Boletín Noticias ACENOR

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BOLETÍN ACENOR A.G. Nº 197/14 – 15.10.14 (Comprende información ocurrida durante la primera quincena de octubre de 2014)

INDICE

Pág.

1.- GENERACIÓN ………………………………… 04

A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes ………………………………… 04

B.- Demanda y Generación Eléctrica ………………………………… 10

C.- Insumos Energéticos ………………………………… 11

Hidroeléctricas ………………………………… 12

Gas ………………………………… 14

Carbón ………………………………… 21

Petróleo ………………………………… 22

Nuclear ………………………………… 26

Otras Energías No Convencionales ………………………………… 26

D.- Política Energética ………………………………… 31

E.- Contratos y Precios ………………………………… 33

F.- Artículos Relacionados ………………………………… 35

2.- TRANSMISIÓN ………………………………… 38

3.- DISTRIBUCIÓN ………………………………… 41

4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA ………………………………… 45

5.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO ………………………………… 47

6.- SERVICIOS Y NEGOCIOS ………………………………… 51

RESUMEN

Costo de energía sube 20% en septiembre pese a mayor aporte hidroeléctrico: El ítem se ubicó en un promedio

de 88,5 US$/MWh, frente a los 73,7 US$/MWh alcanzado en agosto pasado.

Generadoras en construcción habrían crecido 26% en seis meses y no 81% como asegura el Gobierno: La

administración de Sebastián Piñera habría concluido con obras por 2.796 MW, y no por 1.949 MW como afirma el

Ministerio de Energía liderado por Máximo Pacheco. Según la anterior Administración más de la mitad (52%) de

los 3.518 MW actualmente en construcción son obras que iniciaron su construcción antes del 11 de marzo.

Presidenta Bachelet inaugura el Parque Eólico Los Cururos de la colombiana EPM: El proyecto de 109,6 MW

se emplaza en la comuna de Ovalle y es la primera inversión del consorcio extranjero en Chile. La Mandataria

destacó el proyecto de asociatividad que estableció la empresa con la comunidad agrícola La Cebada, a quienes se les

dará un porcentaje de las ventas de energía.

Pacheco responde inquietudes de Concejo sobre el proyecto Alto Maipo: El ministro de Energía, Máximo

Pacheco, se reunió con el Concejo Municipal de San José de Maipo, con el fin de responder las inquietudes del

alcalde y los concejales de la comuna sobre el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, propiedad de AES Gener.

Termoeléctrica Cochrane presenta un avance de 53%: Un 53% de avance presenta la Central Termoeléctrica

Cochrane de AES Gener (60%) y Mitsubishi Corporation (40%) que se construye en Mejillones, en la Región de

Antofagasta, cuyo monto de inversión alcanza los US$1.350 millones y que a partir del 2016 aportará 531 MW al

SING.

Puntilla adjudica contrato para construir central de 136 MW: La hidroeléctrica Ñuble, que demandará una

inversión cercana a los US$350 millones, tendrá una generación media anual de 620 GWh.

Los Pelambres abastecerá cerca del 50% de sus necesidades energéticas con ERNC: La minera suscribió un

acuerdo con Pattern Development para abastecerse con 200 GWh en 2016, provenientes del proyecto fotovoltaico

Conejo, que se construye en la comuna de Taltal.

Mejora pronóstico de deshielos y energía embalsada llega a mayor nivel en un año: La temporada de deshielos

2014-2015 tiene un mejor pronóstico, lo que auguraría una mayor disponibilidad de agua para generación eléctrica

para los próximos meses, aunque el 2º informe de deshielos confirmó situación hidrológica seca para verano 2015

(hasta marzo de 2015), por lo que la estrechez hídrica se mantiene, aunque todavía no se puede prever que la

situación se mantenga en el largo plazo.

Expertos analizaron nueva regulación para las aguas: Afirman que los recursos hídricos tienen naturaleza

jurídica desde 1819 y que actualmente hay más de 20 proyectos en el Congreso que apuntan a cambios o reformas en

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la materia, entre ellos la iniciativa que busca otorgar al agua un estatus de ―recurso natural de dominio público‖. En

ese sentido, ante cambios a derechos de agua como caducidad y límite de 30 años que generan inquietud, se critican

que los límites planteados al derecho de extracción del recurso afectaría las inversiones de largo plazo. Por su parte

los legisladores oficialistas, en tanto, defienden el proyecto y otros como los empresarios coinciden en que la

regulación se debe perfeccionar, ante el uso indebido que se daría en algunas ocasiones a los derechos de agua. No

obstante, plantean que se debe garantizar el derecho de propiedad.

Gobierno alista reglamento para destrabar solicitudes de derechos de agua: Procesos están virtualmente

congelados: tienen una demora de más de tres años. Por lo mismo, en los próximos días la autoridad presentará un

―fast track‖ a fin de reformar el sistema generado en la administración anterior.

Pese a impuestos y shale gas, generar con carbón será 32% más barato que con GNL: Estudio afirma que, al

menos, durante los próximos 20 años el carbón seguirá estando entre las fuentes de energía más importantes a nivel

global y que su precio se verá impactado positivamente por la irrupción del shale gas, que reemplazará la generación

a carbón, lo que ayudará a aumentar la oferta por este combustible.

Gas natural por red es hasta 18% más caro que GLP en segmentos de menor consumo: En el segmento de

mayor demanda, por debajo de los 20 m3 mensuales, el gas licuado de petróleo es más competitivo. El 91% del GLP

en cilindros que se vende en el país va a consumo residencial.

Según Estudios, Política Tarifaria de Metrogas está Acorde a la Regulación Vigente: Complementariamente

Informe de Systep pedido por AGN revela que Metrogas rentó 12,9% el año pasado. Aún así, estudio de EY estima

que la tasa de costo de capital varía entre 6,8% y un 8,1%. Considerando esta base, los límites de rentabilidad para

2013 se sitúan entre 11,8% y 13,1%. En ese sentido, la CNE luego de analizar el estudio que le entregó dicho gremio

este miércoles, se reunirá con las gasíferas, incluidas las cuestionadas compañías: Metrogas y GasValpo.

Gobierno dará a conocer estudio de rentabilidad de firmas de gas: Metrogas sería la única empresa del sector en

sobrepasar límite establecido por ley y se despejarían dudas por GasValpo.

Quiebre en relación entre gobierno y Metrogas por diferencias en estudios de rentabilidad: Una reunión entre

la CNE y el gremio gasífero agendada fue suspendida tras conocerse un estudio encargado por la empresa.

FNE y Sernac Estudian Acciones Por Distorsiones en Negocio Gasífero: El fiscal nacional económico, Felipe

Irarrázabal, y el director nacional del Servicio Nacional del Consumidor, Ernesto Muñoz, esperan el informe

definitivo del Gobierno solicitado luego que se revelara que Metrogas habría excedido la rentabilidad permitida.

Gas: Gobierno busca fijar tarifas cada 4 años y acceso de clientes a “cuenta controlada”: El sector defiende sus

precios y dice que son los más convenientes. Metrogas, que según la autoridad tiene tarifas sobre lo permitido, pide

seriedad al Gobierno. ―Ningún experto es dueño de la verdad‖, afirma esta compañía. Según el Ministro de Energía

Máximo Pacheco ―hay que introducir más competencia en el mercado‖ y para Andrés Romero, Secretario Ejecutivo

de la CNE, ―la principal finalidad del chequeo de rentabilidad y del próximo proyecto de ley se enfoca en reducir los

precios presentes en las boletas de los chilenos‖. Por su parte la industria dice que el gas natural es 21% más barato

que su equivalente de gas licuado de 45 kg. y también es 16% más económico que la parafina. Según ellos las

compañías de gas han invertido US$ 1.600 millones en redes y el Gobierno quiere que nuevas empresas usen los

ductos y que paguen un peaje por ello.

Petróleo continúa camino a la baja: Brent llega a su menor nivel en cuatro años: La debilidad de la economía

global, el alza en la producción en EEUU y Rusia y los recortes de precios de los países OPEP han provocado una

caída en picada en el precio del crudo. De hecho, el Brent, tipo de petróleo de referencia global, cayó llegando al

precio más bajo desde junio de 2012. Los precios han caído hasta su nivel más bajo en más de dos años.

EIA reduce previsión de producción petrolera de EE.UU. para 2015: La gubernamental Administración de

Información de Energía de Estados Unidos recortó su previsión para la producción de crudo del país en 2015 a 9,50

millones de barriles por día desde los 9,53 millones de bpd el mes anterior, según un reporte mensual de la agencia.

La OPEP Mantiene sin Cambios su Previsión de Consumo de Petróleo para 2014-15: El equilibrio entre la

mejora de la economía en Estados Unidos y el estancamiento en la Unión Europea y Japón es uno de los factores que

hace que los cálculos de consumo de crudo para 2014 y 2015 se mantengan sin cambios respecto a las últimas

previsiones, según anunció hoy la OPEP en Viena.

Goldman Sachs prevé soporte para barril del petróleo Brent en US$90: El banco de inversión mantuvo su

proyección a doce meses para el Brent en US$100 por barril, pero dijo que ―los riesgos para nuestros pronósticos

están orientados a la baja si el crecimiento de la demanda sigue débil‖.

Por qué las predicciones sobre el cénit del petróleo no se han hecho realidad: Un creciente grupo de expertos

sostiene que la situación se ha planteado de forma errónea. Estamos limitados no por la cantidad de petróleo, sino por

cuán inventivos seamos para explotar nuevas fuentes.

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La energía fotovoltaica española, a la conquista de Chile: La rentabilidad de los proyectos sin necesidad de

primas atrae a las empresas españolas del sector. Chile se ha propuesto duplicar en diez años el aporte de las

renovables a la generación.

Subsecretaria Jara participa en lanzamiento de capacitación en energía fotovoltaica: Con la intención de

promover la formación de sistemas fotovoltaicos y favorecer el crecimiento de la industria, la GIZ, junto al

Ministerio de Energía lanzaron el concurso ―Laboratorios Fotovoltaicos para la capacitación y Demostración en

Centros de Formación Técnico Profesional y/o Universidades‖. El objetivo de esta implementación es aumentar la

disponibilidad de mano de obra calificada en el ámbito de instalación de sistemas fotovoltaicos.

AIE: la solar puede ser la primera fuente de generación eléctrica en 2050: "La rápida reducción del costo de los

módulos fotovoltaicos y de los sistemas en los últimos años han abierto nuevas perspectivas para utilizar la energía

solar como una gran fuente de electricidad", dijo la entidad.

Iniciativa busca promover acceso a las energías renovables: La Asamblea General de las Naciones Unidas

declaró al periodo establecido entre 2014 y 2024 como la Década de la ―Sustainable Energy for All‖.

Comenzó a operar la primera casa que inyecta energía a la red eléctrica: Un vecino de Las Condes genera su

propia electricidad y entrega el remanente a Chilectra. Invirtió US$ 20.000 en su proyecto.

Galetovic en picada contra reforma eléctrica del gobierno: Alex Galetovic, junto con el investigador PUC

Cristián Muñoz, plantean que el proyecto de ley de licitaciones tiene ―errores técnicos‖ y no incentiva la inversión.

La iniciativa del Ejecutivo ya fue aprobada por la Cámara.

Director ejecutivo de Empresas Eléctricas: "Me cuesta entender la postura de las generadoras": Representante

del gremio de distribuidoras criticó postura de las generadoras ante proyecto de ley de licitaciones impulsado por el

gobierno.

Gas Natural Fenosa entra en disputa por CGE y acción sube 17% en el mes: La eléctrica pasaría a manos de

inversionistas extranjeros en el corto plazo. Ayer, en un hecho esencial, la compañía confirmó que ha recibido

ofertas no vinculantes. En ese sentido, Gas Natural Fenosa ya tiene equipo en Chile para analizar inversión de CGE,

pues la española quiere ingresar con fuerza al mercado chileno, más aún si en mayo pasado firmó contrato con BHP

Billiton para suministrar a partir del 2016 GNL a Minera Escondida, a través de un contrato a largo plazo. El acuerdo

se habría cerrado el sábado 11.101.14, a las 18:00 horas.

Contacto con oferente de CGE data de hace un año. Oferta superaría los US$3.000 millones: Fuentes del

mercado señalaron a Pulso que los tres grupos controladores, las familias Marín y Pérez Cruz y el grupo Almería,

aceptaron preliminarmente los términos de la propuesta. Según informó CGE en un comunicado enviado a la SVS

los accionistas mayoritarios de la compañía suscribieron con Gas Natural una promesa de compraventa en la que se

comprometieron a vender a la eléctrica española todas sus acciones, que representan cerca del 54% del total. Las

razones de los controladores de CGE para vender son buenas ofertas, incertidumbre regulatoria y diferencias entre

los socios, lo que habría propiciado la operación encargada a un banco de inversiones. Jorge Marín fue el negociador

por los controladores. Españoles tuvieron la asesoría de Citi España, Banchile-Citi y el estudio Claro. CGE fue

apoyada por JP Morgan, BNP y, en lo legal, por Guerrero Olivos.

Gas Natural dice que no deshuesará CGE y tampoco se plantea vender activos de CGE y espera crecer en

Chile. Su foco serían nuevos proyectos en luz y shale gas: Firma española entrará de lleno a la región a competir

con Enel, la italiana que vía Enersis es la mayor eléctrica de Sudamérica. Su plus será la presencia en el gas, que la

italiana no tiene y en la que GNF cuenta con una carta ganadora: el shale gas de EEUU. En julio, la multinacional

española realizó la primera propuesta no vinculante a los tres accionistas mayoritarios. En agosto la modificó y la

firma nacional le dio acceso para realizar el due diligence. La compañía española justificó la mayor oferta lanzada en

Chile en su objetivo de internacionalización, donde la consolidación de su posición en América Latina es clave. La

OPA de Gas Natural Fenosa por CGE se extenderá hasta 11 de noviembre. La multinacional española ha asegurado

que esta operación, que es la mayor compra exterior en su historia, le permitirá tener participación directa en Gasco,

una de las tres principales distribuidoras de gas licuado del petróleo (GLP) con un 27% de cuota de mercado, y

Metrogas, la principal distribuidora de gas del país con más de 580.000 clientes. Con la compra el Grupo español

llegaría a 6,3 millones de clientes eléctricos en seis países y a 7,4 millones de usuarios en gas natural.

Gobierno destaca arribo de GNF: Chile tiene reglas del juego claras: Ejecutivo se ha planteado una agresiva

agenda para dinamizar la actividad en el sector eléctrico. Por su parte Gas Natural Fenosa, que ofrece US$ 3.300

millones por la firma chilena, aplaudió el manejo económico y regulatorio del país. Descartó vender activos

heredados de CGE y dijo estar al tanto de cambios regulatorios en el negocio de distribución de gas.

Costo de energía del Metro se dispara 77% por impacto de nuevo contrato de suministro: El segundo trimestre

la cuenta de luz rondó los $ 14.000 millones, monto que casi duplicó los $7.700 millones de los primeros tres meses

de este año.

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E-CL calcula en US$44 millones el impacto de la reforma tributaria en su balance: La generadora de la franco-

belga GDF Suez, E-CL, comunicó que deberán reconocer un impacto no recurrente de unos US$ 44 millones, a

septiembre de este año.

Daniel Fernández abandona HidroAysén tras cuatro años: Compañía se reorganizó y simplificó su estructura,

como consecuencia de la resolución del gobierno que puso fin al proyecto. Camilo Charme asumirá gerencia general,

en línea con el foco legal que la forma desarrollará en el marco del caso en el T. Ambiental.

Colbún Respalda Cambios en HidroAysén y Agradece Labor de Fernández y aseguró que defenderá valor del

proyecto: En relación al cambio en la estructura del equipo ejecutivo de HidroAysén informada por la empresa,

Colbún manifestó sus agradecimientos al equipo ejecutivo liderado por Daniel Fernández por el compromiso, lealtad

y profesionalismo mostrado en el ejercicio de su labor, indicó en un comunicado. Firma aseguró que deben ser los

procesos participativos de política energética de largo plazo y de planificación territorial las instancias para discutir

desarrollo del potencial hidroeléctrico de la región.

Ordenan al ministerio de Medio Ambiente entregar datos de emisiones de termoeléctricas de Quintero: Quinta

Sala de la Corte de Apelaciones de Santiago ratificó la decisión adoptada por el Consejo para la Transparencia sobre

emisiones de las centrales Ventanas, Nueva Ventanas y Campiche.

Presidenta Bachelet inauguró nuevo Centro Nacional de Operación de Transmisión de Transelec: La mayor

autoridad del país afirmó que esta obra, que permitirá unificar los centros de control regionales de la compañía, es un

adelanto de la empresa a los planes del Gobierno de unificar el Sistema Interconectado del Norte Grande y el Sistema

Interconectado Central. También recordó que se hará un proyecto de ley para regular la transmisión.

