simplemente a un problema de redacción.

Si bien es probable que en este informe preliminar el problema no pase de ser un tema de redacción, puesto que en la sección 15.6 no se hace esta distinción y hay una referencia al valor residual de las inversiones en centrales hidroeléctricas, se ha estimado pertinente hacer presente el punto para obtener una confirmación en esta materia. La preocupación al respecto no nace solo de este texto, sino que también de una

presentación hecha por el Consultor del Estudio del Sistema Troncal al Comité de Coordinación de dicho estudio1 con fecha 27 de julio de 2010, la que fue analizada por dicho Comité en sesión extraordinaria N°8 el 05 de agosto de 2010. En esa oportunidad, entre otros puntos, se analizó el “Criterio de considerar costo marginal de 80 US$/MWh para definir plan de obras de generación en período 2020-2025”, dado que el Consultor señaló en su presentación que usó como criterio para definir la expansión de generación en el período 2020-2025 el de mantener el costo marginal de energía en un valor similar a los últimos años del Programa CNE. Producto de dicho análisis el Sr. Rubén Sánchez, representante de los clientes libres ante dicho Comité, expuso su disconformidad por este criterio de establecer a priori un costo marginal para el plan de obras de generación, ya que éste debiera salir naturalmente del proceso de optimización de la planificación, considerando un Plan de Obras que sea de mínimo costo contemplando una tasa de descuento de 10% anual, lo que se dejó explicito en el Acta de la Sesión Extraordinaria N° 8 del Comité. Si bien en este informe preliminar no existen referencias a costos de desarrollo ni a la cifra de 80 US$/MWh mencionada en el estudio del Sistema Troncal para la componente de energía2, nos permitimos destacar que dicha cifra estaría asociada al costo de desarrollo del SIC a una tasa del 10% sobre la base de centrales térmicas, de modo que al aplicar esa metodología, las centrales hidroeléctricas, con un costo medio inferior al de las centrales termoeléctricas para una tasa de 10% anual, resultan desplazadas en el tiempo en el programa de obras respecto a las fechas de entrada en servicio óptimas, que tendrían al seguir el procedimiento que establece la Ley (mínimo costo presente a una tasa de 10% anual). Al ser menor el costo medio hidroeléctrico y establecer su fecha de puesta en servicio en función del costo medio térmico, implícitamente se estaría utilizando para ellas una tasa superior al 10% anual.

En definitiva, se solicita a la Comisión Nacional de Energía que tenga a bien confirmar que la referencia restringida a centrales térmicas que se incluye en el texto del Informe Preliminar de Precios de Nudos se trata solo de un problema de redacción y que las centrales hidroeléctricas han sido representadas en el proceso de determinación del programa de generación y transmisión óptimo por sus costos de inversión, resultando de este modo su fecha de puesta en servicio aquella que resulta óptima para una tasa de descuento de 10%. En caso que no fuera así, se solicita reformular el programa de obras o indicar cómo se condice lo obrado con lo que establece la Ley.

2 COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN

En la Sección 5.8 se indica el valor del Costo de Racionamiento utilizado en la determinación de los costos marginales; en el Anexo 4 se hace referencia la base de cálculo y a la forma en que se actualizan los valores de una fecha a otra. Se aprecia que se mantiene la referencia al “Estudio de Costo de Falla de Larga duración” remitido al CDEC SIC con carta CNE N° 1410 de 20 de Septiembre de 2007 de modo que no se ha

1 Antecedente proporcionado por el señor Rubén Sánchez, integrante de dicho Comité en

representación de los Clientes Libres 2 Este valor de 80 US$/MWh corresponde solo a la componente de energía de modo que el

precio de la electricidad asociado a este costo de desarrollo es cercano a 93 US$/MWh, al incorporarse la componente de potencia. Esta cifra corresponde efectivamente a un valor que se reconoce en el mercado como costo de desarrollo térmico (posiblemente en la parte superior del rango). Sin embargo, si se tratara de asimilar este costo de desarrollo a una tasa de 10% anual para una central hidroeléctrica su costo de inversión debiera ser significativamente superior al valor de 2.000 a 2.100 US$/kW indicado por la Comisión (posiblemente sobre los 4.000 US$/kW).

considerado aún lo observado con ocasión del Informe Preliminar del mes de abril de 2010. En esta oportunidad se señaló que el estudio3 que fundamenta las cifras estableció costos de racionamiento globales ponderando el costo de cada usuario por la energía demandada, sin utilizar una curva de oferta de energía fallada. Se indicó además lo siguiente:

