COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES …en el cuadro N°5 del ITPN. Producto del...

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COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES

DEL CDEC-SIC AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC

ABRIL DE 2013

1. Plan de Obras del Sistema de Transmisión

• La línea “Lampa 220 – Polpaico 220” opera desde el principio del horizonte de

simulación con 620 MW de capacidad máxima, lo que corresponde a su límite térmico a 25ºC con sol. Se considera que debería utilizarse el límite de operación con criterio N-1 ajustado, con la cual debería operar a 460 MW como máximo (530 MW con EDAC). Lo mismo sucede con el tramo “Cerro Navia – Lampa 220 kV”.

• En el cuadro N°4 del ITPN se indica una capacidad de 1500 MVA para el segundo

Transformador Ancoa 500/220 kV. El proyecto actualmente en construcción tendrá una capacidad final de 750 MVA.

• En las bases OSE se modela la entrada de Subestación seccionadora Lo Aguirre: Etapa

I en septiembre de 2015, mientras que en el cuadro N°4 del ITPN se indica como fecha de entrada Octubre de 2015.

• En las bases OSE se modela la Segunda Etapa del seccionamiento en S/E Lo Aguirre

en Oct-2016, pero esta obra no se encuentra listada en el cuadro N°5 del ITPN. • Se sugiere revisar la pertinencia de modelar el cable “Ancoa – Colbún 220 kV” en

servicio en todo el horizonte, puesto que aumenta la capacidad de transferencia desde S/E Ancoa al norte debido a que mejora las tensiones y disminuye la sobre carga post contingencia en los transformadores de Alto Jahuel 500/220 kV, ante la salida de uno de los circuitos de 500 KV entre Alto Jahuel y Polpaico.

• En las bases OSE se modela la entrada de Subestación seccionadora del circuito 1x220

kV Valdivia - Cautín en Ciruelos en Agosto de 2015, obra que no se encuentra listada en el cuadro N°5 del ITPN. Producto del seccionamiento mencionado, a partir de esta fecha se deben modelar con doble circuito los tramos “Valdivia 220->Ciruelos 220” y “Ciruelos 220->Cautin 220”. Al respecto se sugiere revisar la reactancia asignada a dichos tramos.

• Se sugiere incorporar las obras dictaminadas favorablemente por el panel de expertos: Tercer Transformador 500/220 kV S/E Alto Jahuel y Segundo circuito de la nueva Línea Ancoa A. Jahuel 2x500 kV.

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2. Plan de Obras de Generación

• Se sugiere revisar el punto de conexión de las centrales Hidroeléctrica RM 01 y 02. De acuerdo a lo informado para las centrales que corresponderían con esta denominación, una de ellas se conectaría en torno a Florida 110 y la otra en torno a Los Almendros 220.

• Se sugiere revisar las fechas de entrada de la central San Pedro y el

seccionamiento completo de la S.E. Ciruelos, de acuerdo a los siguientes antecedentes.

La empresa Transelec propuso con motivo de la revisión 2012 del ETT, el proyecto de seccionamiento que incluye la conexión de la central San Pedro, señalando en su respectivo cronograma 36 meses para la ejecución de la obra, plazo que fue ratificado en el Dictamen N°1 - 2013 del panel de Expertos.

Debido a las consideraciones anteriores, parece razonable revisar la pertinencia de modificar el plazo de puesta en servicio de la central San Pedro y del seccionamiento de Ciruelos, retrasando sus entradas en operación en al menos 16 meses respecto del ITP.

• Se sugiere considerar el importante volumen de proyectos eólicos y fotovoltaicos que han informado su intención de conectarse al SIC en la zona norte en el período 2013-2015, los cuales podrían sumar hasta 1700 MW aproximadamente.

3. Modelación de Central Quintero

• Se sugiere revisar la modelación de la central Quintero, operando en ciclo combinado con GNL desde junio de 2019 con 120 MW, dado que el propietario de dicha central ha señalado que no hará efectivo el cierre del Ciclo Combinado.

4. Convenios de Riego.

• Se observa que en algunas etapas y simulaciones, no se cumple el Convenio de

Riego del Río Maule. • Se solicita incorporar el Convenio de flexibilización de operación del Lago Laja,

informado por Endesa el 20 de febrero de 2013.

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC DE ABRIL DE 2013

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 Nudo del SIC de abril de 2013.

1 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC

En la Sección 13.6 del informe se plantea que la determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar el costo presente de inversión, operación y falla. Al respecto, se solicita a la Comisión incluir en el informe técnico, o en un documento aparte, los resultados progresivos del proceso iterativo mencionado, de modo de sustentar que la solución mostrada sea efectivamente la que cumple con dicho objetivo. Especial atención merece la incorporación de una interconexión SIC-SING a fines del período, respecto de la cual no se entregan mayores fundamentos.

2 COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN

Sobre esta materia, reiteramos la observación efectuada al informe técnico anterior, que también consideraba como base para este parámetro el “Estudio de Costo de Falla de Larga Duración” remitido al CDEC-SIC con carta CNE N° 324 de 03 de agosto de 2012. En él se fundamenta las cifras ponderando el costo de cada usuario por la energía demandada, sin utilizar una curva de oferta de energía fallada. De este modo, sobrestima en forma significativa el costo de falla de larga duración en los primeros tramos de falla. Lo anterior ha sido observado en oportunidades anteriores y, lamentablemente, no ha sido considerado por la Comisión.

3 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Al respecto también reiteramos lo señalado en observaciones realizadas a los informes técnicos anteriores, en el sentido de que las unidades consideradas por la Comisión Nacional de Energía para dar punta no son las más económicas del mercado, lo cual se constata en la operación real del sistema eléctrico.

En los gráficos de las páginas siguientes se muestra como fue abastecida la demanda máxima los días en que ella ocurrió (dentro del período de control), los años 2010, 2011 y 2012.

Se aprecia el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia durante las horas de demanda máxima anual (con las cuales corresponde, de acuerdo a la Ley, calcular el costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada de cada subsistema eléctrico) corresponde a motores y turbo gas en ciclo abierto operando con petróleo diesel. Se indica, además, los costos de inversión reales, según

fue informado por sus propietarios al solicitar las aprobaciones ambientales (en general se muestra cuando el dato está disponible en forma pública). Se aprecia que estas cifras son significativamente inferiores a aquellas que se proponen en el informe técnico, basado en un nuevo estudio realizado por un consultor externo, esto es, un costo de inversión cercano a 620 US$/kW más una subestación eléctrica con un costo unitario cercano a 71 US$/kW y una línea de interconexión al SIC, con un costo de 15 US$/kW, lo que totaliza 706 US$/kW.

Cabe señalar que la sobrestimación de costos mencionada en el párrafo anterior no solo da lugar a un precio excesivo de la potencia de punta, sino que, además, a través del cálculo de la potencia firme (que disminuye los ingresos de todos los generadores al existir un exceso de potencia instalada), afecta la expansión óptima del sistema eléctrico. Esta inconsistencia promueve una excesiva instalación de equipos de bajo costo de inversión y alto costo variable (motores y turbinas diesel en ciclo abierto), como ha venido ocurriendo durante los últimos años, en desmedro de unidades económicamente más eficientes, de mayor costo de inversión y de menor costo variable.

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3,700

4,200

4,700

5,200

5,700

Día 10 de agosto de 2010Candelaria 193 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 417 US$/kW (ant)

Trapén 193 US$/MWh Ref SEIA: Mot 481 US$/kW

Quintay 192 US$/MWh

Embalses 2 191 US$/MWh

Placilla 191 US$/MWh

Sta Lidia 188 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 441 US$/kW

Ancud 188 US$/MWh

Antilhue 185 US$/MWh Tgas

Chuyaca 184 US$/MWh Ref SEIA: Mot 274 US$/kW

El Peñón 181 US$/MWh Ref SEIA: Mot 455 US$/kW

Esperanza 177-181 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 270 US$/kW

Teno 180 US$/MWh Ref SEIA: Mot 353 US$/kW

Degañ 176 US$/MWh Ref SEIA: Mot 495 US$/kW

Coronel 171 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 319 US$/kW


Quellón 165 US$/MWh Ref SEIA: Mot 311 US$/kW

Newen (P) 158 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 333 US$/kW

Los Pinos 151 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 5409 US$/kW

Cenizas 141 US$/MWh Ref SEIA: mot 475 US$/kW

Hidro, CCGT, Cogen, Carbón, menor que 152 US$/MWh11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

5,800

5,900

6,000

6,100

6,200

6,300

6,400

6,500

6,600

6,700

HORA

Día 29 de junio de 2011 Emelda U2 409 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 444 US$/kW