Conoce el proyecto de Transelec para conectar centrales ERNC en Norte Chico: Firma lanzó un Open Season

para construir un nuevo tendido entre Cardones y Paposo, que permitiría viabilizar casi 900 MW en proyectos

renovables que hoy no cuentan con conexión al sistema.

Chile-Perú definen dos formas de interconexión eléctrica: El sector privado de ambos países realiza estudios

técnicos para proponer a sus respectivos gobiernos la anhelada integración energética, donde se baraja la posibilidad

de unir el sur de Perú con la subestación chilena Parinacota o con la estación Crucero.

Ministro Pacheco inauguró ForoSing 2014 destacando interconexión con el SIC: Titular de Energía indicó que

el objetivo del Gobierno es materializar la unión del sistema eléctrico del Norte Grande con el centro sur del país, por

lo que valoró la importancia del Foro que organiza Editec. En ese sentido, las empresas E-CL, AES Gener y

Transelec expusieron sus principales iniciativas para mejorar la conectividad eléctrica en la zona. Asimismo, en el

primer módulo de exposiciones del ForoSing 2014 se conocieron detalles de las principales iniciativas energética que

se desarrollan en el norte grande. Por su parte, Francisco Aguirre, director de Electroconsultores analizó las

implicancias y factores económicos dentro del negocio eléctrico en el Norte Grande.

ForoSing 2014 finalizó abordando perspectivas del gas natural en Chile: Evento organizado por el Grupo

Editorial Editec terminó con temas como la coordinación, seguridad de suministro eléctrico y las relaciones con las

comunidades, además de revisar lo que ocurre en el mercado del gas natural en la región y en el territorio nacional.

Superintendente de SEC llega hasta Antofagasta tras masivo corte de energía eléctrica: Luis Ávila, se desplazó

hasta la Segunda Región para recoger en terreno antecedentes para la investigación que lleva adelante por un corte de

suministro que afectó al 90% de la población.

La Nueva Enersis Bajo el Alero de Enel: Luego que el próximo 21 de octubre la junta de accionistas de Endesa

España apruebe el traspaso de Enersis a Enel, el mayor holding eléctrico de Latinoamérica comenzará a vivir una

nueva fase con mayor independencia y flexibilidad.

1.- GENERACIÓN

A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes

1.1.- Matriz energética en Aysén (Fuente: Cartas al Director La Tercera, 30.09.14): En la entrevista publicada el

domingo, el ministro de Energía señala, en relación a las reuniones que habría sostenido su cartera con actores de Aysén

para discutir una matriz eléctrico-energética más limpia para la zona, que ―ellos (HidroAysén) no han participado de

estas reuniones en la región‖. Sólo para aclarar, quiero señalar que en los diálogos que la cartera ha organizado en Aysén

sí han participado ejecutivos y funcionarios tanto de HidroAysén como de Energía Austral, a quienes se les ha visto

incentivando y facilitando directamente la participación de algunas organizaciones que se han creado en el último

tiempo, específicamente para apoyar sus represas. En esa oportunidad planteamos a directivos del ministerio la

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inconveniencia de convocar a estas instancias ciudadanas a empresas extrarregionales, con intereses privados concretos

y que, en alguna medida condicionan la definición de la matriz regional al controlar grandes volúmenes de derechos de

agua. Una matriz que muchos en Aysén queremos sea con energías renovables no convencionales, incluidas las

minihidros. Por otra parte, cuando Máximo Pacheco acusa individualismo porque nadie querría ―en su jardín‖ proyectos

energéticos, en realidad el problema es que los jardines sistemáticamente afectados son siempre los mismos:

comunidades vulnerables obligadas a ser zonas de sacrificio, y no los territorios de quienes impulsan grandes proyectos

energéticos. Invitamos al ministro a cambiar su matriz. Y más que impulsar iniciativas que paguen por vulnerar derechos

para ―destrabar proyectos‖, compartir utilidades le llaman, de alto impacto, a construir un país más justo, equitativo y

sustentable, donde nadie se deba sacrificar, Eso es lo que a muchos ciudadanos aspiramos.

1.2.- El Arrayán: Se inauguró el parque eólico más grande construido en Chile (Fuente: Revista Electricidad,

30.09.14): Con una capacidad instalada de 115 MW y un total de 50 aerogeneradores, la iniciativa suministrará el 70%

de su energía a Minera Los Pelambres, mientras que el 30% restante se venderá en el mercado spot. Ubicado en la

comuna de Ovalle (en la Región de Coquimbo), a la altura del km. 390 de la Ruta 5 Norte y a 21 km. en dirección a la

costa, el proyecto El Arrayán significó una inversión de US$300 millones. El 70% de la iniciativa es controlada por

Pattern Energy, mientras que el 30% restante es propiedad de Antofagasta Minerals. Con este proyecto el 20% de la

energía que demanda Minera Los Pelambres provendrá de fuentes renovables. El factor de planta esperado de El

Arrayán será mayor al promedio de las centrales eólicas en el país, alcanzando cerca de 38%. Para ello debieron

realizarse varios estudios y análisis de vientos que se extendieron por cerca de tres años. Para su conexión al SIC se

construyó una línea de transmisión de 21 kilómetros de extensión, además de contar con una subestación propia. El

parque eólico El Arrayán tiene una vida útil de 25 a 30 años. El Parque Eólico El Arrayán, emplazado en un terreno de

255 hectáreas (considerando la línea de transmisión y subestación), inició su construcción en marzo de 2012 y finalizó a

comienzos de 2014. El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue aprobado en junio de 2010.

1.3.- Puntilla adjudica contrato para construir central de 136 MW (Fuente: Diario Financiero, 02.10.14): La

empresa Vial y Vives – DSD se adjudicó el contrato de construcción de las obras civiles de la central hidroeléctrica

Ñuble, de Eléctrica Puntilla. Según comunicó la firma, ligada a la Sociedad de Canalistas del Maipo, el contrato de

equipamiento y montaje fue adjudicado al grupo Andritz. Ambos contratos, agregó, involucran costos por unos US$ 257

millones. Las obras de la central, que demandará una inversión cercana a los US$350 millones, tendrá una generación

media anual de 620 GWh y tendrá una capacidad instalada de 1367 MW, deberían partir este mes, dijo la compañía. El

plan considera que Ñuble entre en operación a partir de junio de 2017. En el caso de Vial y Vives DSD, las obras que

deberán desarrollar son la bocatoma, canal, casa de máquinas, de seguridad hidráulica y todas las que se requieran para

poner en funcionamiento la central. La firma ha señalado que se encuentra desarrollando un plan de inversiones por unos

US$ 1.000 millones, que contempla el desarrollo de proyectos hidroeléctricos por unos 400 MW en distintas cuencas.

Una vez concretados los proyectos, la compañía tendría una capacidad instalada de unos 500 MW. En 2013, Eléctrica

Puntilla compró al grupo CGE derechos para desarrollar estos proyectos. En septiembre pasado, la firma aprobó un

aumento de capital por US$ 120 millones, con la emisión de nuevas acciones, aunque no especificó en que se utilizarán

los recursos. Asimismo, a fines de junio, la eléctrica consiguió financiamiento con el Banco del Estado para la

construcción y equipamiento de la central de pasada Itata, de 20 MW de capacidad, por 917.400 UF, unos US$ 37

millones.

1.4.- ForoSing 2014 mostrará principales proyectos eléctricos en zonas mineras (Revista Electricidad, 02.10.14):

Importantes proyectos eléctricos en la zona minera se presentará el próximo martes 7 de octubre en el ForoSing 2014,

organizado por el Grupo Editorial Editec y que se realizará en el Hotel Enjoy de Antofagasta. En el primer módulo de

exposiciones mostrará los detalles del proyecto de la central de ciclo combinado Kelar, así como el proyecto de la planta

solar Cerro Dominador y el proyecto Espejo de Tarapacá, además del proyecto del parque eólico Tchamma. El panel

será moderado por Jorge Goth, director de Conferencias del Grupo Editorial Editec, y contará con la participación de

Neung-chul Park, gerente general del proyecto Central Kelar de la empresa coreana Kospo; Iván Araneda, director

general de Abengoa Solar Chile; Francisco Torrealba, cofundador de Valhalla Energía, y José Ignacio Escobar, gerente

general de Andes Mainstream. Las presentaciones de las empresas describirán el desglose técnico y económico de estas

iniciativas eléctricas, tanto de base como energías renovables, las que actualmente se mantienen en el portafolio de

desarrollo en el SING.

1.5.- Termoeléctrica Cochrane presenta un avance de 53% (Fuente: Estrategia, 07.10.14): Dado a que se trata de una

inversión relevante dentro de la zona norte, ya que suministrará electricidad a la industria de la gran minería, la Central

Cochrane ya cuenta con contratos con la reciente inaugurada Sierra Gorda y SQM. El vicepresidente de Ingeniería y

Construcción de AES Gener, Luis Knaak, señaló a un medio de prensa regional que se espera ―que la primera unidad de

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la central esté operativa en mayo de 2016, mientras la segunda lo haría en octubre del mismo año‖. El proyecto

termoeléctrico Cochrane, ubicado en Mejillones en la región de Antofagasta, inició su construcción en abril de 2013 y

considera dos unidades termoeléctricas a carbón de 266 MW brutos cada una.

1.6.- Presentan en ForoSing proyectos energéticos vinculados a la minería (Fuente: Revista Minería Chilena,

07.10.14): Contar con un suministro energético seguro, diversificado y que pueda cumplir con los requerimientos de la

gran minería en el norte de Chile son los ejes en común de los proyectos presentados en el marco del primer módulo de

la versión 2014 del ForoSing, que se lleva a cabo en Antofagasta. En la oportunidad abrió las presentaciones Neung-chul

Park, gerente general del proyecto Central Kelar, Kospo, la cual comenzó su construcción hace un mes en la zona

industrial de la comuna de Mejillones. La iniciativa proveerá de 517 MW al SING, para alimentar los requerimientos

energéticos de BHP Billiton. Según el expositor, central Kelar es financiada, diseñada, construida y operada por Kelar

S.A., un consorcio formado por Korea Southern Power Co. (65%) y Samsung C&T Corp (35%). El proyecto demandará

una inversión de US$600 millones y se espera que inicie su operación a fines de 2016. El GNL será suministrado por

Gas Natural Fenosa (GNF) desde su portafolio global. En materia de ERNC, se presentaron los proyectos Planta Solar

Cerro Dominador, Espejo Tarapacá y el Parque Eólico Tchamma, los cuales surgen como alternativas a gran escala para

competir con los suministros convencionales. Francisco Torrealba, cofundador, Valhalla Energía, detalló que el proyecto

Espejo de Tarapacá comprende US$385 millones de inversión. ―La iniciativa en una central hidráulica reversible, de

bombeo-generación, en el sector costero de caleta San Marcos, unos 100 kilómetros al sur de Iquique, junto a su

respectiva línea de transmisión de 65 kilómetros, que se conectará a la Subestación Lagunas‖, comentó. El Proyecto

bombeará durante el día agua de mar mediante equipos de bombeo-generación, ubicados en la caverna de máquinas, a

través de túneles submarinos (toma marina) y subterráneos (costa y farellón) hasta una depresión natural que constituirá

un reservorio a partir de los 585 m.s.n.m. donde se acumulará el agua extraída. Posteriormente, en la noche, el agua

acumulada en el reservorio se conducirá mediante los mismos túneles subterráneos hasta los equipos de bombeo-

generación para generar energía eléctrica, restituyéndola finalmente al mar. La operación considera el mismo punto en el

mar para efectos de toma y descarga del agua. Torrealba resaltó que las condiciones del norte de Chile son ideales para

facilitar la reducción de costos de estas instalaciones. Asimismo, su cercanía con la gran minería es un plus que se debe

tomar en cuenta. ―Los clientes, principalmente la industria minera, requieren suministro de energía las 24 horas, por lo

mismo entendemos que el almacenamiento es la clave. Con este proyecto, queremos que Chile se transforme en una

fábrica de energía para el mundo‖, recalcó.

1.7.- Proyecto Alto Maipo (Fuente: Juan Pablo Orrego, Presidente de Ecosistemas y habitante del Cajón del Maipo, La

Tercera, 08.10.14): Oponerse al proyecto Alto Maipo y defender el Cajón es un deber y un derecho; es defender

soberanía. Meterle mano a la hidrología del río principal de la cuenca de la Región Metropolitana para abastecer a una

mina es inaceptable. No es necesario listar los múltiples servicios sociales y ambientales vitales que entrega el valle del

Maipo a Santiago; ellos son demasiado evidentes. Pero destacan la provisión de aire y agua a nuestra capital, la alta

biodiversidad -a pesar de toda la intervención humana- y extraordinaria riqueza arqueológica y paleontológica. Lo único

que debiéramos estar haciendo con el Cajón del Maipo es regular su poblamiento y desarrollo, y restaurándolo. No

debemos permitir que nadie capture las aguas de sus afluentes para desviarlas del valle por un túnel de 70 kilómetros con

el fin de generar electricidad para una mina. ¿A quiénes empoderan las leyes y el sistema? ¿Quién defiende a la

comunidad y el territorio?.

1.8.- Presidenta Bachelet inaugura el Parque Eólico Los Cururos de la colombiana EPM (Fuente: Revista

Electricidad, 10.10.14): La presidenta de la República, Michelle Bachelet, encabezó la ceremonia de inauguración del

parque eólico Los Cururos, desarrollado por la empresa colombiana EPM, destacando el acuerdo que se logró con la

comunidad agrícola La Cebada, por lo que señaló que el Gobierno a fin de año enviará al Congreso el proyecto de ley de

asociatividad para armonizar las inversiones privadas con las comunidades que habitan en las zonas donde se instalan

obras energéticas. ―Este ejemplo nos ha hecho presentar a fines de este año un proyecto de ley que fomente este tipo de

mecanismo de asociatividad. Necesitamos que las comunidades se sientan parte del desarrollo y que puedan verse

beneficiadas en su vida cotidiana‖, dijo la Presidenta. El proyecto Los Cururos contempla un contrato de arriendo a la

comunidad por el uso de los terrenos, además de que un porcentaje de las ventas de energía que se generan en el lugar

pasará a la comunidad, favoreciendo a 80 familias de la zona. Bachelet dijo que la iniciativa también ayudará a cumplir

la meta del Gobierno para que el 45% de la energía que se instale entre 2014 y 2025 provenga de fuentes ERNC,

valorando que en la Región de Coquimbo se produce el 73% de la energía eólica del país. La mandataria además afirmó

que el próximo año se aumentará en 49,4% el presupuesto del ministerio de Energía, siendo el incremento proporcional

más alto que se dará a un ministerio para el 2015. Los estudios de factibilidad del parque, que es la primera inversión de

EPM en Chile y fue desarrollado por su filial EPM Chile S.A., fueron realizados por la empresa alemana EolicPartners,

mientras que la multinacional danesa Vestas estuvo a cargo de la construcción de la planta y será responsable de su

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operación durante cinco años. Siemens suministró los equipos de la subestación encapsulada a 220kV y 33kV, y

realizará la operación y mantenimiento de la misma durante tres años. Cabe destacar que el parque eólico toma su

nombre de un mamífero y roedor que vive en esta zona del país. El Parque Eólico Los Cururos cuenta con 57

aerogeneradores de 1,8 y 2 MW distribuidos en dos propiedades contiguas: Pacífico, de 496 hectáreas y con una

potencia nominal de 68,2 MW; y Cebada, con un área útil de 916 hectáreas y con una potencia nominal de 41,4 MW.

Cada grupo de aerogeneradores cuenta con transformadores individuales de potencia que se conectan a una red colectora

de 33 kV que conduce la energía hasta la subestación La Cebada, desde donde se inyecta electricidad a 220 KV al

Sistema Interconectado Central. Durante la construcción se generaron 720 empleos directos, de los cuales 60 fueron con

habitantes de la región. EPM es el segundo grupo por activos en Colombia con US$19.877 millones, y registra ventas

por US$7.000 millones al año. Cuenta con cerca de 15.000 empleados y su grupo está conformado por 56 empresas de

Centroamérica, Suramérica, Estados Unidos y España.

1.9.- Colombiana EPM anuncia fuerte arremetida en negocios de gas, sanitarias y energía en Chile (Fuente: Diario

Financiero, 10.10.14): El grupo de Empresas Públicas de Medellín (EPM) ha estado en el ojo del huracán en los últimos

días, tras ser sindicada como una de las empresas interesadas en hacerse con el control de la CGE, un tema que en la

firma prefiere obviar. Sin embargo, días antes de que trascendiera esta información y adelantándose a la inauguración

hoy de su primer proyecto de generación eléctrica en el país, la concesionaria colombiana se refirió a sus planes en

Chile. "Chile es el país que va adelante en América Latina", asegura su gerente general, Juan Esteban Calle, quien añade

que la intención es desarrollar en el país todas las actividades que actualmente realizan en Colombia: servicios públicos

sanitarios, generación y distribución de energía; suministro de gas y servicios de aseo y recolección de residuos sólidos.