“De hecho, el estudio mencionado, en la Sección 7.3.3. señala que “...la disposición a pagar (DAP) revelada por la encuesta indica que los valores de costo de racionamiento obtenidos según DAP son inferiores a los valores obtenidos en el estudio…. Esto concuerda con estudios que indican que en el caso de permitir que el racionamiento se realice vía precios, por ejemplo, permitiendo que los clientes transen entre ellos sus respectivas cuotas, el costo de racionamiento es inferior, aun considerando el costo de las transacciones que se realizarían”. Lamentablemente, este aspecto, mencionado en el documento, no fue abordado en los cálculos y es fundamental al determinar el costo de falla.

En Chile, desde el año 1989 se promueve y se facilita que el racionamiento se efectúe vía precio; los sistemas de cuotas transables han operado perfectamente en el caso de consumidores medianos y grandes durante períodos de menor oferta disponible. Por otra parte, la aplicación del artículo 148° de la Ley General de Servicios Eléctricos, incorporado en el año 2005, que permite incentivar vía precios variaciones en el consumo, ha tenido efectos similares y a nivel más global (incluyendo consumidores pequeños). “

En consecuencia, se reitera la necesidad de considerar este antecedente con ocasión del nuevo estudio de Costo de Falla que corresponderá realizar en conformidad al Reglamento de la Ley Eléctrica, de modo de revisar en esa oportunidad los valores utilizados, generando e incluyendo al menos una curva de oferta de energía fallada a partir de información similar a la que aparece en el mismo estudio mencionado.

3 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

En la Sección 6.2 se indica que el Precio Básico de la Potencia de Punta se derivó del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. En Anexo 2 se señala que se considera como unidad de punta una turbina a gas diesel de 70 MW , con un costo de inversión de 718 US$/kW más una subestación eléctrica con un costo unitario de 71 US$/kW y una línea de interconexión al SIC, con un costo de 20 US$/kW. Al igual que lo observado con ocasión del Informe Preliminar del mes de abril de 2010 se hace presente que si se comparan estas cifras con lo informado por propietarios de proyectos reales, presentados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, se observan, en general, cifras significativamente menores. Los datos públicos desde el año 2007 en adelante son los siguientes:

• Turbinas a gas diesel, EMELDA4, Empresa Eléctrica Diego de Almagro, 2* 36 MW, Costo de inversión Millones US$ 32, costo unitario de 444 US$/kW

• Turbinas a gas diesel, Central Salar de Codelco5, 2*40,23 MWnetos, Costo de inversión Millones US$ 62, costo unitario de 729 US$/kW. Cabe señalar que esta

3 Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING, desarrollado por la Fundación para la Transferencia Tecnológica, de fecha marzo de 2006.

4 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2837315 5 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2841907

https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2837315


corresponde a una unidad de tipo aeroderivativo, de mayor eficiencia que las unidades industriales normales; además, operaría a una altura de 2.533 m.s.n.m. y con alimentación dual diesel-gas, según se indica en el SEIA.

• Turbinas a gas diesel, Central Termoeléctrica Diego de Almagro6, 2*30 MW, Costo de inversión Millones US$ 20,5, costo unitario de 342 US$/kW

• Turbina a gas diesel, Los Guindos7, 132 MW, Costo de inversión Millones US$ 65, costo unitario de 492 US$/kW

• Turbina a gas diesel, Ampliación de Proyecto Respaldo Eléctrico Colmito8, 60 MW, Costo de inversión Millones US$ 27, costo unitario de 450 US$/kW. Es una unidad de tipo aeroderivativo.

• Turbina a gas diesel, Central Tierra Amarilla9, 165 MW, Costo de inversión Millones US$ 62, costo unitario de 376 US$/kW

• Turbina a gas diesel, Central Cardones10, 165 MW, Costo de inversión Millones US$ 62, costo unitario de 376 US$/kW

En consecuencia, se sugiere considerar estos antecedentes con ocasión del nuevo estudio de costos de inversión y costos fijos de operación de la unidad de punta que corresponderá realizar en conformidad al Reglamento de la Ley Eléctrica.

6 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2626030 7 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2570921 8 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2510995 9 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2074220 10 https://www.e-seia.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2054648






observaciones al “informe técnico preliminar precios de nudo” · 2019-02-07 · observaciones...

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