Teno 266 US$/MWh Ref SEIA: Mot 353 US$/kW

Placilla 264 US$/MWh

Chiloé 259 US$/MWh

El Peñón 258 US$/MWh Ref SEIA: Mot 455 US$/kW

Coronel 253 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 319 US$/kW

Chuyaca 244 US$/MWh Ref SEIA: Mot 274 US$/kW

Trapén 243 US$/MWh Ref SEIA: Mot 481 US$/kW

Calle-Calle 240 US$/MWh Ref SEIA: Mot 505 US$/kW

Newen (P) 235 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 333 US$/kW

Antilhue 234 US$/MWh Tgas

Degañ 224 US$/MWh Ref SEIA: Mot 495 US$/kW

Quellón 206 US$/MWh Ref SEIA: Mot 311 US$/kW

Los Pinos 201 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 5409 US$/kW


Punta Colorada IFO

Cenizas 194 US$/MWh Ref SEIA: mot 475 US$/kW

Hidro, CCGT, Cogen, Carbón, menor que 169 US$/MWh11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

5,800

5,900

6,000

6,100

6,200

6,300

6,400

6,500

6,600

6,700

6,800

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

HORA

DÍA 11 DE JUNIO DE 2012Constitución 1_Elektragen

LOSVIENTOS_TG

TERMOPACIFICO

Teno

TRAPEN

Degan

EL_PENON

QUELLON_2

P_COLORADA_DIE

TALTAL_1_GNL

P_COLORADA_IFO

COLIHUES_HFO

QUINTERO_CA_1A_GNL

QUINTERO_CA_1B_GNL

Hidro CCGT Eólicas, Cogen, menor que 162US$/MWh

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OBSERVACIONES DE COLBUN AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DE ABRIL 2013

Sin perjuicio de las observaciones particulares que se indican en el presente documento,

manifestamos desde ya nuestra preocupación por la real capacidad de oferta con que

cuenta el sistema en los próximos años.

Si se consideran los actuales problemas que están presentando los proyectos de

generación para lograr su aprobación, sumado a la posterior judicialización y a los

prolongados tiempos de construcción que exceden normalmente los 3‐5 años, se puede

desprender que es muy probable que no exista nueva oferta de proyectos relevantes en el

sistema al menos hasta el año 2016. En efecto, se aprecia que de los actuales proyectos en

construcción no existe ninguno que entre en forma posterior al año 2013 y considerando

el fuerte crecimiento de la demanda que se está proyectado, se concluye rápidamente

que la demanda será suministrada en gran parte del tiempo por producción ineficiente.

En este sentido, vemos con preocupación que no se estén generando los incentivos

adecuados y, particularmente, las garantías mínimas para que cualquier inversionista

pueda efectuar sus proyectos con grados de certidumbre razonables. Esta preocupación,

respecto a los proyectos de generación y transmisión, de no mediar acciones estructurales

y concretas, tendrá entre otros los siguientes efectos:

- Falta de oferta seguridad y eficiencia para cubrir la totalidad de los consumos.

- Pérdida de competitividad de la industria a nivel global.

1. Plan de Obras del SIC ‐ Generación

1.1 Cierre a Ciclo Combinado central Taltal y central Quintero

En el cuadro N° 5 del ITP la CNE considera el cierre a ciclo combinado de la central Taltal y de la central Quintero, sin embargo, la empresa propietaria de dichas centrales ha manifestado que no tiene proyectado cerrar a ciclo combinado dichas centrales.

Por lo anteriormente expuesto, solicitamos a la CNE que retire del plan de obras la recomendación de cerrar a ciclo combinado las centrales Taltal y Quintero, en tanto su propietario no comunique su decisión de llevarlo a cabo.

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1.2 Cierre a Ciclo Combinado central Candelaria

En el cuadro N° 5 del ITP la CNE considera el cierre a ciclo combinado de la central Candelaria de propiedad de nuestra Compañía, sin embargo, Colbún no ha tomado decisión alguna con respecto a esa materia.

Por lo anteriormente expuesto, solicitamos a la CNE que retire del plan de obras la recomendación de cerrar a ciclo combinado la central Candelaria.

1.3 Central hidroeléctrica San Pedro En relación al proyecto hidroeléctrico San Pedro (150 MW), hemos informado con anterioridad que era poco probable que este proyecto estuviera operando en el año 2015, es así como en la información entregada a través de la carta GDNT N° 01/2013 informamos que dicha fecha se encontraba en revisión. Sin perjuicio de lo anterior estamos en condiciones de confirmar lo antes expuesto en cuanto a lo improbable de estar en operación el año 2015 y que una vez que se establezca el nuevo cronograma de construcción del proyecto daremos la información oficial al respecto, que se ve poco probable sea previa al año 2017.

2. Plan de Obras del SIC ‐ Transmisión

2.1 Capacidad de Transformación Charrúa 500/220

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se considera la transformación Charrúa 500/220 con una capacidad de 1.300 MVA para el periodo octubre 2012 a junio 2013.

Transelec informó al CDEC que la capacidad n‐1 de dicha transformación es de 1.160 MVA, límite con que la opera actualmente el CDEC.

Se solicita a la CNE corregirla capacidad máxima a 1.160 MVA al tramo de transformación Charrúa 500‐Charrúa 220 kV para el periodo abril 2013 a junio 2013.

2.2 Transformación sistema de 154 kV a 220 kV

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se modela la transformación a 220 kV del actual sistema de 154 kV entre Itahue y Alto Jahuel en enero de 2017, pero esta obra no está listada en el cuadro N°4 ni en el cuadro N°5 del ITP. En forma adicional a lo anterior se modela un nuevo sistema de 220 kV entre Itahue y Alto

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Jahuel en septiembre de 2017, y al igual que en el caso anterior dicha obra no está listada en el cuadro N°4 ni en el cuadro N°5 del ITP.

Se solicita a la CNE justificar las ampliaciones mencionadas anteriormente.

3. Costo de inversión y Operación de Centrales Geotérmicas

Solicitamos a la CNE revisar el costo inversión de las centrales geotérmicas de 3.550 US$/kW indicado en el Anexo N°5 del ITP, o en su defecto explicitar los supuestos considerados para estimar los costos de exploración, perforación, caminos, S/E y líneas de trasmisión necesarios para desarrollar este tipo de proyecto en Chile.

Adicionalmente, se solicita a la CNE revisar el costo de operación de las centrales geotérmicas 2 US$/MWh indicado en el Cuadro N°6 del ITP; ya que estudios internacionales (por ejemplo “Energy Technology Perspectives 2008”, de la IEA) y estudios que se han realizado sobre este tipo de tecnología, indican un valor en el rango 8 a 25 US$/MWh.

4. GNL para ciclos abiertos existentes.

La CNE en el cuadro N° 6 indica disponibilidad completa de GNL para la central Candelaria a partir de octubre de 2018. Dicha central es del tipo del ciclo abierto y su propósito es esencialmente de respaldo. Al respecto, señalamos que el suministro de GNL para dicha central necesariamente involucra incurrir en diversos costos fijos bajo condiciones “take or pay” que no se justifican para centrales que operan ocasionalmente.

Por lo tanto, se solicita a la CNE considerar para esta central la operación con Diésel para todo el horizonte de estudio. En particular, a la fecha Colbún no cuenta con compromisos de ningún tipo como para contar con GNL en las unidades de Candelaria.

5. Modelación centrales eólicas

Se solicita a la CNE revisar la modelación de las centrales eólicas. La siguiente tabla compara el factor de planta anual obtenidos de la operación real al año 2012 con el valor utilizado por la CNE para modelar la operación de las centrales eólicas.

CNE Canela 1 Canela 2 Totoral M. Redondo Lebu Sur

Eólica IV Región 28,1% 16,9% 23,0% 20,7% 26,1%

Eólica VIII Región 31,3% 28,3%

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6. Modelación para Mantener los Rangos de Tensión

Solicitamos a la CNE no incluir la operación forzada de las centrales de ciclo

combinado de San Isidro I y San Isidro II operando a mínimo técnico “como una forma

simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo

combinado” bajo el supuesto de con ello mantener los perfiles de tensión en los

rangos nominales pues con ello se provoca una operación no óptima que se aleja de la

planificación real de la operación que realiza el CDEC‐SIC.

En este contexto, resulta relevante lo indicado en los puntos anteriores en cuanto a

modelar correctamente los limites de transmisión, de forma que con ello se logre

mantener los rangos de tensión adecuado.

De las Bases de cálculo se aprecia que para su cálculo la CNE simula la operación a

mínimo de centrales térmicas manteniendo el costo variable de operación. Dicho

procedimiento no es correcto del todo, en particular dado que las centrales térmicas

tienen una importante pérdida de eficiencia en su operación a mínimo técnico, lo que

no queda reflejado en el procedimiento de la CNE.

De igual forma, solicitamos verificar los mínimos técnicos empleados para las centrales

San Isidro I y San Isidro II, que según nuestros antecedentes estos valores debieran

corresponder a 160 MW y 170 MW respectivamente.

7. Modelación de Interconexión SIC‐SING

Solicitamos a la CNE revisar la interconexión SIC‐SING contenida en el plan de obras,

en atención al dictamen N° 1‐2013 emitido por el Panel de Expertos.

8. Modelación de Convenio de Riego del Maule

En los archivos de entrada del modelo OSE, no se encuentran modelados los tres colchones de regulación de la Laguna del Maule, por lo que no se da cumplimiento al Artículo 3 del Convenio de riego del río Maule.