La distribución domiciliaria de gas natural quizás será el próximo negocio que EPM concrete en el mercado local. "Con

la segunda fase de la planta de GNL en Quintero se abren algunas oportunidades adicionales", comentó el vicepresidente

de Crecimiento, Alejandro Jaramillo. En este sentido, la firma reconoció conversaciones con el gobierno, en el marco de

una visita realizada hace dos semanas y en la cual plantearon su visión respecto de las vías para facilitar la instalación de

nuevos entrantes en este mercado. El gas natural vehicular para el transporte público es un nicho que les interesa y para

mostrar a la autoridad local los beneficios de este abastecimiento, invitaron a personeros de la CNE a visitar Medellín,

viaje que se realizaría a fines de octubre. El parque eólico de "Los Cururos", ubicado en la Región de Coquimbo, cuenta

con un total de 57 aero generadores, y con una inversión estimada de US$ 218 millones, que permitirá a esta planta

inyectar 110 MW al SIC. El proyecto, ejecutado por la empresa danesa Vestas, fue desarrollado en dos propiedades

contiguas: "Pacífico", de aproximadamente 600 hectáreas, que fue el primero en construirse y tendrá una capacidad de

74 MW, y la segunda, conocida como "Cebada", que se iniciará dentro de unos tres meses, en un área útil de unas 900

hectáreas, donde instalarán una capacidad de 42 MW. Para EPM este proyecto representa su primera incursión en la

generación eólica fuera de Colombia.

1.10.- Daniel Fernández abandona HidroAysén tras cuatro años (Fuente: La Tercera, 11.10.14): Era un hecho que se

veía venir. Así describen en la industria energética la partida del vicepresidente ejecutivo de HidroAysén, Daniel

Fernández, anunciada ayer por la compañía. La firma -ligada a Endesa y Colbún- comunicó que Fernández se

mantendría en la empresa hasta fin de mes. Asimismo, indicó que la situación también se repetiría en los casos del actual

gerente de Desarrollo y Gestión, Jorge Taboada y de la gerenta de Comunidades, María Irene Soto, en el marco de una

reorganización propuesta por el propio equipo ejecutivo. HidroAysén también detalló que su directorio designará a partir

de esa fecha al abogado y actual gerente legal, Camilo Charme, como nuevo gerente general, con el fin de focalizar a la

empresa en el ámbito legal y en la preservación de los derechos y activos de la sociedad. El ejecutivo, también tomaría

el rol de vocero de la empresa. Fuentes cercanas a los accionistas comentaron que si bien hay una buena evaluación del

trabajo realizado por Fernández, se tenía conciencia de que existía un equipo mayor al necesario, por lo que la idea de

simplificar la plana ejecutiva venía sonando desde hace meses. Asimismo, se consideraba que debía iniciarse un nuevo

enfoque, centrado en la estrategia legal que desarrollará la compañía en los dos procesos que mantiene pendientes en

Contraloría, por los Derechos de Agua y en los Tribunales Ambientales de Valdivia y Santiago. Estos últimos, tienen

relación con los recursos que presentó ante el organismo ambiental, tras la resolución del Comité de Ministros que, en

junio de este año, revocó la autorización ambiental del proyecto e invalidó la resolución del gobierno de Sebastián

Piñera, que había definido 17 de 35 reclamaciones presentadas por la firma y los opositores, encargando dos estudios

para culminar la revisión de las objeciones. El equipo legal de la empresa está reforzando su estrategia con el apoyo de

los estudios Vergara Galindo Correa Abogados y Cubillos Evans Abogados y se esperaría que los fallos de dichos

tribunales se conozcan dentro de los próximos nueve a 12 meses. A través de un comunicado, Colbún -del grupo Matte-

agradeció la gestión de Fernández y reiteró su convicción respecto del desarrollo del potencial hidroeléctrico de la

Región de Aysén y lo estratégico que esto sería para Chile. Agregó que esto es de suma relevancia, al considerar el

escenario de aumento en los costos y en la dependencia energética. Asimismo, reafirmó la importancia de defender los

activos y derechos de HidroAysén, en las instancias institucionales correspondientes. Daniel Fernández arribó a la

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compañía en abril de 2010, proveniente de TVN donde ocupaba el puesto de director ejecutivo. Antes de eso, fue

gerente general de Enap, durante el gobierno de Eduardo Frei Ruiz-Tagle. Fuentes de la industria señalaron que se

espera que arribe a otros directorios de empresas del grupo Matte y manifestaron que es bastante probable que tenga

cargos gerenciales en otras compañías del sector, dada su trayectoria y experiencia. Hasta ahora, el ejecutivo ocupa un

puesto en el directorio de Puertos y Logística, firma que también es controlada por la familia Matte. HidroAysén

consiste en la construcción y operación de cinco centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua, en

la Región de Aysén. Su aporte sería de 2.750 MW, con una capacidad de generación media anual de 18.430 GWh.

1.11.- HidroAysén: Colbún agradeció gestión de Fernández y aseguró que defenderá valor del proyecto (Fuente:

Diario Financiero, 13.10.14): Colbún agradeció la gestión liderada por Daniel Fernández a la cabeza del proyecto

HidroAysén y destacó ―el compromiso, lealtad y profesionalismo mostrado en el ejercicio de su labor‖. Respecto a la

iniciativa hidroeléctrica en sí, aseguraron que los activos y derechos de HidroAysén (Resolución de Calificación

Ambiental, derechos de aprovechamiento de aguas, concesiones, solicitudes, estudios, ingeniería, autorizaciones e

inmuebles, entre otros), ―representan elementos necesarios y valiosos sobre los cuales debe basarse el desarrollo del

potencial hidroeléctrico de los ríos Baker y Pascua de la región de Aysén. Y en este sentido reafirma la importancia de

defender su valor en las instancias institucionales correspondientes‖. Por otra parte, destacaron los procesos

participativos de política energética de largo plazo y de planificación territorial para el desarrollo hidroeléctrico futuro

ya iniciados por el Ministerio de Energía y las instancias para discutir sobre cómo desarrollar el potencial hidroeléctrico

de la región de Aysén. ―HidroAysén esperará sus tiempos y definiciones en función de las políticas que emerjan de los

procesos participativos antes mencionados‖, afirmaron a través de un comunicado.

1.12.- De 29 proyectos sometidos a consulta indígena, solo seis han iniciado obras (Fuente: El Mercurio, 13.10.14):

La semana pasada, la Corte Suprema revocó el fallo de un tribunal que había dado luz verde al proyecto de oro y cobre

El Morro, de la canadiense GoldCorp, lo que paralizó el desarrollo de una iniciativa por cerca de US$ 2.500 millones. El

máximo tribunal acogió un recurso de protección presentado por la Comunidad Agrícola Diaguita de los Huascoaltinos.

Con ello dio pie atrás a la decisión que había adoptado antes la Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de

Atacama, que había aprobado el estudio de impacto ambiental del proyecto minero. Asimismo, la Suprema ordenó un

nuevo proceso de consulta indígena, de acuerdo con el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo

(OIT). Esto implica que el proyecto debe someterse a un proceso reglado de consulta y tomar en cuenta las demandas de

estos pueblos originarios. El Morro no es un caso aislado. Una serie de proyectos de inversión en Chile han enfrentado

este tipo de reveses y de, hecho, en los intentos que se han dado en los últimos años para destrabar las inversiones en el

país el proceso de consulta del Convenio 169 ha sido recurrente en el análisis tanto del Gobierno como de los gremios

empresariales. De acuerdo con un estudio que acaba de finalizar el ingeniero Matías Abogabir, a 29 ascienden los

proyectos que han sido sometidos a consulta indígena del Convenio 169 desde que este proceso opera en Chile en 2009

hasta septiembre de este año, ya sea a través del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) como fuera de

este. Abogabir -quien fuera jefe de la Unidad de Asuntos Indígenas del Ministerio de Desarrollo Social durante la

administración de Sebastián Piñera- fue contratado por la OIT en junio pasado para realizar una radiografía sobre la

implementación de la consulta indígena del Convenio 169 en Chile, luego de una petición de la Confederación de la

Producción y del Comercio (CPC). Los resultados de su investigación serán presentados mañana en Lima previo a la

Cumbre Regional Americana de la OIT. El informe señala que del total de iniciativas que ha enfrentado el complejo

proceso de la consulta, y que suma inversiones por US$ 15 mil millones, solo seis ya han podido iniciar la fase de

construcción de obras. Las 23 iniciativas restantes aún siguen enfrentando el proceso de consulta, trámites

administrativos o bien entraron derechamente a una etapa de judicialización, muchas veces relacionada con apelaciones

al mismo proceso de consulta indígena, como ocurrió con El Morro. De acuerdo con el estudio, las 23 iniciativas que

aún no pueden concretarse suman inversiones por US$ 13.650 millones. De esta cifra, US$ 13.067 millones

corresponden a proyectos que han debido desarrollar procesos de consulta indígena a través del SEIA y que consideran

52.734 puestos de trabajo. El grueso de los empleos se generaría en el sector de energía y minería, siendo el Plan de

Expansión Chile LT Cardones-Polpaico de InterChile S.A. el que más oportunidades laborales generaría, con una mano

de obra para la etapa de construcción estimada en 18.920 cupos, y para la fase de operación, en 30 puestos de trabajo.

La segunda iniciativa más relevante en términos de oportunidades de empleo es RT Sulfuros de Codelco, con una mano

de obra total estimada en 16.570 cupos. En ambos proyectos la consulta indígena sigue en desarrollo. Otro de los temas

que analiza Abogabir en el estudio es la duración de las consultas indígenas. En promedio, ascienden a 280 días en el

caso de los proyectos que enfrentan dichos procesos a través del SEIA. Sin embargo, esta cifra sube a 363 en promedio

para las iniciativas que no entran por esa vía. En este último segmento de proyectos figura el proyecto Embalse Livilcar,

del Ministerio de Obras Públicas, donde la consulta ha durado más de mil días y aún sigue en desarrollo, según la

información entregada por la cartera. En el caso de las inversiones que ingresan al SEIA, es la Central Hidroeléctrica

Neltume la iniciativa donde la consulta se ha extendido más. Al 30 de septiembre, día en que se cerró este análisis, esta

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consulta ya llevaba 496 días. De las iniciativas que sí han podido iniciar la etapa de construcción de obras, la concesión

del Parque Eólico Sector Lasana es la que exhibe hasta ahora la consulta más corta: 73 días. El proceso finalizó en

noviembre de 2011. A la luz de los datos, 19 son las dificultades que pesquisó Abogabir y que están relacionadas con el

desarrollo de la consulta indígenas. Estas van desde problemas con los recursos monetarios para implementar los

procesos hasta la supervisión de los acuerdos. El estudio advierte que los procesos de consulta requieren de un esfuerzo

importante de dinero. No solo deben costearse labores de difusión, sino que también asesorías para las organizaciones

indígenas y funcionarios públicos en terreno, pues el Estado es el que está encargado de llevar adelante los procesos de

consulta. Sin embargo, el documento advierte sobre la inexistencia de recursos y glosas presupuestarias específicas para

cumplir el Convenio 169. Otra dificultad guarda relación con la falta de claridad respecto de cómo y cuándo se inicia un

proceso de consulta, sobre todo para los procesos realizados fuera del SEIA. Actualmente no existe una resolución que

regule esta materia. También se evidencia una falta de coordinación estatal respecto de la ejecución de las consultas, lo

que afecta el desarrollo de ellas. Hoy, si un proyecto califica para ser evaluado por el SEIA, realiza la consulta indígena

bajo esa institucionalidad. Pero cuando las inversiones no entran a ese sistema, los titulares de las iniciativas deben

acudir al ministerio que estimen pertinente dependiendo del impacto que genere su proyecto. Por ejemplo, si el principal

efecto se da a nivel medioambiental, habría que ir a la cartera de Medio Ambiente. Si es a las tradiciones de una

comunidad, al Ministerio de Desarrollo Social. Pero esto tampoco está normado. Abogabir señala que esta deficiencia

institucional es percibida tanto por los titulares de los proyectos como por los dirigentes indígenas. Otras dificultades son

la falta diálogo directo entre el gestor del proyecto y la comunidad en cuestión. Hoy es el estado el que intermedia este

diálogo y los titulares consideran que esto mina las posibilidades de una socialización directa de los proyectos con las

comunidades. La CPC entregará en las próximas semanas al Gobierno los resultados de este informe. La idea es que con

este insumo se generen instancias de diálogo con la autoridad para destrabar las inversiones en el país, adelantan desde

la cúpula empresarial. En mayo de este año, cuando se realizó la Conferencia Anual de la OIT en Ginebra, la

Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) expresó su preocupación por la implementación del Convenio

169 en una de las reuniones del grupo de empleadores del organismo. En junio, la CPC recibió una propuesta de la OIT:

realizar un estudio práctico sobre la implementación del proceso de consulta indígena en Chile. La OIT ya estaba

realizando dicho sondeo en tres países (Guatemala, Costa Rica y Colombia), y la idea era sumar a Chile. La CPC aceptó

la proposición, y durante julio, agosto y septiembre se realizó un trabajo en terreno que incluyó visitas de Matías

Abogabir a La Araucanía y reuniones con las seis ramas de la CPC, más algunas autoridades de Gobierno. El proceso de

consulta indígena del Convenio 169 es una materia que ha monitoreado de cerca el empresariado desde que comenzó a

aplicarse en Chile. En concreto, el Convenio 169 es un instrumento jurídico internacional vinculante que se encuentra

abierto para su ratificación. A la fecha, solo ha sido ratificado por 22 países (Argentina, Bolivia, Brasil, República

Centroafricana, Chile, Colombia, Costa Rica, Dinamarca, Dominica, Ecuador, España, Fiji, Guatemala, Honduras,

México, Nepal, Nicaragua, Noruega, Países Bajos, Paraguay, Perú y Venezuela). Al ser un tratado internacional, los

gobiernos que ratifican el convenio están legalmente obligados a acatarlo y ajustar su normativa interna para cumplir sus

disposiciones en el plazo de un año. Canadá y Nueva Zelandia son países que, sin ratificar el Convenio 169, tienen

estándares de participación y consulta equivalentes, que permiten, a juicio de algunos expertos, un entendimiento más

sólido con las comunidades indígenas y mayores grados de certeza para los inversionistas privados.

1.13.- Ministro de Energía asiste a concejo municipal de San José de Maipo para tratar Alto Maipo (Fuente: La

Segunda, 14.10.14): Este martes a la 16 horas se realizará una sesión extraordinaria del concejo municipal de San José

de Maipo a la que asistirá el ministro de Energía, Máximo Pacheco, para tratar el tema de la hidroeléctrica Alto Maipo.

La reunión fue convocada por el alcalde de la comunica Luis Pezoa, y se realizará en la sala de sesiones del edificio

consistorial para tratar el ―Contexto Socio-Político del Proyecto Hidroeléctrico Alto Maipo‖.

1.14.- Pacheco responde inquietudes de Concejo sobre el proyecto Alto Maipo (Fuente: Diario Financiero,

15.10.14): La cita se llevó a cabo en dependencias del municipio, donde el titular de Energía fue invitado a participar de

la discusión sobre el proyecto y a exponer las razones del apoyo que ha dado el gobierno a la iniciativa. La reunión, que

se extendió por más de dos horas, se llevó a cabo mientras un grupo opositores al proyecto se manifestaba en las afueras

del edifico municipal. A la salida se registraron incidentes que obligaron la intervención de carabineros. Fuentes señalan

que Pacheco respondió cada una de las preguntas de los asistentes al concejo respecto del proyecto, y también se refirió

a los alcances de la agenda energética respecto del rol que debe tener la hidroelectricidad en la matriz. También hizo

énfasis en el proyecto de asociatividad en que trabaja el gobierno, y que sería presentado en los próximos meses.

Pacheco señaló a los concejales que hace un mes, la Superintendencia de Medio Ambiente realizó un proceso de

fiscalización sobre el cumplimiento de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto, donde no se

encontraron incumplimientos, e indicó que en el futuro la autoridad ambiental realizará nuevas fiscalizaciones para velar

por el pleno cumplimiento de la RCA. A fines de junio, y en el marco de la Cena de la Energía, la presidenta Bachelet

señaló que el gobierno apoyaría proyectos de generación por unos 1.500 MW incorporados en el plan de obras de la

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CNE, cuya entrada en operación está prevista entre 2015 y 2018. Uno de ellos es la central Alto Maipo –ligada a AES

Gener y el grupo Luksic-, que contempla la construcción de dos centrales de pasada con una capacidad de 531 MW y

una inversión de unos US$ 2.000 millones. ―La razón porque el gobierno apoya ese proyecto es porque tiene todos sus

permisos al día y cumple con la legislación ambiental. Ya se está construyendo, hay más de mil personas trabajando y le

pedimos a los dueños que se acelere su construcción, porque esperamos inaugurarlo en 2017‖, dijo Pacheco a principios

de septiembre.

B.- Demanda y Generación Eléctrica

1.15.- Falla en sistema de subtransmisión causó corte de energía en Antofagasta (Fuente: Revista ElectroIndustria,

29.09.14): La Empresa Eléctrica de Antofagasta (Elecda) informó que la noche del domingo se interrumpió el suministro

eléctrico afectando a un 88% de los usuarios de Antofagasta, es decir, a 95 mil clientes. La empresa señaló que el corte

se produjo a las 21:10 horas. La recuperación de la energía eléctrica para el 94% de los afectados fue a las 22:27 horas, y

para el 6% restante, a las 23:29 horas. Elecda indicó que aplicó su Plan de Contingencia para la recuperación del

suministro ante la interrupción del sistema eléctrico de subtransmisión, en la barra de 110.000 Volts de la Subestación

Esmeralda de Antofagasta. La interrupción se originó por la operación del sistema de protecciones de 110.000 Volts y

está en investigación la causa raíz de esta operación. Elecda lamentó los inconvenientes que esta interrupción de energía

eléctrica tuvo para sus clientes y precisó que el hecho no comprometió el sistema de distribución y es ajeno a la

responsabilidad de Elecda.

1.16.- Generación con energía solar pasa de 0,1 GWh a 32 GWh en un año (Fuente: Revista ElectroIndustria,

02.10.14): Durante agosto, la generación total en base a energías renovables no convencionales totalizó una inyección de

430 GWh, destacándose el aporte de la energía solar, que pasó de 0,1 GWh en agosto de 2013 a 32 GWh al mismo mes

de este año. La energía solar fotovoltaica cuenta con 244 MW en operación, más de 400 MW en construcción y una

cartera de proyectos, con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), aprobada por 7 mil MW. Existen también

110 MW solar CSP en construcción y 760 MW de esta misma tecnología con su RCA aprobada. Las cifras coinciden

con el Plan de Obras preliminar que entregó la CNE, que adelantó la eventual entrada de al menos 2 mil MW solares

fotovoltaicos al año 2030.

1.17.- Generadoras en construcción habrían crecido 26% en seis meses y no 81% como asegura el Gobierno

(Fuente: El Mercurio, 06.10.24): Los proyectos eléctricos en construcción suman 3.518 MW en agosto de este año, lo

que significa un crecimiento de 81% respecto de los 1.949 MW de marzo, según cifras entregadas por el Ministerio de

Energía hace dos semanas. Sin embargo, de acuerdo con información facilitada por la Fundación Avanza Chile -ligada

al ex gobierno-, las cifras serían incorrectas: la administración de Sebastián Piñera habría terminado su periodo en marzo

de este año con 2.796 MW de centrales de generación en construcción, lo que se traduciría en un alza de solo 26% en los

últimos seis meses. Esto equivaldría a 47 proyectos y no a 28 como afirma el actual gobierno. "Al menos el 52% de los

3.518 MW actualmente en construcción -lo que equivale a 1.816 MW- son obras de continuidad, ya que iniciaron su

construcción con anterioridad al 11 de marzo", comentan desde la Fundación. Estas iniciativas serían, por ejemplo, la

central Cochrane y Kelar en el SING, y Guacolda, Las Lajas, Alfalfal y San Pedro en el SIC. Agregan que entre 2010 y

2013 se aprobaron proyectos de generación por 18.145 MW, un 50% más que en el primer gobierno de Michelle

Bachelet, y entraron en operación 4.253 MW, un 47% más que en los cuatro años previos. El documento señala, además,

que de la totalidad de las obras en construcción, 983 MW -equivalente al 35% de los proyectos- corresponden a ERNC.

De hecho, afirman que durante el gobierno de Piñera se entregaron cerca de 70 concesiones para centrales de este tipo,

equivalente a 2.500 MW, donde el 65% corresponde a energía solar. Entre ellos está el Parque Eólico Los Vientos (90

MW) y el fotovoltaico Amanecer CAP (93 MW). Según las cifras que maneja el ministerio liderado por Máximo

Pacheco, las iniciativas que muestran el crecimiento más notorio en los últimos seis meses serían las solares, con 452%.

Le siguen los proyectos térmicos con una variación positiva de 201%, fuertemente impulsados por la incorporación de la

central a gas Kelar de BHP Billiton y el proyecto termoeléctrico Cochrane, de AES Gener. El tercer tipo de fuente que

más creció -en construcción en términos de aporte de potencia- fue la energía hidroeléctrica, con un alza de 139% en el

periodo, lo que se explica principalmente por el ingreso de Los Cóndores de Endesa, y Alto Maipo de AES Gener. Sin

embargo, estos incrementos no serían tan pronunciados según las cifras que maneja Avanza Chile, quienes llaman a no

desconocer los avances obtenidos en materia energética durante la administración anterior. Entre ellos está la Estrategia

Nacional de Energía 2012-2030, que cuenta con gran parte de los contenidos de la actual Agenda de Energía, advierten.

Entre ellos está la ley de agilización de concesiones eléctricas, la ley de interconexión del sistema, la de ERNC 20/25, y

la de Net-metering. Esto, sumado a los avances en torno a la institucionalidad, como la creación tanto del ministerio

como de la Superintendencia del Medio Ambiente, entre otros.

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C.- Insumos Energéticos

1.18.- Informe de deshielos confirmó situación hidrológica seca para verano 2015 (Fuente: Revista Electricidad,

30.09.14): El primer pronóstico correspondiente a la temporada de deshielo del año hidrológico 2014-2015, dado a

conocer por el CDEC-SIC, indicó que los ―caudales en la temporada de deshielo (octubre a marzo) son compatibles con

características secas desde la cuenca del Maule al Norte y en el rango de normal-seco para las cuencas del Laja y

Biobío‖. Así, en la cuenca del río Aconcagua se pronostican condiciones secas, con probabilidades de excedencia del

orden del 90% para la próxima temporada, lo que significa un periodo con poca disponibilidad de agua, pues mientras

más alto sea el porcentaje, más secas se proyectan las condiciones de las cuencas. Una situación similar se aprecia en

otras cuencas del río Colorado que proyecta una probabilidad de excedencia del 85%, seguida de los ríos Rapel (90%);

Tinguiririca (90%), Maule (80%); Laja (75%), y Biobío (75%). Según indican en el CDEC-SIC, la importancia de este

pronóstico no es menor, pues permite dimensionar los volúmenes disponibles para la generación hidroeléctrica, en el

periodo octubre-marzo, reduciendo la incertidumbre de operaciones en el sistema eléctrico. Si bien el Gobierno está

atento a esta situación, la postura de la autoridad es incentivar el desarrollo de infraestructura de largo plazo para tener

mayores holguras en el almacenamiento del recurso.

- Así lo señala el ministro de Energía, Máximo Pacheco, a Revista Electricidad: ―Este año hemos tenido algo de

suerte, en el último tiempo ha habido lluvias importantes en el sur, pero esto no nos puede dejar tranquilos porque

esto es agua que pasa y después se va a los mares y, de esa manera, no podemos embalsarla ni acumularla, salvo en

algunos embalses‖. ―Necesitamos usar el agua para generar energía eléctrica, pues es el recurso más barato y limpio

que tenemos y la hidroelectricidad ha tenido una significativa caída en la matriz energética, de manera que estamos

apoyando los proyectos hidroeléctricos para darle al país una matriz más limpia y económica‖, precisa la autoridad.

- Javier Narbona, jefe de hidrología de la Dirección General de Aguas −dependiente del Ministerio de Obras

Públicas−, señala a Revista Electricidad que se registra una situación deficitaria de precipitaciones entre las regiones

de Atacama y Metropolitana, lo que se agravaría con la escasa acumulación de nieve: ―Los deshielos empezaron,

pero en Santiago tienen poca agua. Entonces los recursos que hay ahora son producto de la acumulación de nieve y

los deshielos se van a adelantar y podríamos terminar con bastante menos agua para febrero y abril‖, sostiene

Narbona. Eso sí, el especialista explica que los embalses destinados a la generación eléctrica ―son los que mejor se

encuentran respecto al año pasado. Por ejemplo, Ralco está prácticamente lleno y a plena capacidad, además de

Colbún que tuvo una recuperación importante‖.

- Elio Cuneo, profesor del Magister de Economía Energética de la Universidad Federico Santa María, coincide con el

impacto positivo en las cotas de agua embalsadas en las centrales de Colbún y Ralco, aunque manifiesta a Revista

Electricidad su preocupación por el persistente bajo nivel del lago Laja, ―superior al de 2013 pero inferior a 2012‖.

- Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable, concluye con un diagnóstico más crudo: ―Las cuencas

hidrográficas de nuestro país no dan abasto frente al aumento progresivo de la demanda. Por ello, las perspectivas de

corto plazo indican que la crisis hídrica llegó para quedarse y que Chile deberá adaptarse a la sequía estructural y al

cambio climático reformando radicalmente políticas de acceso, uso y gestión de los recursos hídricos‖.

1.19.- Mejora pronóstico de deshielos y energía embalsada llega a mayor nivel en un año (Fuente: Diario

Financiero, 08.10.14): Esto se desprende del segundo informe de deshielos elaborado por el CDEC-SIC, que coordina la

operación del sistema, que da cuenta de un impacto positivo para la zona centro-sur de las lluvias registradas en

septiembre, que también incrementaron las reservas de nieve. Esto medido en las principales cuencas del SIC, entre las

regiones de Valparaíso y el Biobío durante el invierno, ejercicio que permite planificar la operación de la principal red

eléctrica del país. Según el reporte, en promedio en las 33 cuencas observadas la probabilidad de excedencia a fines de

septiembre se ubicó en 71%, frente al 80% que arrojó el primer reporte de fines de agosto. Esto significa que el 71% de

los años estadísticamente controlados, fue más húmedo que éste período o, en una lectura contraria, que menos del 30%

de los ejercicios sería más seco que el registro. La medición de los caudales arrojó que en el deshielo, la probabilidad de

excedencia variaría entre el 35% y 95%. La mejor situación que presentan los principales embalses utilizados para

generación eléctrica, que en la mayoría de los casos muestran cotas en niveles similares a la misma época de 2013, ha

incrementado la energía contenida en ellos. Según el CDEC, hoy la energía embalsada está en torno a 2.612,4 GWh,

frente a los 199,8 GWh de mayo, mes en que esta medición alcanzó uno de sus menores registros históricos. En el

informe de deshielo, dado a conocer por el organismo a principios de octubre, se toman en consideración para la

medición las cuencas y los mayores caudales de los ríos. En éste sentido, las condiciones han mejorado. En octubre, en

los ríos Aconcagua, Rapel y Tinguiririca, la probabilidad de excedencia estuvo en promedio en 89%, frente al 90%

registrado en el primer informe, en El Colorado fue 89%; en el Maule de 71%, mientras que en Laja y Biobío el rango

fue 60%. La mayor disponibilidad de agua determinaría la evolución de los costos marginales en el SIC en los meses de

octubre a marzo. En lo que va del mes, el costo marginal promedia US$ 76,3 por MWh, mientras que en septiembre se

ubicó en US$ 88,9 por MWh.

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Hidroeléctricas

1.20.- Expertos analizaron nueva regulación para las aguas (Fuente: Revista Electricidad, 01.101.14): En el marco de

las III Jornadas de Derecho de Bienes Públicos y Territorio, realizadas en la Universidad Católica, abogados y

especialistas en economía expusieron acerca del futuro regulatorio de los recursos hídricos, profundizando en la

naturaleza jurídica de los mismos, la tendencia no estatista de los recursos naturales y en algunas de las modificaciones

propuestas al Código de Aguas. La abogada y profesora de la Facultad de Derecho de la Universidad Católica, Daniela

Rivera, comenzó recordando que desde 1819 que se alude a las aguas y se puede concluir que hay una naturaleza

jurídica en ellas. A su juicio, hoy existe incertidumbre, porque no se conoce a cabalidad las modificaciones que se

realizarán al Código de Aguas. ―Básicamente serían dos enfoques. Por una parte, se querría explicitar que las aguas son

bienes nacionales de uso público, establecer que es la ley la que debe regular la forma de adquirir y ejercer el

aprovechamiento de aguas. Lo segundo, sería desde lo legal, limitar los derechos, referido a la prioridad en el uso de

aguas, la obligación del uso de las aguas (una vez que se tengan los derechos) y prohibición de separar derechos de agua

de la tierra‖. De acuerdo a Rivera, actualmente, en el Congreso existen más de 20 proyectos en tramitación en materia de

agua, todos con similares objetivos. Por su parte, el abogado y profesor titular de la Facultad de Derecho de la

Universidad Católica, Alejandro Vergara, abordó la desestatización de los recursos naturales, asegurando que esta es la

tendencia actual, ya que la regulación vigente ha eliminado la noción de dominio estatal. ―En las aguas hay una trilogía

de participantes, tres poderes y dominación, y los proyectos actuales parece que los quisieran desestabilizar. Estos son el

Estado, la sociedad y el mercado‖, dijo Vergara. El Estado asigna los derechos de aprovechamiento, la sociedad

autogobierna y el mercado da libre transferibilidad de los derechos de aprovechamiento. Luego, Guillermo Donoso,

profesor del Departamento de Economía Agraria de la Universidad Católica, dijo que ―El Estado no ha considerado la

sustentabilidad de la extracción, ya que generó sobrexplotación, inseguridad de la disponibilidad del agua y agotamiento

del recurso. No consideró suministro de bienes públicos, no reservó caudales ecológicos mínimo y se deterioraron

ecosistemas acuáticos‖.

1.21.- Megasequía (Fuente: Cartas al Director, René Garreaud, Profesor Departamento de Geofísica, Centro de

Investigación Fondap del Clima y Resiliencia, Universidad de Chile, La Tercera, 02.10.14): La percepción general sobre

la mantención de la sequía ha sido ratificada por el informe hidrológico de la Dirección General de Aguas (DGA). Como

en la zona central gran parte de la precipitación se concentra entre mayo y septiembre, ya no es posible revertir la

condición deficitaria, convirtiendo a 2014 en el quinto año de sequía entre Coquimbo y el Maule. Más al sur (Biobío y

Los Lagos), las precipitaciones han estado en torno al valor promedio, pero la recuperación de los sistemas de

almacenamiento de agua (naturales y artificiales) requiere varios años más. Aunque la intensidad de esta sequía en

términos de déficit pluviométrico anual es comparable con eventos pasados (1968 y 1998), su duración y extensión hacia

al sur le dan a esta ―megasequía‖ un carácter único. Las causas de esta megasequía incluyen factores naturales

superpuestos a factores antrópicos asociados con el calentamiento global. Por otra parte, la megasequía ha tenido

impactos en el ambiente físico, social y económico, cuya comparación con eventos pasados permitirá evaluar la

vulnerabilidad de nuestro país y su capacidad para enfrentarlos. Lo anterior es particularmente atingente considerando

que las proyecciones climáticas para el resto del siglo XXI indican de manera consistente un marcado secamiento de la

zona centro-sur de Chile, transformando una megasequía en una situación más frecuente.

1.22.- Gobierno alista reglamento para destrabar solicitudes de derechos de agua (Fuente: Pulso, 06.10.14):

Cambios sustanciales en el sistema de tramitación de derechos de agua son los que prepara el gobierno a fin de acelerar

los proceso que actualmente están en revisión. El tema no es menor si se considera que existe molestia en sectores

productivos como minería, energía y agricultura por los plazos en que se tramitan este tipo de solicitudes, que incluso

han terminado en pugnas en el Tribunal Constitucional. Frente a esto, el director de la Dirección General de Aguas,

Carlos Estévez, precisó que ―el promedio de residencia de expedientes en la DGA son aproximadamente de 3,2 años, lo

que es delicado y grave‖. En función de esto el MOP solicitó a Medio Ambiente que inicie el patrocinio de un nuevo

reglamento. Hace una semana, el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad aprobó la propuesta de cambio de ambas

carteras. ―Ahora estamos en el trámite de firmar y generar el decreto, lo que es una muy buena noticia, porque por fin

vamos a hacernos cargos de un problema que se generó en 2013‖, anunció la cabeza de la Dirección General de Aguas.