De los resultados del modelo OSE, se observa que existen simulaciones en las cuales no se estarían dando cumplimiento al artículo 2 del Convenio de riego del río Maule, toda vez que existe déficit de aguas para completar el riego requerido, es decir, se falla a la entrega de la dotación de riego requerida.

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Por lo anterior, solicitamos a la CNE incluir en el cálculo definitivo del precio de nudo la adecuada representación del Convenio de Riego del Maule, de forma optimizar el uso de aguas de riego y generación que son extraídas desde la Laguna del Maule.

9. Precio Básico de la Potencia

Del análisis de las variables utilizadas en el cálculo del precio básico de la potencia, sección 10.2.1, se desprende que los costos de inversión son bajos y no representativos, en particular el costo de la unidad generadora y de la línea de transmisión.

El costo unitario de la unidad TG asciende a 619,75 US$/kW. Al revisar costos recientes de turbinas, se observa que éstos se encuentran del orden de 750 US$/kW, valor que incluye equipos, costo del EPC, costos propios del desarrollador, terrenos, contingencias, etc. (Cost of New Entry Estimates For Combustion‐Turbine and Combined‐Cycle Plants in PJM, The Brattle Group, Agosto 2011)

De forma adicional se asume un costo de una línea de transmisión que asume que la central se construye en la proximidad del sistema troncal, lo que hace cuestionar la factibilidad de disponer de un sitio con los permisos correspondientes, y en caso de que efectivamente se disponga de un sitio, el costo a pagar por éste debiera ser superior a un terreno mas distante.

Por lo anterior, solicitamos a la CNE verificar y actualizar los valores utilizados para la determinación del Cálculo del Precio Básico de la Potencia de Punta.

10. Precio del Diesel

En el punto 2.3.1 se indica que para efectos de estimar el precio del diesel utiliza el

índice WTI. Se solicita a esta Comisión utilizar el índice “Ultra Low Sulphur Diesel”

que es representativo y de publicación diaria, que corresponde al utilizado por Enap

para definir el precio de paridad de importación de diesel a Chile.

En caso de ausencia de futuros del “Ultra Low Sulphur Diesel”, se sugiere que se

utilice el índice Brent para ajustar la proyección del precio del diesel, ya que existe

una correlación superior al 99% entre el Brent y el índice “Ultra Low Sulphur Diesel”,

no así con el WTI, el cual muchas veces se ve afectado por condiciones locales del

mercado de Estados Unidos.

11. Precios del Carbón

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En la proyección de precios de carbón presentada en el cuadro N° 12 del ITP, la CNE

estima los precios del carbón para el período 2013‐2015 en base a los futuros del

carbón que se transan en el Nymex. Es necesario tener presente que el precio en

cuestión es para la entrega física en USA y en boca de mina.

Por tanto, el precio futuro en cuestión se debe ajustar por tamaño de lote agregando:

- Transporte interno desde boca de mina hasta un terminal portuario en USA.

- El costo del puerto de embarque

- Flete desde USA a Chile.

En consecuencia, se solicita a la CNE que incorpore todos los costos involucrados ya

que el precio indicado no sería una buena representación del precio que están

pagando las empresas eléctricas por el carbón descargado en Chile.

12. Precios del GNL

12.1. Fecha para considerar GNL adicional en el SIC En el Anexo N° 1 del ITP, la CNE indica que para estimar el precio del GNL, a partir del año 2013 en adelante, se toma como mercado relevante el US Gulf Cost, lo que no es correcto dado que el primer proyecto de exportación de GNL proveniente de Estados Unidos (Gulf Cost) entrará en operaciones en el periodo 2015‐2016. En consecuencia es un error considerar dicha área como exportadora de GNL a partir del año 2013 y solicitamos a la CNE corrija dicha estimación.

A mayor abundamiento, la única compañía de Estados Unidos que ha pactado exportaciones de GNL desde ese país así lo ha señalado públicamente. En efecto, en el informe “Corporate Presentation” de marzo 2013 la empresa Cheniere en donde, al igual que en sus informes de los meses anteriores, señala que sus dos primeros trenes de licuefacción podría entrar en servicio entre los años 2015‐2016, los cuales se encuentran complemente contratados con las empresas BG Group y Gas Natural Fenosa, en ambos casos por 20 años. Por su parte, los trenes 3 y 4 podrían entrar en servicio los años 2016‐2017, cuya producción también se encuentra comprometida con las empresas Kogas y Gail. Los trenes 5 y 6 aun están en estudio de ingeniería.

El citado informe se puede ver en la página www.cheniere.com en el link http://phx.corporate‐ir.net/phoenix.zhtml?c=101667&p=irol‐presentations.

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12.2. Estructura de costos del GNL puesto en Chile Se solicita a la CNE modificar la estructura de precios que se consideró en el informe dado que no se está reflejando los valores reales que tendrá ese combustible a nivel mundial. Esto es del todo relevante dado que si se observa nuevamente el informe de Cheniere, citado anteriormente, se aprecia que los precios de los contratos de largo plazo son Henry Hub, incrementado en 15%, más unos 3,0 USD/MMBtu por licuefacción. A ello hay que sumarle el transporte a Chile que es del orden de 1,5 USD/MBtu y algún margen de comercialización que impondrán las empresas que compraron ese gas a Cheniere para comercializarlo.

Con todo, sólo a contar del año 2018 podría pensarse en considerar para Chile la estructura de precios CIF señalada anteriormente (115%HH+3+1,5) más un margen de algún agregador de demanda. En el intertanto, el mercado se estima estaría en torno al 12% a 15% Brent, como también se señala en el citado informe de Cheniere.

12.3. Referencia del GNL: Diesel o Henry Hub Se estima lo más probable que para mercados como el chileno, el precio del GNL seguirá ligado al precio del petróleo Brent. Los productores de GNL no consideran el índice Henry Hub representativo para la comercialización del GNL a nivel mundial.

Hacemos presente que las observaciones al ITP expuestas, son concordantes con las de nuestras filiales.

El presente documento se ha enviado también vía correo electrónico de fecha 28 de marzo del 2013 al correo electrónico [email protected].

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Santiago, 28 de Marzo de 2013

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

Nudo en el Sistema Interconectado Central de Abril de 2013

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 Abril de 2013. 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 4.2. Programa de obras del SIC Centrales en Construcción (cuadro 4) Observación 1: Nuevamente solicitamos a esa Comisión requerir información actualizada y debidamente justificada a los propietarios, a fin de que las fechas de entrada en servicio de las respectivas centrales y líneas en construcción correspondan efectivamente a la realidad. Se observa en este sentido que las fechas de entrada en servicio se han venido retrasado reiteradamente, y que nuevamente acusan retraso respecto de lo informado en el ITD de abril de 2012, como es el caso de San Andres que se retrasa de diciembre de 2012 a julio de 2013, de Talinay Oriente que se retrasa de diciembre de 2012 a abril de 2013 y de San Pedro que se retrasa de junio de 2015 a diciembre de 2015. Por su parte las líneas Ancoa - Polpaico 1 x 500 kV, seccionamiento y de entrada a A. Jahuel 2 x 500 kV se retrasan de mayo de 2013 a enero de 2014, la Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV se atrasa de mayo de 2017 a junio de 2017 y finalmente las nuevas líneas 1x220 kV A. Melipilla – Rapel y 2x220 kV Lo Aguirre – A. Melipilla se atrasan de mayo de 2018 a junio de 2018. Observación 2 : La Comisión ha recomendado la instalación de dos centrales hidroeléctricas con una capacidad total de 50 MW para junio y noviembre de 2015 (30 y 20 MW). Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dichas centrales, tomando en consideración que para la entrada en operación de dichas centrales durante tan breve período 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 3: La Comisión ha recomendado instalar en julio de 2021, agosto de 2022 y julio de 2023 tres unidades de 660 MW; 500 MW y 770 MW respectivamente. Se solicita a esta Comisión que explicite la tecnología de dichas centrales. Punto 4.5. Estadística hidrológica Observación 4: 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 5.5. Indexación del precio de la energía Observación 5 : 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 2009, 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 esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado. Punto 9. ANEXO N° 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Observación 6: 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 2016 en base estudio de Purvin & Getz de Diciembre de 2011. 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 2019, puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile. Observación 7: Precio del carbón: La Comisión ha construido los precios de carbón a partir de 2016 en base estudio de Purvin & Getz de Diciembre de 2011. Según la nota a pie de página los precios corresponderían al escenario bajo de dicho estudio. En caso de no tomarse en cuenta la observación anterior, se solicita a esta Comisión actualizar el estudio y justificar el uso del escenario bajo. Observación 8: Precio del carbón: La comisión indica que los precios del carbón térmico obtenidos de Nymex son sometidos a una “modulación” a través de un factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 9: Flete Handymax: La Comisión indica que el precio medio del flete handymax en 2012 fue 17,85 usd/ton. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de obtención de este promedio y cómo se proyectó para los próximos años. Observación 10: Precio del petróleo crudo WTI: 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 Brent Crude Oil (NYMEX) que son los que mejor se correlacionan con el precio de este combustible en Chile. Observación 11: Precio del petróleo crudo WTI: La Comisión ha utilizado para este propósito la proyección realizada en base a Purvin & Getz de Diciembre de 2011. Según la nota a pie de página los precios corresponderían al escenario bajo de dicho estudio. En caso de no tomarse en cuenta la observación anterior, se solicita a esta Comisión actualizar el estudio y justificar el uso del escenario bajo. Observación 12: Precio del diesel, fuel y mezcla diesel-fuel: La comisión indica que los precios del diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, son sometidos a una “modulación” a través “del coeficiente de modulación del crudo WTI”. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 13: Gas Natural Licuado: Para el año 2013 la Comisión considera como mercado relevante de exportación el US Gulf Coast y estima el valor para el GNL en Henry Hub + US$ 3,5 (US$2,0 licuefacción y US$1,5 transporte a Chile). Sin embargo, a partir de 2014 la Comisión cambia la metodología proyectando según estudio de Purvin & Getz con dólar constante del informe de diciembre de 2011. Se solicita a la Comisión mantener la metodología utilizada el año 2013 o indicar la razón de dicho cambio de metodología. Adicionalmente se solicita a esta Comisión considerar esta proyección sólo para aquellas unidades que hoy día cuentan con contratos de suministro de GNL de largo plazo suscritos con anterioridad al año 2010 (San Isidro I y II). Para el resto, se solicita considerar una proyección de precios equivalente a 12% del precio del barril Brent expresados en USD/MMBtu, que representa las actuales condiciones de mercado reflejadas en las recientes declaraciones de precio de combustible del CDEC SIC y SING. Observación 14: Gas Natural Licuado: Para el año 2013 la Comisión considera a partir de 2014 los precios del Gas Natural Licuado de acuerdo al estudio de Purvin & Getz con dólar constante del informe de diciembre de 2011. Se solicita a la Comisión actualizar dicho informe.