La modificación no sólo beneficiará a las solicitudes por nuevos derechos de aguas, sino que también a quienes piden

cambios en sus derechos otorgados. Pero ¿a qué se debe la demora de la Dirección General de Aguas? son varias las

causas, pero al menos dos son las más claras, según la autoridad. El Banco Mundial, en un reciente informe encargado

por la Dirección de Presupuesto, ha señalado que la DGA es una institución que tiene atribuciones y funciones muy

relevantes, pero no cuenta con los profesionales adecuados para hacer aquellas tareas. De hecho, según el actual director

general de aguas, la entidad internacional estableció que existe una brecha de 105 profesionales en la DGA. Otra de las

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razones por las que la unidad dependiente del Ministerio Obras Públicas ha visto extender sus tiempos está ligada a

falencias de la administración anterior. Esta último impuso un reglamento de caudal ecológico que para la cabeza de la

Dirección General de Aguas y el Ministerio de Medio Ambiente, ―tiene errores que llevan a una suerte de congelamiento

o que detienen la expedición de las solicitudes que existen‖. ―Un reglamento no puede estar por encima de la ley.

Básicamente establece un mecanismo o fórmula de cálculo de los derechos de agua que no es amigable con los derechos

entregados anteriormente‖, acusa Estévez. De esta forma que para la entrega de derechos de agua, la DGA debe contar

con hasta una tercera fórmula de cálculo debido al reglamento de caudal ecológico. Tal es el nivel de conflictividad que

ha generado el problema en la DGA, que algunos casos incluso están en el Tribunal Constitucional. A fines de julio,

Agrícola San Isidro interpuso un requerimiento debido a que se produce una paradoja: por una parte la DGA no resuelve

la solicitud de traslado de captación de agua, y al mismo tiempo, los titulares deben pagar patente por no usar esa agua.

En efecto, una alta fuente ligada a la compañía destaca que al menos $90 millones al año se deben cancelar debido al

pago de patentes. ―Lo que se pretende, en suma, es que se declare inconstitucional el hecho de que el Estado de Chile, a

través de la Dirección General de Aguas, se beneficie de su propia ineficiencia y del incumplimiento de la normas

legales que le establecen plazos para resolver, en perjuicio directo del administrado‖, afirma el último escrito del

abogado Rafael del Valle Vergara. Desde la DGA replican al cuestionamiento asegurando que dentro de las causales de

exención del pago no está este motivo.

1.23.- Cambios a derechos de agua: Caducidad y límite de 30 años generan inquietud (Fuente: Pulso, 10.10.14): Sin

que pasaran 24 horas de conocidas las indicaciones sustitutivas del Ejecutivo para reformar el Código de Aguas,

diputados y analistas de oposición mostraron sus reparos a las modificaciones planteadas. El miércoles, el gobierno dio

a conocer a la comisión de Recursos Hídricos y Desertificación de la Cámara Baja las propuestas comprometidas por la

Presidenta Bachelet el 21 de mayo pasado. Dos son los principales temas que levantan mayor cuestionamiento: limitar

los nuevos derechos de agua a 30 años, aunque sean renovables, y el que puedan extinguirse los derechos de

aprovechamiento vigentes y perpetuos, en caso de no ser inscritos ante el Conservador de Bienes Raíces y por tanto, no

explotados, entre otras excepciones. Al respecto, el ministro de Obras Públicas, Alberto Undurraga, explicó que la

extinción de los derechos vigentes también se haría efectiva en un plazo de 12 años cuando no han sido utilizados, (los

consuntivos) y de 14 años (no consuntivos, es decir cuando el agua utilizada vuelve al cauce).Aunque el diputado

integrante de la comisión de Recursos Hídricos, Joaquín Godoy (Amplitud), fijar 30 años ―parece razonable porque

muchos (titulares) distorsionan el mercado‖, no comparte cambiar las reglas fijadas con anterioridad. ―Cuando uno

entrega un derecho, no es constitucional que uno lo quite porque no hace uso de él. Un derecho adquirido es algo que

vamos a defender, porque es parte esencial del sistema‖, dijo. Esto está fundamentado, añadió, porque se estaría

incorporando una variable ―distinta a la que existía en el momento que le otorgaron el derecho y eso no es correcto; se

estaría de alguna manera menoscabando un derecho adquirido‖. La diputada Andrea Molina (UDI), apuntó al sentido

de que hay algunas personas naturales o jurídicas que han hecho una tremenda inversión y la usan con otros fines. ―Es

un tema no menor y hay que analizarlo bien porque muchas veces hay que tener en cuenta que son derechos adquiridos y

como tales lógicamente hay que protegerlos, en la medida que se resguarde primero a usos primarios, como

corresponde; y no se esté especulando‖, precisó. En tanto, el legislador RN, Jorge Rathgeb, señaló que si bien el objetivo

de las indicaciones van en la línea correcto, las medidas planteadas no son las más adecuadas y puede haber otras

distintas a esa posibilidad. Precisó que en el caso de la limitación a 30 años, hay que hacer una buena evaluación previa

de esta situación, considerando que hay emprendedores que con mucha seriedad ejecutan proyectos. ―Hay plantaciones

de árboles frutales que demoran cuatro o cinco años en dar fruto, por ejemplo, y eso significa tener certeza en qué van a

(poder) utilizar los terrenos a futuro. Si sólo son 30 años los derechos, hay que debatirlos‖, indicó Rathgeb. Una mirada

más técnica es la de la economista senior del Instituto Libertad y Desarrollo (LyD), Susana Jiménez. Dijo que le

preocupa que se pongan limitaciones de plazo y restricciones al tipo de uso que se le puede dar al agua, ya que ―puede

generar inflexibilidad importante en este mercado‖. La economista añadió que caducar por no uso del recurso es,

además, ―complejo, porque hay usos que requieren tiempo en poder ejercerse: obras importantes o tramitación de

permisos. Con ello sólo se va poner obstáculo al desarrollo de inversiones. Por tratar de evitar la especulación, se

terminan matando intenciones reales de inversión‖. Respecto a fijar 30 años, Jiménez indicó que con esto ―siempre‖ va

a tener el riesgo implícito de la no renovación, más si están sujetas a normas administrativas. ―No es lo mismo que un

derecho a perpetuidad, que conlleva recursos importantes y un horizonte de largo plazo, que algo más limitado en el

tiempo porque se ve debilitado el derecho de propiedad‖, comentó. Precisó que esto afectaría mayormente al sector

minero, eléctrico, de la agricultura, o sanitario, porque parte principal de sus inversiones ―se fundan en esta certeza

jurídica respecto de los derechos de propiedad del agua, porque son un insumo esencial para el desarrollo de estas

actividades‖. Una mirada opuesta expresa el presidente de la comisión de Recursos Hídricos, Luis Lemus (PS). Aseguró

que el Estados ―tiene que regular, tiene que poner restricción‖ a la extracción del recurso. Destacó que hacer

concesionable el agua, ―donde el Estado controle, busca que la explotación de una actividad determinada, la persona la

tenga que usar, evitando así la especulación‖. Respecto a la limitación y restricción de caducidad que propone el

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proyecto para los nuevos derechos de agua que se otorguen y algunas modificaciones a los antiguos titulares del recurso,

comentó: ―el agua tiene múltiples usos. Creemos que una forma de proteger el uso acuícola está bien fundamentado en

esta indicación. En el norte, por ejemplo la actividad minera puede terminar la actividad agrícola, y eso no es posible,

aunque sea más rentable‖. Por su parte, el diputado Matías Walker (DC), mostró su satisfacción por las modificaciones

hechas por el Ejecutivo. Destacó que la caducidad operará cuando no se utilicen los aprovechamientos de agua, ―algo

lógico para evitar los usos especulativos. Va en la dirección correcta‖. Añadió que al poner un límite a la explotación por

30 años se podría hacer una distinción, porque ―no es lo mismo el derecho que se va a utilizar para una central

hidroeléctrica que a un riego agrícola‖. El ex director de la Dirección General de Aguas (DGA), Matías Desmadryl, se

mostró escéptico de las indicaciones introducidas por el Ejecutivo al proyecto que reforma el Código de Aguas. Al

respecto, la ex autoridad dijo que ―los cambios van a producir un gran perjuicio al ordenamiento jurídico y a la forma

como se gestionan las aguas en Chile‖. Esto, porque se elimina el dominio y la facultad de disposición, por lo tanto,

―hay una enorme incertidumbre para transferir los derechos de aguas. Este derecho permite ser transferido hasta hoy, lo

que ha permitido tener inversión‖, dijo. Asimismo, dijo que si bien no ve un problema mayor para los nuevos derechos,

sí hay que tener en cuenta que los de largo plazo no se estarían adecuando a la realidad de la inversión. ―Esto va a tener

un impacto sobre los financiamientos de los proyectos, porque al día de hoy en todos los sectores económicos como

minería, energía o agricultura, los derechos de agua otorgan un tremendo valor al activo y eso estructura todo una forma

de financiamiento. Y si no va a ver dominio no serían sujeto, probablemente, de hipoteca. Estar sujeto a un plazo puede

deteriorar la inversión‖. Asimismo, acotó que el sector sanitario podría verse afectado, porque es un sector que por ley

debe ser un derecho de agua―continuo y seguro, exigidos a veces por la misma Superintendencia de Servicios Sanitarios

como reguardo‖.

1.24.- Cambio a Código de Aguas pondría en duda facultad de vender derechos (Fuente: La Tercera, 10.10.14):

Más dudas que certezas dejaron las indicaciones sustitutivas presentadas por el gobierno al proyecto de ley que reforma

el Código de Aguas. ¿Las claves? Una eventual eliminación de la facultad de disponer de los derechos de

aprovechamiento de aguas (DAA) y la incertidumbre respecto de la duración efectiva de las concesiones con las que se

quiere reemplazar esos derechos. Francisco Echeverría, socio de H2O Abogados y ex director general de Aguas, rescata

que se priorice el uso del agua para consumo humano y saneamiento, y las medidas que mejoran el sistema de cobro de

patentes. Pero apunta que también ―hay cosas preocupantes, como que se elimina la facultad de disponer‖. En la práctica

eso implicaría, por ejemplo, que un agricultor pueda vender un campo, pero no los derechos de agua con que riega. El

texto, dice Echeverría, es ―confuso, porque un artículo transitorio dice que los actuales derechos de aprovechamiento de

agua se mantendrán vigentes, pero el estatuto jurídico aplicable es el nuevo Código, entonces no sabemos si se van a

poder vender o no, o hipotecar o gravar‖. Echeverría indica que también se añade una restricción importante en las zonas

declaradas de prohibición y restricción, al exigir un modelo hidrogeológico recalibrado para trasladar un punto de

captación en un acuífero, lo que genera ―un costo adicional que hará imposibles muchas ventas de derechos de aguas

subterráneas, ya que prácticamente todos los acuíferos de la VII Región al norte están en zonas de prohibición‖. A

Rodrigo Weisner, socio de Puga Ortiz Abogados, el texto le genera dudas respecto de la duración de las concesiones:

―La propuesta dice que la autoridad debe acreditar el no uso del recurso, pero también dice que los derechos caducarán

por el solo ministerio de la ley por el no uso en el plazo dispuesto en el Código te dice ‗es a 30 años, pero te lo quito

antes si no lo usas‘. Entonces, al final no es un derecho por 30 años. Además, primero dice que la DGA debe acreditar el

no uso y después que el concesionario debe acreditar el uso con la construcción de obras‖. Sobre la facultad de disponer,

no es tajante. ―Eliminan la facultad de disponer, pero hay otras normas del Código de Aguas que hablan de la tradición,

de la escritura pública; queda la duda‖, dice. Weisner también dispara contra las normas transitorias. ―El artículo 2º

transitorio te da seis meses para inscribir tus derechos ante el conservador. Hoy hay gente que no los inscribe para no

pagar la patente. Pero si bien el objetivo de conseguir que se inscriban los derechos es muy acertado, la norma como está

es inconstitucional, porque se incorpora una causal de caducidad que no estaba en la Constitución cuando se obtuvo el

derecho‖, señala.

Gas

1.25.- Gas natural por red es hasta 18% más caro que GLP en segmentos de menor consumo (Fuente: Diario

Financiero, 01.10.14): Uno de los argumentos de las distribuidoras de gas natural por redes para defender la

competitividad de las industria es que el precio de este combustible es más bajo que el de su sustituto más cercano, el

gas licuado de petróleo (GLP). Sin embargo, esta situación se da sólo en los segmentos de mayor consumo, ya que según

datos de la propia industria, en los niveles de consumos más bajos el GLP resulta ser hasta un 18% más barato que el gas

natural. Según informes de la CNE, para un consumo equivalente de gas licuado en cilindro de 5 kg., el valor del gas

natural es un 3% más caro, mientras que en el caso del balón de 11 kilos la diferencia se amplía a 18%, mientras que en

el caso del envase de 15 kilos ésta llega a 16%. Sólo el cilindro de 45 kilos de GLP, equivalente a un consumo de 59,25

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metros cúbicos (m3) de gas natural, el hidrocarburo distribuido por redes es un 19% más bajo. Esta diferencia en tarifas

se explicaría por factores como la estructura tarifaria de las distribuidoras de gas natural. Metrogas, por ejemplo, que

opera en la Región Metropolitana y es la que tiene más clientes a nivel nacional, establece precios diferenciados por

tramos de consumo y tipos de clientes. Para el segmento residencial, la firma controlada por Gasco tiene seis tarifas

diferenciadas, denominadas de Bajo Consumo Residencial o BCR, que van desde los $ 1.174 por m3, para un consumo

de entre cero y 5m3, y disminuyen a medida que el volumen aumenta, para llegar hasta los $585 por m3 en el caso de los

clientes que consumen más de 900 m3 al mes (tarifa BCR01). La diferenciación tarifaria también depende de si, por

ejemplo, los consumidores están agrupados en un condominio o edificio, son de tipo comercial, con consumos

superiores a 15.000 m3 mensuales, bien si son industriales, para los cuales existen otros precios. La política comercial de

la distribuidora está basada en el seguimiento de los precios del GLP (derivado del petróleo), pero esta industria, donde

los principales actores son Gasco, Abastible y Lipigas, que además de ser accionistas de Metrogas, compran este

producto en el mercado spot, que tiene valores más altos que si establecieran contratos de compra de largo plazo, como

sí lo hizo Metrogas. Las distribuidoras de GLP se abastecen vía GasMar, ligada a Gasco, Abastible y el grupo Von

Appen. El consumo local anual de GLP es de 1,1 millón de toneladas, de las cuales 655 mil van en cilindros, el 91% de

ellas para consumo residencial. Conocedores del tema dicen que entre un 30% y 35% del GLP que se vende en Chile

viene de Argentina, donde el precio sería un 50% menor al del mercado de paridad.

1.26.- Regulación tarifaria en el mercado del gas (Fuente: La Tercera, 02.10.14): El diagnostico crítico de la actual

administración respecto del funcionamiento del mercado de gas para consumo comercial y domiciliario quedó plasmado

hace casi cinco meses, en la denominada Agenda de Energía. ―Si bien el mercado de distribución de gas domiciliario por

redes ha tenido un desarrollo importante en los últimos 20 años, alcanzando actualmente cerca de un millón de clientes y

cubriendo casi el 25% de la población nacional, hoy se observa que no opera con una regulación que proteja

suficientemente a los consumidores, observándose, además, bajos niveles de competencia‖, advirtió el documento. La

preocupación que constató la autoridad por lo que consideró un ―alto nivel de precios que tiene el gas en Chile en

comparación con el resto del mundo‖ le llevó a proponer ―una propuesta legal para regular la fijación tarifaria del

mercado de distribución de gas de red‖, que debería estar ingresada en el Congreso antes de fin de año para cumplir con

los plazos planteados en esta agenda. En todo caso, hay que considerar que el vacío no tiene la profundidad señalada por

la autoridad si se considera que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia ha mantenido su observación sobre este

mercado. Aunque ese objetivo ya está trazado, la Comisión Nacional de Energía encargó a una consultora privada un

estudio para calcular la rentabilidad sobre activos de las firmas distribuidoras, considerando que -a pesar de tratarse de

un mercado sin fijación de precios- la normativa establece una tasa máxima. El resultado preliminar que trascendió

indica que la principal empresa distribuidora del área metropolitana obtendría una rentabilidad por sobre ese parámetro.

A la luz de las fórmulas de estimación de rentabilidades en industrias reguladas, la presencia de un informe único no

parece suficiente, en particular, cuando las empresas involucradas ya han anunciado la realización de sus propias

estimaciones. Dicha información debe ser sopesada y comparada, de la misma forma en que las partes involucradas

deben alcanzar consensos mínimos en torno a los criterios que se deben utilizar en el cálculo del retorno sobre activos.

En este sentido, si bien un análisis preliminar de la regulación podría apoyar la opinión del Ejecutivo de que existe un

―vacío legal‖, considerando que las tarifas son libres pero en un esquema con rentabilidad máxima, lo indicado sería

contar con toda la información necesaria y comparar puntos de vista antes de avanzar en fijaciones de precios o en

nuevas regulaciones que terminen afectando una industria que la agenda reconoce como vigorosa. Expertos en materia

energética señalan que no estamos frente a una industria que requiera una fijación de tarifas, como ocurre, por ejemplo,

con la distribución de electricidad a clientes no libres, por cuanto el gas contaría con sustitutos, aunque se reconoce que,

también por las características del negocio, las empresas distribuidoras de gas tienen una posición dominante que en

otros países sí ha sido motivo de fijación tarifaria. Por ahora, en caso de que el informe definitivo avale la presencia de

rentabilidades excesivas, el ministro ha anunciado que recurrirá al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, pero lo

cierto es que, independientemente de este estudio, la intención reguladora sobre la industria del gas ya estaba contenida

en la Agenda de Energía, lo que supone una advertencia para empresas que tengan un legítimo interés en trabajar con la

autoridad para mejorar las condiciones en que se desenvuelve su negocio. El gobierno haría bien en agotar todas las

instancias, incluyendo los estudios de terceros, antes de optar por estigmatizar una industria.

1.27.- CEO de Siemens para Sudamérica: “Esperamos traer a Chile lo más moderno en generación a gas” (Fuente: Revista Electricidad, 03.10.14): Un aumento en la importancia que se le asigna a la eficiencia energética y al

uso de fuentes de energía renovable dentro del mercado nacional son los principales aspectos que visualiza Daniel

Fernández, CEO de Siemens para Sudamérica (sin Brasil), quien destaca a Revista Electricidad el alto potencial del país

para la incorporación de tecnologías de ERNC.

- ¿Cómo define la relación de Siemens con el mercado chileno?: Nuestra relación con el mundo energético en Chile ha

sido muy interesante dado el gran potencial para el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales que

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tiene el país, ya sea en generación eólica, solar, térmica o mareomotriz. Como dato concreto, está el parque eólico El

Arrayán −el más grande del país− que cuenta con 50 turbinas eólicas Siemens que entregarán un total de 115 MW.

- ¿Destaca otros proyectos?: Estamos participando en la nueva línea de transmisión de 500 kV y casi 1.000 kilómetros,

de Cardones a Polpaico, con subestaciones eléctricas encapsuladas y aisladas en gas, conocidas como GIS, que

brindan mayor seguridad, menores pérdidas y alta confiabilidad. Adicionalmente esperamos traer a Chile lo más

moderno en generación a gas con centrales de ciclo simple y ciclo combinado que alcanzan hasta un 60% de

eficiencia y que ya se encuentran en operación en otros países alrededor del mundo. Junto con esto, un sofisticado

sistema de control de emisiones y monitoreo centralizado que permite tomar decisiones en tiempo real.

- ¿Tienen en mente alguna otra iniciativa importante?: En el área de alta tecnología, estamos desarrollando un

proyecto de gasificación de carbón en Punta Arenas que permite utilizar el recurso natural de la zona y convertirlo en

gas natural para abastecer a la ciudad y sus habitantes.

- ¿Cree que la Agenda de Energía también contribuirá a desarrollar más el mercado?: Sin duda, los anuncios abren

posibilidades interesantes de desarrollar nuevos proyectos que apunten a reducir los precios de la energía y a

diversificar la matriz, aprovechando los recursos energéticos propios del país. Frente a este panorama, lo mejor que

un país puede hacer es incentivar, como está ocurriendo en Chile. Y ahí es donde estamos vislumbrando las

oportunidades de negocio en plantas de ciclo combinado, energía solar y eólica, principalmente.

1.28.- Gas: Gobierno busca fijar tarifas cada 4 años y acceso de clientes a “cuenta controlada” (Fuente: El

Mercurio, 06.10.14): En llamas está la industria del gas. Desde mayo, cuando el ministro de Energía, Máximo Pacheco,

anunció su intención de regular la tarifa de este servicio, la tensión entre este sector y el Gobierno ha ido in crescendo.

Las alarmas están encendidas porque en los próximos 10 días la CNE informará qué distribuidoras de gas tienen más

rentabilidad de la permitida con la actual ley -de 11% sobre capital- y cómo hará para limitar estas ganancias. El

Ejecutivo dice que solo una empresa del grupo de compañías bajo escrutinio tiene, en el análisis preliminar, mayores

utilidades sobre lo permitido a través de las tarifas más altas: se trata de Metrogas, la mayor de la industria, con 548.019

clientes en la Región Metropolitana. Lo que viene en los próximos meses es que el Tribunal de Defensa de la Libre

Competencia (TDLC) analice los números de Metrogas. Si se confirma que esta compañía -cuyos socios son Gasco

(grupo CGE); Abastible (Copec, grupo Angelini) y Trigas (Lipigas, grupo Yaconi-Santa Cruz)- superó los límites se

determinará cómo ajustarlos y eventualmente restituir pagos a clientes si es que así lo reclaman los afectados. ―Hay que

hacerse cargo de la falta de cambios regulatorios y de vacíos legales que desde hace 25 años presenta la normativa del

gas en Chile‖, dice el Ministerio de Energía sobre el cambio legal que tiene estupefacta a la industria. Metrogas defiende

sus tarifas. ―El gas natural de Metrogas ha sido en los últimos años en forma sostenida el energético más conveniente del

mercado, con excepción de la leña, combustible que por motivos medioambientales tiene hoy importantes restricciones a

su uso‖, dicen en esta compañía. Y detallan: ―El gas natural es 21% más barato que su equivalente de 45 kg de gas

licuado. Es también 16% más económico que la parafina y 28% más barato que la electricidad en sus consumos

equivalentes‖. Más allá de este caso, el Gobierno ya tiene listo cómo va a regular a todas las empresas de gas. Busca

fijar los precios por cuatro años para consumos inferiores a 270 mil metros cúbicos (m3) al mes, una cantidad que

contadas empresas en Chile tienen a su haber. En la práctica esto implica que los hogares -cuyo consumo promedio es de

58 m3 de gas natural al mes- y gran parte de las industrias tengan precios fijos. La autoridad busca igualmente más

regulaciones a la competencia y al mercado en general. La industria gasífera alerta que eso puede significar una

sepultura para un sector clave en el suministro energético, en la calefacción de los hogares y en la descontaminación, en

especial en la Región Metropolitana. Si los cambios que propone el ministro Pacheco se hacen, dicen ejecutivos de la

industria, ―el sector se va a paralizar y el resultado final no va a ser más gas y más barato como busca la autoridad, sino

menos‖. Metrogas señala: ―Respecto del proceso regulatorio institucional en el que estamos, compartimos plenamente lo

planteado por la ex ministra de Energía Vivianne Blanlot, y es que la seriedad de la regulación chilena, que es

reconocida en todas partes, se basa en la rigurosidad‖. Por ello y sobre los cálculos del Gobierno sobre el

incumplimiento de esta compañía de los límites a la rentabilidad, la distribuidora de gas enfatiza que ―los estudios se

deben contrastar, porque ningún experto es dueño de la verdad. Esa forma de hacer las cosas, que se ha mantenido por

tantos años, no se está respetando‖. ―Es preocupante que se hagan afirmaciones sobre supuestos problemas de

competencia en nuestro mercado, cuando esas afirmaciones no se fundan en resultados oficiales de algún informe o

estudio, que es como debería llevarse una discusión regulatoria plenamente apegada a la institucionalidad‖, reclama

Metrogas. Su sentir es compartido por el resto de la industria, que señala que los cambios constituirían una

―expropiación‖ para las empresas. ¿Qué dicen las distribuidoras de gas al respecto? ―No hay un mercado del gas natural,

lo que hay es un mercado donde el gas natural compite con la electricidad, el gas licuado, la parafina, la leña y una serie

de combustibles más. Por lo tanto, hay libre competencia‖, señala Carlos Cortés Simón, director ejecutivo del gremio

AGN Chile. En el grupo Angelini, en tanto, comentan que si Copec o Abastible están en distintos mercados, ha sido

porque han ido en busca de clientes. En el caso de Metrogas, donde están las principales distribuidoras de gas licuado,

esta empresa surgió porque fue la inversión privada la que desarrolló el negocio y no el Estado, como ocurrió en otros

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países, particularmente Europa. ―Las empresas de gas licuado eran las que tenían la experiencia para desarrollar un

negocio de esta magnitud y eso explica que estén en varios segmentos del negocio‖, comentan en el grupo CGE. En

Metrogas niegan que la integración del sector afecte a los precios del servicio o merme la competencia. ―En los 20 años

de vida que tiene nuestra industria, jamás hemos sido objeto de alguna demanda de la Fiscalía Nacional Económica

(FNE) ni hemos sido demandados por algún tercero en el TDLC‖, dicen en la compañía metropolitana. Rodrigo

Larrondo, gerente general Intergas -que distribuye gas en Chillán, Los Ángeles y Temuco-, señala que ―la regulación

debería orientarse a promover que el gas natural llegue a más personas, ojalá a todo Chile en el tiempo, porque implica

grandes beneficios en seguridad, eficiencia, medio ambiente, versatilidad, potencia, etc. Debe ser técnica, atender las

prioridades del país y abarcar las externalidades de todas las energías‖. ―La principal finalidad del chequeo de

rentabilidad y del próximo proyecto de ley se enfoca en reducir los precios presentes en las boletas de los chilenos‖,

sostiene Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. El proyecto considera dos cobros

para calcular el precio: cuánto vale el gas en el momento en que se inyecta a la red y cuánto cuesta llevarlo hasta el

domicilio del cliente final. La tarifa se basa en el modelo de empresa eficiente; es decir, cuánto debería costar el servicio

en una compañía de gestión ideal, con costos controlados y de mercado y sin ―inflación‖ de activos. También se

establecerá un monitoreo anual para las tarifas y un sistema para resolver controversias que sea a través del TDLC y ―sin

recurso de reclamación ante la Corte Suprema‖. Otro aspecto es que con la normativa será posible tener para los usuarios

la modalidad de ―cuenta controlada‖; es decir, fijar un valor mensual de pago según consumo, de manera de ―no

pasarse‖. O incluso una opción de ―prepago‖. Se modifica igualmente el límite del spread o retorno bajo el cual se gatilla

el proceso de fijación tarifaria a la mitad, de 5% a 2,5%. Esta cifra, más el costo de capital, que no puede sobrepasar el

6%, redunda en que hoy el techo de rentabilidad de una empresa de gas sea 11%. Ejecutivos cercanos a Metrogas dicen

que el cálculo que esgrimió el Gobierno -que arroja que la compañía cobra hasta 25% más en sus cuentas- sería

―desprolijo‖, porque la compañía incorporó los activos que por norma debe incluir, como las conexiones del hogar en

cocinas y calefones para poder pasar de gas licuado a gas natural. La regulación de la tarifa tiene en vilo a la industria,

pero el temor es mayor por la posibilidad de poner restricciones a la integración. ―Nos encontramos trabajando junto al

Banco Mundial y a nuestro grupo de expertos para desarrollar un análisis y un plan de acción con respecto a la

integración vertical y horizontal de las empresas en tanto esto no debe entorpecer el desarrollo óptimo de los niveles de

competencia de la industria‖, dicen en la CNE. Según han comentado profesionales del Gobierno, si se tuviera que

definir qué modelo tienen en mente las autoridades para regular la industria del gas de red, la respuesta es: el sector

eléctrico y el sanitario. En la electricidad, desde 2000, la generación está separada de la transmisión y la distribución y

no se puede estar en los tres negocios. En este caso, el Ministerio de Energía quiere que las redes de distribución de gas

estén abiertas a terceros y no solo a una empresa. En este sector, cada compañía hizo sus propias redes y no permite que

otras las usen. El Gobierno plantea que si una compañía quiere usar los ductos de gas, debe pagar unos peajes por este

transporte y que este canon esté regulado. En la industria cuestionan que se quiere establecer este sistema porque, a

diferencia de otros países donde fue el Estado el que desarrolló el sector, en Chile las inversiones, el capital y el riesgo

corrieron por cuenta de los privados. En ductos, las compañías han invertido US$ 1.600 millones. ―¿El Gobierno quiere

que consideremos eso como ―costo hundido‖? No corresponde‖, dice un ejecutivo de la industria. De acuerdo con

fuentes vinculadas al proceso, el Ministerio de Energía podría también restringir las propiedades cruzadas en otras áreas

vinculadas del negocio (en gasoductos, importadoras de gas, en transporte, etc.) y eventualmente la participación en

directorios de las empresas del sector, algo que en Estados Unidos está limitado y que en la Unión Europa se está

empezando a regular. Para ayudar a resolver qué se regula y qué no y cómo se hace, el Gobierno cuenta con una asesoría

del Banco Mundial, que abarca todo el sector de combustibles y energía, así como un grupo entre los que están expertos

como el académico y ex ministro Alejandro Jadresic; Gabriel Bitrán, Juan Pablo Montero, Javier Velozo y Andrea

Butelman. La idea es presentar un único proyecto en el primer trimestre de 2015.

1.29.- FNE y Sernac Estudian Acciones Por Distorsiones en Negocio Gasífero (Fuente: Estrategia, 07.10.14): Varios

frentes podrían abrirse en los próximos meses para el mercado del gas natural licuado nacional. Es que tanto los entes

antimonopolio, las asociaciones de consumidores, el Gobierno y los parlamentarios están evaluando una serie de

acciones por las distorsiones que se han detectado en él. Ayer, por ejemplo, el diputado Daniel Farcas se reunió con el

fiscal nacional económico, Felipe Irarrázabal, luego de que un informe que habría recibido la Comisión de Energía diera

cuenta de que Metrogas, la distribuidora de gas natural de la Región Metropolitana, habría excedido la rentabilidad

permitida de un 5%, lo que se habría traducido en un sobreprecio de entre un 20% y un 25% para sus cerca de 550.000

clientes. El titular de la FNE está esperando el informe definitivo solicitado por la CNE que se conocería a mediados de

este mes, pues en función de éste iniciaría una investigación amplia al mercado. De todos modos, se encuentra mirando

muy de cerca el tema, tomando en cuenta que es un sector de alto impacto para los consumidores y que el del gas natural

es un mercado altamente concentrado donde las cosas no estarían funcionando como es debido en vista de las

rentabilidades de las distribuidoras de este y otros combustibles relacionados. Asimismo, los diputados Farcas y Gabriel

Silber, se unieron con el director nacional del Sernac, Ernesto Muñoz, y con el presidente de Conadecus, Hernán

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Calderón, por lo que se encuentran estudiando a fondo eventuales acciones colectivas para la indemnización de

perjuicios de los clientes afectados por los sobreprecios del gas natural cobrados no solamente en la Región

Metropolitana, sino además en distintas regiones de Chile. Los parlamentarios buscan regular por ley el mercado del gas

en el país, ―ya que nos parece insólito que las personas de sectores de menos ingresos estén pagando entre un 20% y

30% más por el gas licuado, en relación al natural, por ejemplo, aparte de las rentabilidades excesivas‖. A lo anterior se

suma que hay actores relevantes que se están repitiendo en toda la cadena del mercado del gas, desde la importación

hasta la distribución, lo que sería una muestra del monopolio que existe en el negocio y con lo cual habría que terminar

por ley. Por lo mismo, Farcas y Silber se reunirán de acá al viernes se reunirán con el ministro de Energía, Máximo

Pacheco, a quien le pedirán respaldar este proyecto o bien, compatibilizarlo con la agenda del Gobierno que busca entre

otras cosas, fijar cada cuatro años las tarifas del gas. ―No hay que esperar hasta la primera parte del 2015, se tiene que

efectuar una acción legislativa ahora‖.

1.30.- ForoSing 2014 finalizó abordando perspectivas del gas natural en Chile (Fuente: Revista Electricidad,

07.10.14): La relación de las inversiones privadas con las comunidades, los desafíos de los CDECs, la eficiencia

energética en la minería y los indicadores mundiales del gas natural y sus perspectivas para Chile fueron los temas que

abordó el último módulo del ForoSing 2014, titulado ―Coordinación, seguridad de suministro y comunidades: variables

operacionales para el SING‖. El primer expositor fue Bruno Baranda, consultor en temas comunitarios y ex ministro de

Desarrollo Social, quien planteó que el desafío de la inversión es enfrentar adecuadamente la consulta indígena, donde

se requiere la participación temprana del sector privado. En tanto Claudio Gambardella, consultor en temas de energía,

se refirió a los desafíos de los CDECs, mencionando las interconexiones, entrada de ERNC, fortalecimiento de la

competencia, acceso abierto a la transmisión, cambios regulatorios de la Agenda de Energía y la evolución del mercado

del gas. Por su parte, Jorge Cantallopts, director de Estudios y Políticas Públicas de Cochilco, destacó los indicadores de

eficiencia energética en la minería, donde indicó que la entrega de datos fidedignos por parte de la industria del cobre es

clave, especialmente en los trabajos de minas a rajo, minas subterráneas, fundiciones y plantas concentradoras de

mineral. Por último, Álvaro Ríos, consultor de Gas Energy Latin America, dijo que las perspectivas del gas natural para

Chile es que siga manteniendo su condición de tomador de precios, agregando que los precios futuros a nivel

internacional deberían ser más bajos.