Observación 15: Precio del Gas Natural Licuado: La Comisión ha utilizado para este propósito la proyección realizada en base a Purvin & Getz de Diciembre de 2011. En caso de no tomarse en cuenta la observación anterior, se solicita a esta Comisión actualizar el estudio y justificar el uso del escenario bajo. Observación 16: Gas Natural Licuado: La comisión indica que la proyección de los precios del gas natural licuado se realizó a través del coeficiente de modulación en base a precio proyectado de GNL. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 17: Cuadro 14: La Comisión inicia en este cuadro una columna llamada “GNL (US$/)”. No se indican las unidades del denominador en dicho título de columna. Por otra parte, para los años 2020, 2021 y 2023 en adelante la aplicación de dichos factores de modulación arrojan como resultado para el precio del GNL los valores 8,10, 8,23 y 8.67 respectivamente, y no los respectivos valores 8,09, 8,22 y 8.66 que indica la CNE. Se solicita a esta Comisión que complete el denominador en el título de dicha columna y corrija los precios del GNL en los años 2020, 2021 y 2023 en adelante, de acuerdo a lo indicado. Punto 11 Anexo 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACION DE OCTUBRE DE 2012 Observación 18: 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 19 : La Comisión indica en el punto 11.2.2 una tasa de indisponibilidad por transmisión de 0,00136 horas/km. Agradeceremos indicar el fundamento de dicha tasa. Según se indica en el informe preliminar, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación, de tal forma que la demanda es abastecida instantáneamente en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada recién descrita, 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: i 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. ii 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. iii 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. iv Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema v 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.). Observación 20: Nuevamente se ha omitido el cálculo del coeficiente de sobrecosto por Regulación de Frecuencia. Se solicita a la CNE corregir dicha omisión e incluir la metodología de cálculo y el valor resultante para dicho sobrecosto.

Punto 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN YTRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC ABRIL DE 2013 Punto 13.2.1.5 centrales Eólicas y Geotérmicas Observación 21 : La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N° 20.257 re ferente 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. Observación 22: La Comisión ha utilizado como costo de inversión para las centrales eólicas un valor de 2.300 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$/kW para plantas de 30 MW debido principalmente a las economías de escala. Dichos valores se apoyan en los estudios desarrollados por Pavez M. “Wind Energy Generation Feasibility on the Northern Interconnected System” Tesis de Magister en Ingeniería. Santiago: Pontificia Universidad Católica de Chile, 2008 Se solicita por tanto a esta Comisión aumentar el costo de inversión de las centrales eólicas de 2.300 US$/kW a 2.500 US$/kW. Observación 23: La comisión no incluye la tabla de valores de los factores de planta mensuales de las centrales eólicas, entregando solo los gráficos 5 (Coquimbo) y 6 (BioBio). Se colige del Grafico Nº 5 que los factores son iguales a los utilizados en octubre de 2012, con lo que nuevamente se tiene un factor de planta promedio anual de 28% para centrales eólicas en la región de Coquimbo de acuerdo a la siguiente tabla:

Mes

Factor de planta estimado por

CNE implícitos en gráfico N°5

Ene 30% Feb 27% Mar 24% Abr 22% May 26% Jun 24% Jul 28% Ago 21% Sep 32% Oct 37% Nov 33% Dic 32%

Sin embargo, el análisis del factor de planta real de las plantas eólicas instaladas en la región muestran un factor de planta considerablemente menor, llegando este a un 21% de acuerdo a la siguiente tabla, construida en base a la generación bruta real versus la capacidad instalada de planta:

Mes Factor de planta real

Ene 19%

Feb 19%

Mar 19%

Abr 17%

May 17%

Jun 23%

Jul 23%

Ago 19%

Sep 26%

Oct 26%

Nov 25%

Dic 20% Se solicita a esta Comisión corregir los valores indicados en el gráfico 5 para ser consistentes con los valores reales observados. Punto 13.6. Metodología Observación 24 : 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. Punto 17.7.2. Centrales de Ciclo Combinado Observación 25: La Comisión ha considerado un costo de inversión de una central de ciclo combinado en US$ 150 millones para una central de 200 MW netos, AES Gener estima que dicho precio está por debajo de los costos reales para una central de esas características. Se solicita a esta Comisión aumentar su costo a US$ 200 millones. Punto 17.7.4. Centrales de Generación Eléctrica con Energías Renovables No Convencionales. Observación 26 : La Comisión ha indicado un valor de 2.300 US$/kW para las centrales eólicas. AES Gener considera que este precio está por debajo de los costos reales para esta tecnología. Se solicita a esta Comisión aumentar su costo a 2.500 US$/kW. Observación 27: La Comisión ha omitido los costos asociados a centrales solares. Se solicita a esta Comisión que se expliciten dichos costos.

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Observaciones de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., al Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precios de Nudo de Abril de 2013

Conforme a los plazos establecidos en la normativa vigente, en tiempo y forma cumplimos con enviar a esa Comisión las principales observaciones de Guacolda Energía, en adelante Guacolda, al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de precio de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), correspondiente al proceso de fijación de Abril de 2013, enviado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE.

1. Precios de Combustibles

Consideramos que la estimación efectuada para todos los combustibles en general resulta inconsistente con las últimas declaraciones de precios en el CDEC-SIC y con la tendencia histórica de los mismos.

No existe un motivo claro que indique una baja de precios en los combustibles como la que plantea la proyección utilizada por la CNE, más aún considerando que de acuerdo a los datos informados mensualmente por la misma Comisión, desde enero de 2007 el precio del carbón no ha llegado a valores por debajo de los 85.33 US$/Ton base 7.000 kcal/kg. A la fecha, en la misma publicación el precio del carbón corresponde a 113.80 US$/Ton base 7.000 kcal/kg, valor que está muy por sobre la proyección considerada para el presente año.

Por otro lado, respecto al GNL, desconocemos la razón por la que la CNE considera el suministro pleno de este combustible para la Central Tal Tal a partir de abril de 2013. Adicionalmente a esto, la CNE propone un costo variable para esta Central desde enero de 2014 muy por debajo de las

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últimas declaraciones de precios en el CDEC-SIC, condicionando claramente el precio de energía en la zona norte del Sistema.

En la siguiente tabla se muestra la diferencia entre los costos declarados en el CDEC (Políticas de Operación del 23 de Marzo 2013) y el precio utilizado por la CNE para el combustible de Tal Tal, para el año 2014.

Precio GNL Precio GNL CVT USD/MMBtu USD/m3N USD/MWh CNE 7.02 259.1 82.5 Declarado 17.85 658.7 203.6 Diferencia 254% 247%

Cabe destacar que la autoridad en forma reiterada ha subestimado el precio futuro del GNL. A modo de ejemplo, en el informe de Octubre de 2012 pronosticaba precios de GNL en Tal Tal de 7.52 USD/MMBtu para el año 2013, precio que a la fecha no se ha verificado.

Por lo anterior, agradeceremos considerar precios de combustible para el año 2013 consecuentes con las últimas declaraciones realizadas por los generadores, y que corresponden a las utilizadas para las políticas de operación del CDEC-SIC, y proyectar estos precios bases con los supuestos CNE.