1.31.- Según Estudios, Política Tarifaria de Metrogas está Acorde a la Regulación Vigente (Fuente: Estrategia,

08.10.14): En el marco del proceso de chequeo de rentabilidad anual, la Asociación de Distribuidores de Gas Natural

(AGN) solicitó un estudio para el chequeo de rentabilidad de sus empresas asociadas, incluyendo a Metrogas. Para este

fin se requirió un estudio a la consultora Systep, liderada por el Profesor Hugh Rudnick, académico también asesor de la

Agenda Energética que impulsa el ministro de Energía, Máximo Pacheco. En su primera entrega, el estudio concluye

que la tasa de rentabilidad de Metrogas, de acuerdo a la metodología considerada por Systep, alcanzó un 12,9% en 2013.

Este estudio fue solicitado con el objetivo de aportar una visión independiente al proceso de chequeo de rentabilidad que

lleva adelante la CNE. Esta visión se suma al estudio ya presentado por Metrogas en mayo pasado, el cual indica que la

tasa de rentabilidad el año 2013 es de 10,67%. Es importante considerar que la metodología de cálculo para 2013 es la

misma utilizada e informada a la autoridad en los procesos de chequeo de rentabilidad de los años 2010, 2011, 2012. La

diferencia entre las cifras de Systep y Metrogas obedece a la metodología para valorizar las conversiones. Mientras

Metrogas utilizó la metodología que define el ―Manual de Cuentas‖ de la CNE (Resolución 717 emitida por la CNE en

septiembre 2012), Systep empleó una interpretación distinta. El DFL 323 de servicios de gas, en su artículo 31, indica

que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia podrá emitir una resolución al Ministerio de Energía solicitando la

fijación tarifaria en caso que al menos se demuestre que la empresa concesionaria para el servicio público de

distribución de gas, obtiene una tasa de rentabilidad económica superior en cinco puntos porcentuales a la tasa de costo

anual de capital. Además el mismo DFL 323 en su artículo 32 define que la tasa de costo anual de capital, ―no podrá ser

inferior al 6%‖. En relación a la tasa de costo anual de capital, la consultora EY (Ernst&Young) estimó que la tasa de

costo anual de capital de Metrogas para el año 2013 se ubica en un rango comprendido entre un 6,8% y 8,1%. Por ende,

al agregar los 5 puntos porcentuales que define la ley, la banda de rentabilidad de Metrogas para el año 2013 se sitúa

entre un 11,8% y un 13,1%. Este resultado permite demostrar que la rentabilidad de Metrogas, 12,9% según estudio

Systep y 10,67% según Metrogas, se ajusta plenamente a la banda de rentabilidad establecida por ley durante el 2013,

por lo cual no existe necesidad de regular tarifas. ―Es importante tener presente que cualquier diferencia con estudios

técnicos realizados por el Ministerio de Energía forman parte de un proceso institucional de chequeo de rentabilidad.

Como empresa creemos necesario que la discusión vigente cuente con la mayor cantidad de visiones técnicas y expertas

en la materia, en un sentido de cooperación público-privada, siendo fieles a nuestra historia. Estos antecedentes serán

presentados al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia en la oportunidad que corresponda‖, afirma Víctor

Turpaud, Gerente General de Metrogas. Metrogas reitera que está a favor de una regulación sustentable que fomente la

inversión, vele por la competencia en el mercado de la energía y llene todos los vacíos legales que puedan existir en el

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actual marco regulatorio. Ello, en función de resguardar el desarrollo de una industria que ha generado importantes

beneficios económicos y medioambientales.

1.32.- Informe de Systep pedido por AGN revela que Metrogas rentó 12,9% el año pasado (Fuente: El Mercurio,

09.10.14): La rentabilidad que obtienen las firmas de gas y el cumplimiento de la norma que se ocupa de este aspecto ha

cobrado importancia. Esto, en el marco del proceso que está llevando a cabo el Gobierno para regular este mercado.

Según un estudio de Systep encargado por la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN), la rentabilidad de

Metrogas en 2013 alcanzó un 12,9%. A primera vista, el dato confirmaría el trascendido de que esta empresa, filial de

Gasco, se habría pasado del límite del 11%, cifra que se explica por un mínimo de 6% de costo de capital y un 5% de

retorno permitido por ley. Sin embargo, otro informe encargado a EY (ex Ernst & Young) estima que la tasa de costo

anual de capital varía entre 6,8% y 8,1%. Esto significa que al agregar los cinco puntos porcentuales que permite la ley

la banda de rentabilidad para las empresas de gas se sitúa entre 11,8% y 13,1%. Por ende, Metrogas no se habría

apartado de la norma. Según el documento presentado por esta empresa en mayo pasado, su tasa de rentabilidad en 2013

fue de 10,67%. El resultado consideró la misma fórmula utilizada en los procesos de chequeo de retornos desde 2010. La

brecha entre estos números y los de Systep obedece a la metodología para valorizar conversiones de activos. La ley

indica que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) puede emitir una resolución, solicitando la fijación

tarifaria en caso de que una firma exceda los límites. Metrogas presentará estos datos ante el TDLC. Hoy la CNE había

convocado a la AGN a una reunión a las 9:00 horas. Tras la publicación del informe, esta fue suspendida.

1.33.- Quiebre en relación entre gobierno y Metrogas por diferencias en estudios de rentabilidad (Fuente: Diario

Financiero, 09.10.14): En punto muerto habrían quedado las relaciones entre el gobierno y Metrogas, la principal firma

de distribución de gas natural por redes, luego que ayer se reveló un estudio sobre rentabilidad de su negocio, que la

filial de CGE encargó a la consultora Systep. La Comisión Nacional de Energía y representantes de la Asociación de

Gas Natural (AGN), que agrupa a las principales empresas del rubro y es presidida por el gerente general de Metrogas,

Víctor Turpaud, tenían agendada para hoy una nueva reunión informativa y de coordinación, pero la cita fue suspendida,

sin tener una nueva fecha, luego que la distribuidora dio a conocer los resultados de su propio chequeo de rentabilidad.

La cancelación de la cita, que estaba agendada desde el martes, obedecería a la preparación por parte del gobierno para

la entrega oficial del cálculo que encargó a las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos, el cual -según

trascendidos- mostraría que Metrogas supera la tasa máxima de retorno, de 11%, estipulada en la ley, lo que gatillaría

que el gobierno consulte al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para activar una eventual fijación

tarifaria. Fuentes señalan que el Ministerio de Energía revelará en los próximos días el resultado del chequeo y de

cálculo de la tasa de costo de capital, que está realizando el economista Guillermo Lefort. Ayer, Metrogas informó las

conclusiones del cálculo efectuado por la consultora ligada al experto eléctrico y académico Hugh Rudnick, que también

asesora al gobierno en materias relativas a las reformas a las licitaciones de suministro eléctrico. El informe establece

que en 2013 la tasa total de retorno de la firma ligada también a Copec y Trigas, fue de 12,9%, por sobre el 11%

establecido en la ley. Según Metrogas, esta cifra se obtiene al aplicar una tasa de costo de capital de entre 6,8% y 8,1%,

la que fue determinada por un estudio realizado por la consultora EY (Ernst&Young). Al sumar a este número los cinco

puntos de spread que también considera la normativa, la tasa total de Metrogas tendría como límite superior un 13,1%,

por lo que estarían cumpliendo con la reglamentación. En la distribuidora señalan que la tasa de costo de capital está

definida como "lo que cuesta financiar los activos de la compañía" y tiene que ver con la rentabilidad exigida a los

mismos por los accionistas y acreedores. "Los estudios de EY y Systep son independientes y no requieren el resultado

del otro para sus cálculos. El estudio de EY es un análisis del mercado nacional e internacional para definir una tasa de

costo de capital, la cual representa la tasa a la que el mercado cree que un negocio del tipo de Metrogas necesita rentar

en el largo plazo para atraer inversionista", explicaron desde la distribuidora. El nivel de rentabilidad calculado por

Systep difiere también de las cifras entregadas en mayo por la empresa, que estableció un retorno de 10,67%. Aquí, la

valorización de las conversiones, los activos al interior de los hogares, es el punto de divergencia. En el gobierno, la

visión es distinta. Fuentes señalan que la ley que rige al sector establece que la tasa de costo de capital debe ser "única" y

no estar en un rango, por lo que restan validez a los resultados obtenidos por EY. Añaden que esta tasa debe ser la

misma para toda la industria, y que su cálculo no debe ser establecido para una empresa en particular, como lo hace la

consultora. En este sentido, indican que en el estudio efectuado por Lefort para el Ministerio de Energía, la tasa de costo

de capital de la industria estaría en torno al 6%. Este dato es clave, ya que de la interpretación de la ley dependerán los

argumentos que se esgriman ante el TDLC para gatillar una fijación tarifaria o defender la situación actual. Aunque

cauto y escueto, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se refirió a las ofertas de compra que recibieron los

principales accionistas de la CGE y que podrían derivar en un cambio de control de este grupo energético. El secretario

de Estado dijo ver con buenos ojos la entrada de nuevos actores al sector eléctrico. "Todos sabemos que Chile tiene un

sector de energía privado, donde la única empresa de Estado es Enap. Todo el resto de las empresas de generación,

distribución y transmisión es privado. Necesitamos nuevos actores, más oferta y nuevas tecnologías, y todo lo que

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favorezca esto es bueno para nuestro sector", dijo. Añadió que el interés de inversionistas por ingresar al mercado local

da cuenta de la existencia de reglas "claras y conocidas". "Vemos con enorme interés que se reconozca que Chile es un

lugar donde se pueden hacer inversiones, tanto por parte de capitales extranjeros como nacionales, con certeza y reglas

del juego claras y conocidas", dijo. El lunes, CGE reconoció haber recibido ofertas no vinculantes por la compañía. Los

interesados serían el fondo australiano IFM Investors y la colombiana Empresa Pública de Medellín (EPM), aunque

ninguno ha confirmado oficialmente el tema. Fuentes dicen que la operación podría concretarse hacia fines de 2014 o

comienzos de 2015, y que ya habría un "precio piso" para comenzar las negociaciones con CGE, aunque aún no hay

oferta a firme. El valor en bolsa de la participación de las familias Marin, Pérez Cruz y Hornauer es de unos US$ 1.300

millones.

1.34.- El gas shale está encendiendo una nueva era de optimismo en EEUU (Fuente: Diario Financiero, 10.101.14):

El FMI destacó que la revolución del esquisto ha causado que los precios de la energía caigan bruscamente, lo que ha

elevado la producción industrial.

1.35.- CNE se reunirá con distribuidoras de gas para abordar estudio (Fuente: Estrategia, 10.10.14): Antes de que

se haga público el estudio encargado por la CNE sobre el chequeo de rentabilidad que debería aplicar la industria del

gas, el organismo estatal se reunirá la próxima semana con el gremio que agrupa al sector, la Asociación de

Distribuidoras de Gas Natural (AGN), incluidas las cuestionadas Metrogas y GasValpo. Encuentro estaba previsto para

ayer, sin embargo la CNE optó por re agendarlo para analizar el estudio que solicitó la AGN a la consultora Systep,

cuyos primeros resultados informaban la tasa de rentabilidad de sus asociados se ajustan a la legislación vigente. El

objetivo de la CNE, organismo liderado por Andrés Romero, es que las gasíferas conozcan los resultados antes de que se

haga público, cuyos resultados, según cercanos al proceso, no sería muy alentador para las compañías, pues no

coincidirían con lo planteado por AGN. ―No existe un quiebre entre las relaciones del Gobierno con AGN. Sólo se

decidió que se debería analizar su estudio antes de entregarles el estudio‖, expresaron cercanos al Ejecutivo.

1.36.- Regulación del gas (Fuente: Sebastián Bernstein, Ex Secretario Ejecutivo CNE y coautor de la ley del gas,

Opinión Diario La Tercera, 10.10.14): Desde hace algunos meses, y con mayor fuerza últimamente, el ministro de

Energía ha venido señalando que el suministro de gas de red debe ser regulado. Para analizar este planteamiento

conviene recordar lo que establece la ley: el precio de producción, importación, transporte y distribución de gas, al igual

que el de todos los combustibles líquidos y sólidos, es libre. El fundamento de esta disposición es que el gas compite con

sustitutos que tienen precios determinados por mercados competitivos, tales como el gas licuado, el petróleo diésel y la

parafina, entre otros. La competencia puede ser dura para el desarrollador y operador de red de gas en Chile, pues debe

importar la materia prima a un precio que no controla, debe efectuar elevadas inversiones en un ambiente de bajos

consumos de energía por cliente -virtud de nuestro clima y de que no somos aún un país desarrollado-, y finalmente debe

competir con sustitutos que tienen precios muy fluctuantes, sin que se le garantice un área de servicio exclusiva. De

hecho, la tasa interna de retorno de las distribuidoras de gas de red en los últimos 15 años ha sido en promedio inferior a

7% sobre los activos invertidos. Ahora bien, la ley consideró la posibilidad de que los precios de los sustitutos

alcanzaran niveles elevados y que el distribuidor, haciendo un eventual uso de su poder de mercado, no limitara sus

precios y alcanzare rentabilidades extranormales. La propia ley definió ese límite. En este caso, las autoridades podrían

llevar el caso al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para que determine si acaso las condiciones del

mercado ameritan o no una regulación de precios. Ahora bien, la ley tiene un vacío legal, pues nunca se dictó el DFL

con la metodología de regulación de tarifas, en el caso de que así lo determinara el TDLC. Las intervenciones del

ministro podrían entenderse en el contexto de llenar este vacío legal, pero pareciera por el tono de su discurso- que lo

que se busca es regular sí o sí esta actividad, por cuanto tendría rentabilidades excesivas. Para sostener esto último se ha

basado en rentabilidades calculadas por la CNE en los años 2011 y 2012 para Metrogas, que excederían el límite de 11%

de la ley. Lo de las rentabilidades excesivas, pienso, debe determinarse con serenidad y no en el ambiente de un discurso

condenatorio a una actividad que partiendo de cero hace 15 años, ha invertido cerca de 2.000 millones de dólares para

suministrar un combustible económico y limpio, y ha obtenido en promedio una rentabilidad inferior a 7% . Las claves

para un análisis objetivo de rentabilidad son las inversiones y gastos incurridos en las redes, lo cual requiere -como ha

sido el caso del agua, telefonía y electricidad- cotejar la información del regulador con la de las propias empresas, con

instancias arbitrales. Otro aspecto esencial es hacerse responsable de las rigideces y amenazas que implica la regulación

de precios para el desarrollo de una industria que se enfrenta a competencia. En este sentido, pienso que para llevar el

caso al TDLC debiera analizarse su dinámica histórica de crecimiento y medirse la rentabilidad sobre varios años, y no

puntualmente en uno o dos años específicos. Finalmente, creo que debe dejarse que la institucionalidad funcione y sea el

propio TDLC el que determine, en un ambiente de neutralidad política, si acaso es necesario o no que las tarifas sean

fijadas.

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1.37.- Gobierno dará a conocer estudio de rentabilidad de firmas de gas (Fuente: La Tercera, 15.10.14): Una jornada

clave vivirá hoy la industria de distribución de gas natural por red, integrada por Metrogas, GasValpo, GasSur e

Intergas. En las oficinas de la CNE, a las 8.30 a.m., el gobierno -representado por el secretario ejecutivo de dicho

organismo, Andrés Romero- dará a conocer los resultados finales de los estudios que encargó sobre rentabilidad y tasa

de costo anual de capital de la industria, que fueron desarrollados por el consorcio Valgesta-Mercados Energéticos y al

economista Guillermo Le Fort, respectivamente. Dichos resultados confirmarían que Metrogas habría rebasado el límite

de rentabilidad establecido por ley, tal como lo adelantó La Tercera a mediados de septiembre. De hecho, en una

entrevista publicada el 28 del mismo mes, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, confirmó que la compañía de

propiedad de Gasco, Empresas Copec y Trigas, excedió dicho límite. En la reunión en la sede de la CNE, en la que

participará la Asociación de Distribuidoras de Gas Natural (AGN) y actores del sector, se daría a conocer que Metrogas

sobrepasó la tasa máxima de retorno, establecida por ley en 11%, extensamente en 2013, mientras que en 2012 lo habría

hecho en forma marginal. Fuentes conocedoras de los resultados y del proceso de medición, revelaron que dicho exceso

de rentabilidad, que sería superior en poco más de 5% al límite establecido, habría provocado que las cuentas de gas de

los cerca de 548 mil clientes de Metrogas en la Región Metropolitana sean entre 20% y 25% más caras de lo que debería

cobrar la empresa, actualmente. En tanto, una de las dudas que se despejaría en la jornada tiene que ver con GasValpo.