2. Plan de Obras

El plan de obras de generación presenta inconsistencias entre la información pública entregada por los propietarios respecto a ampliaciones de centrales y lo propuesto por la CNE. En efecto, no existe información que respalde el cierre del ciclo de central Tal Tal, Quintero GNL o Candelaria, lo que al incluirlas en el plan de obras recomendado distorsiona el precio proyectado de la energía. Particularmente, en el caso de la ampliación de la central Tal Tal, la distorsión es cuantiosa, dado el incremento real y

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proyectado de la demanda en la zona, y las restricciones de transmisión entre el SIC Centro y el SIC Norte, mismas que se mantendrían hasta la entrada en servicio del sistema de 500 kV entre Polpaico y Cardones.

Por lo anterior, solicitamos no considerar ampliaciones en las centrales Tal Tal, GNL Quintero y Candelaria.

Respecto a las obras propuestas en transmisión, solicitamos excluir del plan de obras la interconexión entre el Sistema Interconectado Central y el Sistema Interconectado del Norte Grande, esto en consideración del Dictamen 1-2013 del Honorable Panel de Expertos, que excluye del plan de expansión del sistema de transmisión troncal la Obra Nueva Interconexión Troncal HVDC SIC-SING. Luego, no siendo esta obra una ampliación del sistema de transmisión troncal, y no habiéndose declarado por parte de un operador privado su construcción, y considerando los plazos necesarios para esta obra, tanto a nivel de construcción como de permisos sectoriales, la obra quedaría fuera del plazo de estudio del presente informe. A mayor abundamiento, la CNE no ha mostrado los antecedentes actualizados que demuestran que esta obra, tal como lo mandata el Artículo N° 162 del DFL-4/2007, minimiza el costo total actualizado del abastecimiento que considera los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamiento.

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3. Proyección de Demanda

Con respecto a las proyecciones de consumo libre del SIC Sur y Austral, se verifica un crecimiento negativo entre los años 2013 al 2015, como se muestra a continuación.

Considerando que en el ITD de Octubre 2012 no se vislumbraban variaciones negativas para estos subsistemas en periodos idénticos, proponemos corregir la demanda reincorporando esta proyección en el presente estudio.

4. Stocks de los embalses

Adicionalmente, se solicita utilizar las cotas iniciales reales de los embalses, considerando que se presentan variaciones relevantes respecto a los datos utilizados en el cálculo preliminar del Informe Técnico.

GUACOLDA ENERGÍA

Marzo de 2013

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Dem

anda

[GW

h]

Demanda SIC Sur + Austral

ITD Oct 2012

ITP Abr 2013

Tinguiririca Energıa Observaciones Fijacion Preliminar

Precio Nudo Abril 2013 En el siguiente documento se exponen las observaciones al Informe Técnico Preliminar (ITP) de Precio de Nudo de abril de 2013 preparado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE o “la Comisión”.

1. Fecha de entrada en operación central San Pedro

Según la información disponible, el desarrollo de la central San Pedro se encuentra suspendido a la espera de los resultados de nuevos estudios de factibilidad técnica del proyecto, incluso la misma empresa informó la intención de realizar un nuevo EIA debido a las modificaciones que ha sufrido el proyecto. Por las razones expuestas, solicitamos a la autoridad diferir la entrada de esta central en el plan de obras hasta por lo menos el año 2018.

2. Precios de Combustibles 2.1 Carbón Térmico

Las siguientes tablas muestran una comparación en los valores del precio del carbón entre la fijación definitiva de octubre 2012 y la versión preliminar de abril 2013.

De acuerdo a lo indicado en los textos de las fijaciones de precio de nudo, los precios de carbón corresponden hasta el año 2015 a la proyección Nymex y luego se proyecta el precio a través de los factores interanuales de la estimación Purvin&Gertz. Al respecto solicitamos revisar la estimación efectuada ya que de no haber cambiado la proyección Purvin&Gertz no se justificaría un cambio en los factores de modulación desde el año 2016 en adelante.

2.2 Precio Diesel

Se solicita revisar la pertinencia de seguir utilizando el índice WTI como referencia para el precio del petróleo en el SIC. Hoy por hoy el índice Brent está tomando más relevancia. En particular, Enap estaría utilizando un precio de refinería que estaría reflejando el índice Gulf Coast Heating Oil que está vinculado al Brent. Este cambio desde el WTI al Brent se ha venido produciendo en el último año producto de la separación entre la evolución de estos índices que históricamente se movían juntos. Por lo tanto, considerando esos antecedentes, pareciera razonable considerar el Brent como referencia.

3. Parámetros y Archivos de entrada modelo OSE2000 3.1 Matrices de caudales centrales La Higuera y La Confluencia

Se solicita revisar estimaciones a las series añadidas para las centrales La Higuera y La Confluencia, en particular la caracterizada como: “hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima”. Las figuras siguientes presentan el comportamiento del caudal promedios históricos, caudal máximo, mínimo, el caudal promedio de las series añadidas y la serie que corresponde a hidrología húmeda respecto a cada mes.

De acuerdo a las figuras, se aprecia que la serie estimada posee una forma semejante al comportamiento de las cuencas i.e., un marcado aporte nival. Sin embargo, las series añadidas consideran, durante el periodo de Noviembre-Marzo, caudales asociados de más del 160% del caudal máximo histórico, y es esta diferencia la que induce una dispersión respecto la información histórica, lo que termina en una sobreestimación de los caudales máximos observados en la cuenca. Más aún, la inclusión de valores tan altos respecto a los máximos históricos, quedan fuera de lugar al considerar que el caudal máximo de operación de La Higuera y de La Confluencia es de aproximadamente 50 m3/s.

3.2 Representación serie hidráulica Angostura

De acuerdo a la información contenida en el archivo “cenembparOpe.csv” la central Angostura se encuentra conectada aguas abajo de la central Pangue (campo 10, columna CenConQGen). Por otro lado, la estadística para la central Angostura contenida en el archivo “AflBioBioEtaSemRal.csv” contempla el régimen natural a esta central, por lo que se está sobreestimando el caudal afluente a ésta (sólo se debe incluir el caudal incremental). En los hechos, esto se traduce por ejemplo para el año 2014/2015, en que la energía esperada anual de Angostura obtenida de la simulación del modelo llegue a los 1915 GWh, equivalente a un factor de planta de la central de aproximadamente un 70%. A modo de referencia, la información del proyecto que está disponible en el sitio web de Colbún S.A. indica que la generación anual estimada de Angostura es 1500 GWh (factor de planta de 54%), es decir se ha sobrestimado el aporte de esta central en casi un 30%.

Se solicita modificar la estadística de caudales de la central Angostura de modo de incorporar el caudal incremental (descontar del régimen Natural de Angostura el régimen natural de Pangue). Del mismo modo y consistentemente con el cambio anterior, es necesario que en el archivo “EmbDatParOpx.csv” se modifique en el campo 9 (Embalse Pangue) la conexión del vertimiento (Columna “EmbConQVer”) para que quede conectado a la central Angostura (está en status “NoCon”).

3.3 Archivo definición de aperturas y simulaciones

En el archivo “SecSimHidMen.csv”, se define la estructura de la secuencia de hidrologías a ser simuladas en el modelo OSE2000. La estructura del archivo muestra que el esquema de simulación corresponde a simulaciones “históricas”, donde cada secuencia se conforma colocando uno tras otro los años hidrológicos como se registraron en su oportunidad. Al analizar la columna 1 del archivo (SecNum) se advierte una inconsistencia en la numeración de las secuencias, aparecen duplicadas las secuencias números 53, 106, 158, 210 y 262. Si bien es cierto, aparentemente este error no tiene efectos en las salidas del modelo, creemos pertinente que se corrija.

La estimación del valor esperado de la Función de Costo Futuro (FCF) del sistema, se realiza en la fase backward del algoritmo de Programación Dinámica Dual Estocástica (PDDE), mediante el muestreo de un set de hidrologías, conocidas como aperturas. En la base de datos utilizada para la corrida del modelo OSE2000 aparecen 2 archivos que contienen información relacionada con las aperturas, “SecApeHidMen.csv” y “SecSimApeMen.csv”.

El archivo “SecApeHidMen.csv” contiene para cada mes y cada año del horizonte de evaluación (12 años) la definición del número de apertura y su correspondiente índice hidrológico. El último campo del archivo caratulado como “ApeHidPot” contiene números reales del orden de los miles.

El archivo “SecSimApeMen.csv”, contiene más información que el archivo descrito anteriormente, ya que incluye, para cada simulación, la definición del número de aperturas a realizar y los índices de las hidrologías que se deben utilizar en cada una de las aperturas. En este archivo, es donde aparecen los siguientes elementos que deben ser revisados:

i. A partir del sexto año hidrológico del horizonte de estudio, el número de aperturas baja de 54 (total de la muestra) a 30.

ii. En ese mismo instante la muestra de hidrologías para seleccionar aperturas no incluye a todas las hidrologías posibles (se repiten hidrologías en desmedro de otras que no aparecen)

iii. Durante los meses de octubre a marzo, no se definen aperturas.

Sin perjuicio de que no tenemos certeza de como internamente el modelo define la secuencia de aperturas a utilizar en la fase backward, se debe modificar el archivo “SecSimApeMen.csv”, de modo tal que se asegure que la muestra utilizada para estimar el valor esperado de la FCF del sistema no sea sesgada. Para esto es necesario que a partir del sexto año se corrija el número de aperturas de 30 a 54 y se corrija adicionalmente la muestra de hidrología para que incluya las 54 hidrologías posibles.

Por otro lado, si bien es cierto la omisión de la definición de aperturas entre los meses de octubre a marzo, se puede justificar por el concepto de la optimización uni-hidrológica en el periodo de deshielo (lo que pasa en términos hidrológicos en ese periodo está fuertemente determinado por lo que aconteció en el invierno de ese mismo año hidrológico); no todas la cuencas del SIC siguen un patrón nivo-pluvial, de hecho en el caso del lago Chapo su comportamiento es netamente

pluvial, es decir lo que pasó en el invierno no condiciona los caudales futuros a ese embalse. En consecuencia, es necesario que en todas aquellas cuencas (del río Bio-Bio al Sur) se realice una selección de aperturas que dé cuenta de la incertidumbre a la que están sujetos sus afluentes.

A nuestro modo de ver, la modificación solicitada implica eventualmente hacer ajustes en el modelo para diferenciar los tratamientos en el período Octubre-Marzo, entre centrales que cuentan con pronóstico de deshielo (o régimen nivo-pluvial) y aquella que no cuentan con este tipo de pronóstico climático (régimen pluvial).

3.4 Costo caudal de déficit

El caudal de déficit se incorpora como una variable del problema de optimización, asociada a los embalses modelados, de modo de asegurar que la ecuación de balance hidráulico en el embalse se cumpla siempre asegurando la factibilidad de cada uno de los problemas lineales en los que se descompuso el problema original.

El costo asociado a esta variable, con el cual se incorpora a la función objetivo del problema, debe ser lo suficientemente grande para que esta variable sólo se active cuando efectivamente se trate de un problema de infactibilidad asociado a no poder cumplir, por ejemplo con una determinada trayectoria de cotas para un embalse, o con un determinado nivel de filtraciones estando el embalse en su cota mínima y con un afluente inferior a las filtraciones (el mismo ejemplo anterior se puede hacer extensivo a un caudal ecológico). De este modo se asegura que esta variable no se active para satisfacer déficit de suministro ante una situación de racionamiento.

Considerando lo anterior, es que cobra relevancia el valor que se ingrese a este parámetro especialmente en casos en que varios embalses se encuentran en serie hidráulica. En efecto, en la cuenca del Maule, el embalse Colbún está sujeto a una trayectoria de cota que lo obliga a operar en un cierto nivel durante la temporada de riego. Está demostrado que en determinadas condiciones hidrológicas el embalse no es capaz de llegar a la cota establecida como mínima y esto se traduce en que se active la variable caudal de déficit en algunas etapas y simulaciones de las salidas del modelo. En efecto el caudal de déficit deja de ser nulo, pero no en el embalse Colbún sino que en el embalse La Invernada, como se puede apreciar en la siguiente figura (simulación 7):

Lo anterior se produce porque el parámetro asociado al costo del caudal de déficit ha sido ingresado de tal forma que resulta más económico para el sistema “comprar” caudal de déficit en La Invernada, generarlo en Cipreses, Isla, Curillinque, Loma Alta y Pehuenche para finalmente embalsarlo en Colbún y cumplir con la restricción de cota (volumen).

En efecto, el parámetro “EmbCosQDef” contenido en el archivo “EmbDatParOpx.csv” tiene un valor fijo de 5x10^4 para cada uno de los embalses modelados en la base de datos de la fijación de precios de nudo. Si bien es cierto, las unidades de este parámetro no están definidas en el archivo, éstas se pueden inferir en base a las salidas del modelo, específicamente revisando los valores del agua (expresados en US$/m3/s) de los embalses que registran caudal de déficit, que las unidades del parámetro “EmbCosQDef” corresponderían a USD/MW. De ser así, resulta paradojal que mientras más grande sea el rendimiento de la serie hidráulica que se encuentra aguas abajo del embalse, menor será el precio, expresado como US$/m3/s o USD/dam3, del caudal de déficit.

Considerando lo anterior, se solicita adecuar la definición del parámetro “EmbCosQDef” de tal forma que el costo del caudal de déficit sea lo suficientemente mayor en los embalses ubicados aguas arriba de una serie hidráulica, para que la activación de la variable ficticia se produzca en el embalse que está sujeto a la restricción y de esta forma no se use en generar una oferta de energía adicional al sistema que en los hechos no existe.

3.5 Conexión vertimientos lago Laja

Se ha detectado una inconsistencia en la operación del lago Laja, relacionada con la realización de vertimientos para ser aprovechados por la centra Abanico, cuando la central El Toro se encuentra a plena generación (de acuerdo a las limitaciones incorporadas en la modelación de la regulación de frecuencia). El siguiente gráfico ejemplifica la situación para la simulación 53 entre los años hidrológicos 2013/14 y 2014/15.

Estos vertimientos no se justifican desde el punto de vista operacional y se producen cuando la central el Toro se encuentra a plena capacidad y como solución óptima (no factible en la práctica) se hacen extracciones adicionales desde el lago Laja (vertimientos) para ser aprovechados por la central Abanico. Una forma de evitar esta situación es conectar el vertimiento del lago Laja a “tierra” (i.e. que no sea aprovechado por ninguna central aguas abajo), en el entendido que una simulación que entregue resultados de operación del lago Laja cercanos a su cota de vertimiento son de muy rara ocurrencia. Para estos efectos, se debe modificar en el registro 1 del archivo “EmbDatParOpx.csv” el campo asociado al parámetro “EmbConQVer”, cambiando su valor a “NoCon”.

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Observaciones de Norvind al Informe Tecnico Preliminar de la Fijacion de Precios de Nudo del SIC – Abril 2013

Nuestros comentarios al presente Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo se enmarcan en el contexto del retraso en las inversiones en generación y transmisión eléctrica, lo que implica una pérdida de competitividad, crecimiento económico y bienestar para el país. La materialización de proyectos de generación eléctrica en Chile es cada día más difícil, motivo por el cual no hay proyectos relevantes en construcción para los próximos años. Consecuentemente, la satisfacción de la demanda se seguirá dando por unidades térmicas que usan diésel, lo que se reflejará en costos marginales altos. El país seguirá utilizando energía cara. Sin embargo, estos altos precios no logran atraer nuevos inversionistas, pues los nuevos proyectos requieren precios estabilizados, como el precio de nudo, el que actualmente no refleja las condiciones de mercado. En los últimos años, el precio de nudo determinado por la CNE se ha situado en el rango de los 75 a 90 US$/MWh, mientras que el costo marginal del sistema, en el mismo período, consistentemente ha duplicado o triplicado ese valor, esto es, ha sido una señal equívoca para la estabilización de precios. Por tanto, solicitamos a la CNE sopesar las siguientes observaciones, orientadas a que el precio de nudo no se transforme en un obstáculo a la inversión.

Programa de Obras 1. En el cuadro “Programa de Obras del SIC (Construcción)” se considera que en los

próximos seis meses entrarán en operación diversos proyectos (Río Huasco, Talinay Oriente, Bonito, Los Hierros, San Andrés, El Paso, Negrete Cuel, Pulelfu, Picoiquén, tercer banco autrotransformador 500/220 kV en S/E Charrúa, S/E Rahue 220 kV y normalización S/E Chena 220 kV). Se solicita a la CNE que requiera a los propietarios de tales proyectos que confirmen que el estado de avance de las obras respectivas, incluyendo la conexión al sistema, es consistente con entradas en operación en las fechas consideradas por la CNE. Del mismo modo, se sugiere solicitar al CDEC confirmación de que dichas centrales cuentan (o podrían contar) con todos los estudios requeridos para la conexión y un calendario de pruebas que sean consistentes con las fechas consideradas por la CNE, esto es: • Si están disponibles los equipos de medida y señales habilitados para la

coordinación. • Si han proporcionado un cronograma de pruebas y puesta en marcha. • Si la empresa ha enviado la carta de intención de interconexión y, si la DO hubiera

solicitado un estudio y emitido un informe con las observaciones.

En caso que las fechas consideradas En el Plan de Obras no sean factibles, ya sea por retraso en la construcción o en la coordinación de la empresa con el CDEC, se solicita corregir las fechas de entrada en operación.

2. En el último tiempo se ha observado que, regularmente, hay propietarios de centrales

“en construcción” que fijación tras fijación retrasan la fecha estimada de entrada en operación de su central, como se observa en el siguiente cuadro, en el que se han incluido todas las centrales en construcción (no sólo las que presentan cambios significativos en su fecha de entrada):

Proyecto ITD Oct 11 ITD Abr 12 ITD Oct 12 ITP Abr 13 Río Huasco Abr-13 Talinay Oriente Abr-12 Nov-12 Dic-12 Abr-13 Bonito May-13 May-13 Los Hierros Jun-13 Jun-13 San Andrés Jun-12 Sep-12 Dic-12 Jul-13 El Paso Mar-13 Jul-13 Jul-13 Jul-13 Negrete Cuel Ago-13 Pulelfu Ago-12 Dic-12 Dic-12 Sep-13 Picoiquén Oct-13 Angostura Dic-13 Dic-13 Dic-13 Dic-13 El Arrayán Abr-13 Nov-13 Nov-13 Mar-14 Guacolda V Oct-15 San Pedro Dic-14 Dic-14 Jun-15 Dic-15

En efecto, hay proyectos que se informa que entrarán en operación comercial en “los próximos 6 meses”, esto es, están terminando su construcción, conectándose a la red, obteniendo las aprobaciones pertinentes y entrando a los períodos de prueba y, sin embargo, dieciocho meses más tarde vuelven a informar que operarán “en no más de seis meses”. Se sugiere que la CNE, junto con solicitar a los propietarios de obras “en construcción” la fecha estimada de entrada en operación de su central, solicite los antecedentes que permitan corroborar que la fecha informada es razonable. Esto, junto con ayudar a obtener un precio de nudo que prediga mejor la situación de mercado en el futuro, permitirá dar una señal más clara a los nuevos inversionistas, los que suelen considerar el plan de obras de la CNE como la mejor estimación.

3. En el cuadro “Programa de Obras del SIC (Recomendación)” se considera diversos proyectos genéricos, con una señal de localización y potencia instalada. Se solicita a la CNE que identifique explícitamente tales proyectos, de modo tal que sea posible determinar el estado de avance real de los mismos.

4. En el cuadro “Programa de Obras del SIC (Recomendación)” seincluye dos centrales hidroeléctricas (“Hidroeléctrica VII Región 01” e “Hidroeléctrica VIII Región 02”) en plazos no factibles para proyectos genéricos, pues a esta fecha ya deberían contar con aprobación ambiental y haber iniciado su construcción, esto es, debería tratarse de centrales conocidas e incluidas en el “Programa de Obras del SIC (Construcción)”. Se solicita identificarlas o, alternativamente, eliminarlas o retrasarlas del “Programa de Obras del SIC (Recomendación)”.

5. En beneficio de la transparencia se solicita que se indique los plazos de construcción según tecnología, desde orden de proceder, que la CNE considera para establecer su plan de obras recomendado.

6. Se solicita a la CNE que informe si verificó la estabilidad y caídas de voltaje de la zona norte del SIC conforme con el plan de obras propuesto. Este plan de obras sólo considera el ingreso de centrales eólicas en la cuarta región y las carboneras Guacolda V (152 MW, Oct 2015) y Carbón Maitencillo 02 (342 MW, May 2020), al tiempo que extiende la longitud del sistema mediante una interconexión con el SING de 1.500 MVA (Dic-2019), por lo que no es evidente que sea un plan de obras factible.

7. Se solicita a la CNE que explicite en el ITD cómo se analizaron los flujos asociados a la Nueva Línea Interconexión SIC-SING HVDC 500 kV, atendiendo a lo señalado en: • el dictamen de Panel de Expertos en su Discrepancia N°1-2013 con fecha 14 de

marzo 2013, y; • los artículos 162, N°8 y 165 b) de la Ley Eléctrica.

GNL 8. El uso de GNL para centrales que no son ciclo combinado es algo eventual, no

permanente. La modelación que efectúa la CNE, con ciclos abiertos usando GNL permanentemente implica que los propietarios de dichas centrales deban haber acordado contratos con pagos a firme (take or pay, regasificación) y otras inflexibilidades. Esto no ha ocurrido ni parece factible de ocurrir, como lo han señalado los propietarios de dichas centrales, debido a que no tiene justificación económica: se trata de unidades destinadas al respaldo, no a la operación en base. Por tanto, en ningún caso es razonable considerar que estas unidades operarán con gas. En consecuencia, se solicita a la CNE ajustarse a lo señalado por los propietarios de estas unidades e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo operando con diésel, no con GNL, en todo el horizonte del estudio.

9. En la práctica, el precio del GNL en Chile no está ligado al marcador Henry Hub. Aún en caso de contratos firmados en Chile con precio ligado a Henry Hub los proveedores prefieren pagar multas o renegociar contratos que suministrar GNL a dicho precio, debido a que su costo alternativo es el equivalente al marcador Brent. Por tanto, se pide a la CNE efectuar sus proyecciones con un precio del GNL ligado al marcador Brent, que mejor refleja las condiciones del mercado en Chile.

Precio de la Potencia 10. Según se señala en el Anexo N°2, la fórmula de indexación, así como la estructura y

valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el Estudio “DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM”. Sin

embargo, no se indica la fecha de dicho estudio. Se solicita a la CNE que señale explícitamente la fecha del estudio.

11. De acuerdo con el art. 225 de la Ley Eléctrica, el Margen de Reserva Teórico [MRT]

corresponde al mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación que permite abastecer la potencia de punta en un sistema o subsistema eléctrico con una suficiencia determinada, dadas las características de las unidades generadoras y de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico. El valor empleado en el presente ITP fue calculado hace una década, cuando había disponibilidad de gas argentino, esto es, cuando el sistema eléctrico era muy distinto del actual, motivo por el cual se solicita a la CNE explicitar la metodología y los parámetros utilizados para calcular el MRT, así como actualizar el estudio en el que se calcula este MRT.

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de abril de 2013

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

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – ABRIL DE 2013

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 abril de 2013, enviado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica. 1.- PLAN DE OBRAS EN EL SIC 1.1.- Plan de Obras de Generación 1.1.1.- Centrales de ENDESA a) Cierre a Ciclo Combinado de las centrales Taltal y Quintero. En el ITP se reitera el cierre a ciclo combinado de estas centrales operando con GNL en julio de 2016 y junio de 2019, respectivamente. Al respecto, ENDESA, como propietaria de estas centrales, informa a la CNE que no ha decidido a la fecha el cierre de ambos ciclos. b) Proyectos en Desarrollo por ENDESA. Se reiteran las observaciones efectuadas en las fijaciones anteriores en relación de que en el ITP en comento no se incluye ningún proyecto informado por nuestra compañía en enero de 2013, con motivo de la solicitud realizada por la CNE. Tal como hemos señalado en aquellas ocasiones, dichos proyectos, cuyas características principales se resumen en el Cuadro N°1, ya presentan avances en sus desarrollos y poseen características propias que los hacen competitivos frente a proyectos alternativos y análogos a los incluidos en el ITP. Al respecto consideramos que tanto las características de costos de esos proyectos (costos de inversión y operación)como el desempeño operacional previsto para los mismos ameritan su inclusión en el programa de obras, dentro del horizonte de estudio del ITP.


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Cuadro N° 1

Proyectos de Generación En Estudio de ENDESA

Central TipoPotencia Instalada

(MW)Región

Fecha Estimada Puesta en Servicio

Estado

Parque Eólico Renaico Eólica 88 IX jun-15 DIA aprobado en etapa licitación

Piruquina Hidro 7,96 X jun-15 Contrato EPC en desarrollo

Punta Alcalde Carbón 370 III jul-18 (*)Acuerdo Comité de Ministros

Los Cóndores Hidro 150 VII dic-18EIA Aprob./En calificación DIA por modificación.

Neltume Hidro 490 XIV dic-19 EIA En Calificación

Choshuenco Hidro 138 XIV ene-21 EIA En desarrollo

(*) Fecha más temprana En virtud de lo expuesto, solicitamos a la Comisión que examine la incorporación en el Plan de Obras de los proyectos informados por ENDESA en enero de 2013, considerando un análisis de competitividad que incorpore características realistas de los proyectos en cartera (costos y desempeño de operación) y no con base en mediciones de competitividad estandarizadas y generalizadas de los mismos (costos medios teóricos por kW instalados). 1.1.2.- Centrales Genéricas Incluidas en Plan de Obras La Comisión incluye nuevamente en su ITP, al igual que en la fijaciones anteriores, un conjunto de proyectos (hidroeléctricos, térmicos y ERNC) como “obras recomendadas”, con una designación genérica que hace referencia exclusivamente a su localización (región administrativa) y a su capacidad instalada, sin proporcionar información que permitan su identificación con proyectos concretos que se encuentren en alguna etapa de tramitación de aprobación (ambiental) y/o de desarrollo de estudios e ingeniería. Al respecto, se solicita a la CNE se incluya explícitamente una identificación o asociación de los proyectos incluidos en el ITP con aquellos que efectivamente hayan presentado antecedentes fidedignos de estudios ambientales, características técnicas, costos de inversión y operación y desempeño operacional. 1.1.3.- Costos de Inversión de Centrales Eólicas e Hidroeléctricas incluidos en el ITP Sobre este tema, reiteramos que los costos de inversión definidos por la CNE en el Anexo N° 5 del ITP (Plan de Obras) para las centrales eólicas y las hidroeléctricas pequeñas y medianas resultan subestimados conforme a los antecedentes disponibles para ese tipo de


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proyectos. El problema de esta subestimación es que, como se señaló en el punto 1.1.1 b) de este documento de observaciones, perjudica la medición y comparación de competitividad de proyectos reales como los informados por ENDESA a esa Comisión, lo que afecta su inclusión en el Plan de Obras de las fijaciones tarifarias, más aún teniendo presente que dicho programa de obras constituye un referente de mercado para los participan en esta industria. En tal contexto, observamos específicamente lo siguiente: a) Costo de Inversión en Parques Eólicos La CNE define un costo unitario de 2.300 US$/kW para centrales eólicas de potencia de 50 MW, lo que de conforme a la experiencia de ENDESA en el desarrollo de sus proyectos eólicos, incluyendo los Parques Eólicos Canela y el actual Parque Eólico Renaico en desarrollo, dicho monto subestima el real costo de inversión (inversión directa más intereses intercalarios). Al respecto, se reitera que el costo unitario total de estas centrales, incluida la conexión al sistema, terrenos, urbanizaciones, canalizaciones, obras civiles y montajes, debería situarse en valores en torno a los 2.700 a 3.000 US$/kW. Se solicita revisar y corregir estos costos a niveles más acordes con los valores reales para este tipo de proyectos. b) Costo de Inversión Centrales Hidroeléctricas. La CNE define un costo unitario genérico de las centrales hidroeléctricas de menor envergadura de 2100 US$/kW, que es apenas un 5% mayor que el costo unitario de las centrales de mayor tamaño, que lo ubica nuevamente en 2000 US$/kW. Como hemos observado anteriormente y conforme a la información disponible, el valor para ambos tipos de centrales debiera ser mayor que las incluidas por la CNE en su ITP, con una proporción superior para las centrales de menor envergadura por las deseconomías a escala que presentan estos proyectos frente a los de mayor tamaño. Así, dentro del rango de 100 MW a 350 MW, el costo de inversión puede fluctuar entre los 2.300 US$/kW para centrales cercanas a los 350 MW hasta los 3.000 US$/kW para centrales de 100 MW, esto es, valores que son superiores entre un 15% y un 50% respecto de las centrales de módulos mayores. Se solicita a la Comisión revisar y corregir la estimación genérica de costo unitario de centrales hidroeléctricas de menor rango de capacidad instalada. 2.- PRECIOS, USO Y DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL LICUADO 2.1.- Proyección de Precios del GNL El Cuadro N° 14 presenta proyecciones de GNL que comienzan en 7,16 US$/MMBtu, disminuyendo levemente el 2014 y 2015 y presentando un crecimiento de pendiente suave a partir del 2016 que sitúa este precio en un valor de 8,66 US$/MMBtu el 2023. Al respecto hacemos presente a la Comisión que de los precios de GNL que actualmente se declaran en el CDEC, el único que se aproxima a los valores de la proyección es el precio de GNL


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declarado para los CC de ENDESA, que responde a una situación contractual muy particular, pero sin embargo el resto de las empresas está informando precios de este combustible que son muy superiores, en torno a los 20 US$/MBtu. Si bien la CNE explicita su proyección para el año 2013 como Henry Hub (HH) + US$ 3,5 (Cuadro N° 4), para el resto del período lo remite a una proyección Purvin & Gertz, no explícita, que conforme a los valores resultantes cabe deducir que la Comisión supone que los contratos de suministro de GNL seguirían ligados al marcador HH. Al respecto, cabe reiterar que el caso particular de ENDESA no puede aplicarse al resto del mercado, pues como se señaló, se trata de un contrato de tipo excepcional que puede extrapolarse al resto del mercado ni tampoco suponer que el HH sea el marcador de referencia para proyectar los precios del GNL en Chile. Ello por cuanto, como se ha observado en las fijaciones anteriores, el HH es un indicador representativo del mercado local de Estados Unidos, en especial para contratos a firme asociados con nuevos proyectos de tipo shale - gas, los cuales, debido a que para su comercialización internacional requiere previamente tener concretados instalaciones, como son los terminales de licuefacción, su exportación no comenzaría antes del año 2018. Por lo tanto, reiteramos que, para los efectos de una proyección de precios del GNL, el HH no constituye un marcador representativo de este precio a nivel internacional, siendo más apropiado para estos efectos utilizar otros marcadores globales más representativos, los cuales se ligan principalmente al precio del petróleo. Por lo tanto, se solicita a la CNE que en la proyección de los precios del GNL debieran utilizar marcadores distintivos del mercado global de este combustible como lo es, entre otros, el Brent, que representa más apropiadamente una condición factible de precios para suscribir este tipo de contrato. 2.2. - Disponibilidad de GNL para la Generación Como hemos observado en las fijaciones anteriores, consideramos que no corresponde modelar unidades de ciclo abierto (CA) operando con GNL. No obstante, si bien en hidrologías secas, como las ocurridas en estos últimos (en forma consecutiva), han operado plantas CA con GNL con un factor de planta más alto que lo habitual, ello no justifica económicamente que deba modelarse su operación con este combustible como una condición esperada y permanente de durante todo el periodo de estudio. En efecto, el pago de costos fijos de regasificación y las rigideces propias ligadas al suministro de GNL, implican para esas plantas una carga económica que no están dispuestas a asumir en virtud de su bajo nivel de despacho. En esta condición estarían las centrales de Taltal y TG Quintero, de ENDESA. Se solicita eliminar o limitar el uso de GNL en centrales de CA, e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo de la energía utilizando combustible diesel. Por otra parte, se modela en abril de 2014 una disponibilidad total de GNL para la central Nueva Renca, sin embargo consideramos que dicha condición no sería posible hasta


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concluida la ampliación del terminal de regasificación, lo que se prevé para junio de 2014.Solicitamos a al CNE considerar este hecho para el Informe Definitivo. 3.- PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA 3.1.- Modelación Centrales San Isidro (1 y 2) para Regulación de Tensión. En el punto 4.11.5 del ITP (Otras Consideraciones de la Modelación del SIC), la CNE reitera su modelación efectuada en las fijaciones anteriores en que establece una representación de la regulación de tensión a través incluir una restricción de operación en que las centrales San Isidro I y San Isidro II son forzadas a operar a mínimo técnico, (260 MW) cuando no son despachadas por mérito económico. Dicha condición de operación se verifica de los archivos de resultados del OSE 2000, excepto cuando esas centrales están en mantenimiento, oportunidad en la cual esa restricción se impone a otras centrales como Nueva Renca y Nehuenco II. Reiteramos nuestra observación respecto a que consideramos que la modelación incluyendo dicha restricción operacional no resulta adecuada para representar el control de tensión, debido a que en esa zona ya existen recursos instalados que son apropiados y eficientes para el ese servicio (reactivos) como son equipos CER, STATCOM y condensadores estáticos. Además, esta restricción de operación que se aplica (en la modelación) en forma permanente a estas unidades generadoras implica una distorsión en los resultados de los costos marginales y en el precio de nudo de la energía que no se justifica, debido a que la realidad operacional de la zona, incluyendo el control de tensión, hace innecesario efectuar dicha representación. Adicionalmente, operaciones fuera del orden económico como la modelada por la CNE para representar la regulación de tensión (y también la regulación de frecuencia) no debieran afectar los costos marginales del sistema y ser remunerado como Servicios Complementarios. Ello para respetar los principios básicos de eficiencia económica del mercado eléctrico. Por lo tanto se solicita a la CNE no incluir dicha restricción operacional para en el modelo de cálculo del precio de nudo de la energía. 3.2.- 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.


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4 - PRECIO DE NUDO DE LA POTENCIA Margen de Reserva Teórico de Potencia Reiteramos que el margen de reserva teórico (MRT) subestima el valor que debiera tener este parámetro de acuerdo con los niveles de seguridad exigidos por la normativa vigente, lo que se justifica en minuta enviada por ENDESA a la CNE y referida en nuestras observaciones efectuadas en las fijaciones anteriores. En tal contexto, un alor de este MRT compatible con los objetivos de seguridad que se exigen para el sistema, 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. 5.- RECARGOS POR REGULACIÓN DE FRECUENCIA Y REGULACIÓN DE TENSIÓN EN LA CALIDAD DE SERVICIO. Desde la fijación anterior de Abril de 2012, se ha eliminado el cálculo de estos factores sin que la Comisión haya incluido una justificación explícita para ello. Al respecto, entendemos que esos recargos por Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión son necesarios para el mercado de los Servicios Complementarios puesto que su provisión beneficia directamente la calidad de suministro de los clientes. En tal contexto, el cálculo de dichos recargos que se efectuando en cada fijación tarifaria era un reflejo del concepto de los precios que debía incluirse en la demanda para la remuneración de estos servicios, concepto por lo demás consagrado en la misma Ley Eléctrica (artículo 150° del DFL N° 4). Por lo tanto, se solicita a la CNE, incluir el cálculo de estos recargos tarifarios, los que en su cálculo deben incluir, además de los costos operacionales, los elementos señalados a continuación: • 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).

Santiago, 28 de marzo de 2013

COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES …en el cuadro N°5 del ITPN. Producto del...

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