Los datos preliminares apuntaban que la firma estaba en el límite de rentabilidad, sin embargo, ahora se habría

confirmado que no lo superó, aunque sí habría aumentado su margen al doble de lo registrado en 2011, último año en el

que se realizó la medición. En dicho estudio, la CNE mostró que Metrogas ya se acercaba al límite, con un 10,4%,

mientras que GasValpo, GasSur e Intergas registraron niveles de 4,9%, 8,5% y 0,6%, respectivamente. Ayer, el titular de

la CNE no descartó que la ley que modificará la regulación al sector, planificada para 2015, se adelante para este año.

Fuentes de gobierno confirmaron que -en vista de los antecedentes- se consultará al Tribunal de Defensa de la Libre

Competencia (TDLC) para que determine si activa o no un proceso de fijación tarifaria. A inicios de este mes, Metrogas

dio a conocer los resultados de estudios encargados a Systep y EY, mediante los cuales aseguró que sí cumple con la

regulación. Sin embargo, dichos análisis mostraron dos escenarios: uno, en el que la empresa sí rebasó el límite de

rentabilidad, y otro, en el que no lo hizo.

1.38.- GNF: En España se confía más en el mercado del gas que en la intervención estatal (Fuente: El Mercurio,

15.10.14): Hoy el Gobierno dará a conocer el análisis de rentabilidad de las empresas de gas, en el que algunas firmas

podrían figurar en niveles superiores al 11% que permite la ley como máximo. En caso de ser así, el Gobierno tiene la

facultad de enviar los antecedentes al Tribunal de Libre Competencia (TDLC), y éste podría fijar tarifas. Hace unas

semanas, en el marco del taller ―Alternativas para el futuro de la regulación del mercado energético‖, organizado por la

CNE en conjunto con el Banco Mundial, participaron exponentes de Australia, Colombia, Reino Unido, Canadá y

España. En esa oportunidad, José María Sáez, BP de Regulación para Latinoamérica del Grupo Gas Natural Fenosa,

grupo que será el nuevo dueño de CGE, fue el representante de España. El ejecutivo presentó el modelo de regulación

del mercado del gas en España. Allí sostuvo que en ese país existe una ―mayor confianza en el funcionamiento de las

reglas del mercado que en la intervención estatal‖. Aún así, ayer fuentes oficiales de la firma remarcaron que la

exposición se limitó a una descripción de la regulación española y que no fue propositiva respecto del esquema chileno.

Sáez expuso que solo el sector del transporte y distribución de gas es regulado, mientras el de aprovisionamiento y

comercialización es liberado. Según señaló, ahí se produce la competencia del sector. Explicó que el ―proceso de

liberalización‖ que vivió ese mercado permitió que se pasara de tres comercializadoras en 2001, a las cerca de 15 que

operan hoy, donde Gas Natural Fenosa tiene el 44% de las ventas. Entre otras características, en España existe pleno

acceso a las redes. También se respeta el monopolio natural de las infraestructuras de transporte y distribución, con lo

que se garantiza los retornos de quienes invirtieron en estas. En tanto, Alfonso Gutiérrez, del estudio español Uria

Menéndez —que desde enero tendrá una participación accionaria en Philippi Yrarrázaval Pulido & Brunner Abogados—

, explicó que la normativa aplicable a España y la Unión Europea no regula específicamente la integración vertical y las

participaciones entre empresas. Dijo que ello depende de las operaciones concretas. Por ejemplo, recordó que en la

compra de Unión Fenosa por Gas Natural en 2009, la autoridad impuso a los compradores desinversiones en centrales de

ciclo combinado.

Carbón

1.39.- Pese a impuestos y shale gas, generar con carbón será 32% más barato que con GNL (Fuente: Pulso,

02.10.14): Aunque a nivel internacional las fichas para la expansión del sistema eléctrico están puestas en el shale gas -y

el inicio de las exportaciones desde EEUU- esto no significará una retirada del carbón. Además, en términos de precios,

el carbón seguirá siendo más competitivo, algo en lo que el propio shale gas tiene parte de responsabilidad pues su

irrupción permitirá reemplazar capacidad de generación con carbón en EEUU, ayudando a aumentar la oferta

internacional. Esta es una de las principales conclusiones del documento La Industria del Carbón y su Competitividad

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con el GNL, publicado en Breves de Energía y elaborado por Denisse Salinas y Cristián Muñoz. El texto plantea que el

stock de carbón a nivel global se ha ampliado fuertemente desde 2011, lo que también ha tenido un impacto en Chile

donde, desde esa fecha, han entrado sobre 1.000 MW en capacidad adicional a carbón. ―El explosivo aumento en la

producción de shale gas en los Estados Unidos produjo un importante sobre stock de carbón, lo que ha hecho caer los

precios respecto de 2011. El carbón que exportan los Estados Unidos proviene en buena medida de la cuenca de

Appalachian. Una parte de este carbón llega a Europa y en menor medida también a Chile; según las estadísticas de la

CNE, el 2012 el 39% de las importaciones de carbón provino de EEUU‖, señala el documento. Los expertos añaden que

el progresivo reemplazo del carbón por el gas natural para generar electricidad en EEUU responde a incentivos

económicos. ―La lógica es muy simple: el carbón no puede competir con gas natural a US$4 por millón de BTU (una

situación similar ocurrió en Chile con la llegada del gas argentino). Sin embargo, esta mayor bonanza del gas natural, no

necesariamente producirá el mismo impacto en países que, como Chile, no disponen de reservas, principalmente porque

el costo de transporte del GNL, en el mejor de los casos, dobla el costo del gas natural‖, añade. En términos

comparativos, el análisis incorpora un ejercicio en el que se compara ambas tecnologías mediante el costo nivelado de

producción (LCOE, por sus siglas en inglés), mediante el cual se sostiene que en Chile el costo de generar con carbón

fluctuará, de acuerdo con las modelaciones, entre US$95 y US$124 por MWh, para un valor esperado de US$105 por

MWh lo que considera impuestos ambientales y un carbon tax de US$5 por toneladas de CO2. La diferencia promedio

del ejercicio es de 32%, considerando una media para el gas de US$139 por MWh. Por contrapartida, en Chile el LCOE

de producir electricidad con GNL variará entre US$115 y US$192 por MWh, dependiendo de a qué precio llegue el

GNL a Chile. Sobre este último punto, se plantea que difícilmente caerá de los actuales US$15 por millón de BTU, tal

como lo señaló un reciente estudio encargado por la CNE. ―De este modo, el carbón seguirá siendo una fuente de

producción de electricidad más barata que el GNL‖, puntualizan los expertos. No obstante, advierten que las políticas

climáticas que se puedan adoptar en la próxima conferencia de Naciones Unidas en 2015 y en particular qué tan

restrictivas sean, tendrán un impacto directo en la demanda de carbón a nivel global.

Petróleo

1.40.- Por qué las predicciones sobre el cénit del petróleo no se han hecho realidad (Fuente: El Mercurio, 03.10.14):

¿Hemos derrotado a la teoría del ―cénit del petróleo‖?: Durante décadas, un escenario sombrío ha estado al acecho en la

imaginación popular: la producción mundial de crudo llega a su techo y luego comienza una caída inexorable, lo cual

elevará los costos y obligará a los países al estricto racionamiento y a pelear por las menguantes reservas. La producción

petrolera de Estados Unidos de hecho alcanzó un máximo en los años 70 y cayó en las décadas posteriores, exactamente

como predecía la teoría. Pero luego ocurrió algo que la teoría no vaticinó: comenzó a subir de nuevo en 2009, y no se ha

detenido, gracias a los grandes avances en la tecnología para yacimientos petroleros. Para quienes adhieren a la teoría

del cénit de la producción de crudo, esto es solo un respiro, y el descenso es inevitable. No obstante, un creciente grupo

de expertos sostiene que la situación se ha planteado de forma errónea. Las verdaderas restricciones que enfrentamos son

tecnológicas y económicas, señalan. Estamos limitados no por la cantidad de petróleo en el suelo, sino por cuán

inventivos seamos para explotar nuevas fuentes de combustible y cuánto estemos dispuestos a pagar para acceder al

crudo. ―La tecnología avanza con tanta rapidez hoy en día que cualquier inminente límite de recursos no será más que un

obstáculo pasajero‖, afirma Phil Verleger, economista especializado en petróleo. ―Nos adaptamos‖. La existencia o no

de un techo es más que un tema de debate intelectual. La pregunta también tiene un importante impacto potencial sobre

gobiernos, empresas petroleras y personas de todo el mundo, todos los cuales dependen de los caprichos de la

producción y se verían amenazados por el alza de los costos y situaciones de escasez. Los que promueven la teoría

sostienen que, en lugar de invertir dinero en nuevas formas de hallar crudo, deberíamos estar conservando lo que

tenemos e invertir en fuentes alternativas de energía para que estemos preparados para cuando los suministros escaseen

y los costos aumenten. La mayoría de los que se oponen concuerdan en que no deberíamos apostar al petróleo para

siempre. No obstante, creen que es mejor invertir en tecnología para seguir incrementando la oferta, hasta que se vuelva

demasiado costoso. En ese momento, confían, podremos encontrar una alternativa económica. La teoría del cénit de

petróleo fue popularizada por M. King Hubbert, un geólogo que trabajó en Shell Oil. En un ensayo de 1965, predijo que

la producción de EE.UU. alcanzaría un tope, probablemente a comienzos de los años 70, y luego caería. La idea se

volvió muy popular cuando la producción petrolera estadounidense de hecho alcanzó su techo a principios de los años

70. Era un momento propicio para que el país temiera lo peor: los conductores hacían largas filas para conseguir

combustible y EE.UU. sentía que estaba bajo el yugo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo. La

popularización de la teoría ayudó a justificar mayores inversiones en energía alternativa. Hace unos años, la idea volvió

a recibir atención cuando los precios del petróleo estaban altos y parecían atascados en ese nivel. Luego los datos se

desviaron de la curva. EE.UU. produjo cinco millones de barriles diarios en 2008. Al año siguiente, su producción

petrolera comenzó a aumentar y sigue subiendo hasta hoy. En el primer semestre de 2014, promedió 8,3 millones de

barriles al día. ¿Qué cambió? Una innovación en la tecnología para yacimientos, que la teoría no anticipaba. Las

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empresas energéticas combinaron la fracturación hidráulica y la perforación horizontal para extraer petróleo de densas

formaciones rocosas en EE.UU. y Canadá. Al principio, los perforadores apuntaron al gas natural porque pensaban que

las moléculas de crudo eran demasiado grandes para ser extraídas. Sin embargo, la fracturación hidráulica también

funcionó con los pozos petroleros. Otros países comienzan a aplicar las mismas técnicas y podrían obtener resultados

similares. Ahora, aunque los analistas digan que sería difícil replicar las condiciones geológicas, económicas,

regulatorias y de infraestructura que propiciaron el boom del esquisto en EE.UU., otros países están comenzando a usar

las mismas técnicas. En Argentina, por ejemplo, la estatal YPF estableció sociedades con la malasia Petronas y la

estadounidense Chevron Corp. para explorar su inmensa formación de Vaca Muerta. Con 22,7 billones de metros

cúbicos de gas de esquisto potencialmente recuperables, ese país tiene la segunda mayor reserva después de China,

según la Administración de Informaciones de Energía de EE.UU. Con el reciente auge llegaron quienes argumentan que

el techo petrolero subestima la capacidad de innovación. Hace un siglo, la industria energética encontró enormes

yacimientos en Texas y California, cuando crecían los temores de que la producción había alcanzado su máximo.

Cuando la producción en EE.UU. comenzó a declinar, otras regiones tomaron la posta: el mar del Norte, Nigeria y

Arabia Saudita. Las innovaciones impulsaron un auge de la perforación en aguas profundas. Más en general, sostiene

esta corriente, la teoría enfoca mal el problema: se centra en el suministro físico en lugar de nuestro ingenio para poder

alcanzarlo. ―Tiene que haber un límite finito‖ de petróleo y gas, dice George King, consultor global de tecnología de

Apache Corp. Sin embargo, considera que la restricción sobre el crudo que se puede producir no es geológica.

―Enfrentamos límites técnicos y económicos más que otra cosa‖, dice. Los que no creen en la teoría no consideran que

debamos limitarnos al crudo para siempre, sino acelerar una transición a alternativas en anticipación a una escasez. Una

política desacertada, después de todo, puede tener resultados muy negativos. Por ejemplo, en los años 70, cuando

EE.UU. pensó que se agotaba el gas natural, se construyeron muchas plantas a carbón, que dejaron el legado de aire

contaminado en algunas ciudades. Además, concuerdan en que sí hay límites económicos, pese a que no creen que los

problemas de suministro sean inminentes. Cuando la industria petrolera supera un obstáculo y eleva la producción, los

costos suelen aumentar. Entonces, en algún momento, el costo de obtener más crudo probablemente suba tanto que los

compradores no podrán -o no querrán- pagarlo. Pese a la abundancia de crudo que generó la fracturación, los precios

globales siguen altos. Esto abrió la puerta a fuentes alternativas y al gasto en eficiencia energética. El cambio climático

ha alterado el cálculo. Más activistas presionan para que se adopten combustibles alternativos que detengan el creciente

nivel de dióxido de carbono en la atmósfera y combatan el cambio climático. ―Habrá un tope petrolero, pero será (por

un) tope de consumo‖, dice Michael Shellenberger, presidente del Breakthrough Institute, un centro de estudios sobre

energía y clima. ―Lo que queremos es adoptar fuentes de energía mejores, más baratas y más limpias‖. Si Hubbert

estuviera vivo -murió en 1989-, ¿admitiría la derrota? Probablemente no, dice Mason Inman, quien escribió una

biografía del geólogo que será publicada el próximo año. Sostiene que el reciente auge del esquisto es solo un respiro

temporal en una larga marcha descendente. Hubbert, que proponía adoptar la energía solar y la eficiencia energética para

quebrar la dependencia del crudo, creía que la tecnología ayudaría a extender los límites de la producción petrolera, pero

pensaba que su impacto era exagerado, dice Inman. Con el tiempo, los retornos disminuirán, agrega, ya que el crudo es

un recurso finito, aunque no conozcamos sus límites.

1.41.- Las fricciones en la OPEP hunden el petróleo (Fuente: El Mercurio, 06.10.14): Las diferencias al interior de la

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se están convirtiendo en una guerra de precios, lo que reduce

el control del grupo sobre el mercado petrolero y ha exacerbado la venta de crudo a precios de liquidación. Las fisuras

crecieron conforme la agitación en Medio Oriente pone a prueba las alianzas políticas y los productores compiten por

encontrar compradores, en medio de un nuevo auge del petróleo en Estados Unidos y un crecimiento que se desacelera

en Asia. La semana pasada, Arabia Saudita redujo unilateralmente el precio del crudo con entrega programada para el

mes próximo, sin consultar con otros miembros de la OPEP, según funcionarios de la organización. La decisión causó

una caída de los precios y sorprendió a muchos observadores del mercado, que preveían que los sauditas redujeran la

producción para ayudar a impulsar los precios. El Brent, el tipo de petróleo que actúa como referencia global, cayó 1,2%

el viernes a US$ 92,31, el precio más bajo desde junio de 2012. Los precios han caído 20% desde su máximo de

mediados de junio. El West Texas Intermediate (WTI), el crudo de referencia en EE.UU., descendió 1,4% el viernes a

US$ 89,74, la mayor caída desde abril de 2013. Los precios en el país norteamericano han caído 16% desde su máximo

de mediados de junio. La decisión saudita se produjo tras una iniciativa similar de ese reino y de Kuwait de reducir los

precios para entrega este mes, sin informar a otros miembros de la OPEP, según funcionarios de esa entidad. ―Si los

miembros no cooperan, lo cual es probable, todos tendrán problemas y los precios caerán aún más‖, afirmó otro

funcionario de la OPEP del Golfo Pérsico. Desde su fundación en 1960, la OPEP ha estado marcada por peleas internas

entre sus miembros, que deciden a puertas cerradas cuándo reducir o impulsar su producción colectiva para intentar

influir sobre los precios. En los últimos meses, sin embargo, las divisiones se profundizaron considerablemente, lo que

ha debilitado la influencia de la organización en momentos en que enfrenta algunos de los mayores desafíos de su

historia. La reciente agitación en Medio Oriente ha perturbado alianzas políticas de larga data entre algunos de los

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miembros más importantes del grupo. El auge del esquisto en EE.UU. le está quitando a la OPEP uno de sus mejores

clientes y está contribuyendo a que un exceso de petróleo no proveniente del grupo inunde los mercados mundiales. Y el

crecimiento económico vertiginoso en Asia, que apuntaló los precios del petróleo durante desaceleraciones en EE.UU. y

Europa, está perdiendo ritmo. Esto ayudó a que los precios globales bajaran marcadamente desde mediados de año. La

caída de los precios es particularmente preocupante para los productores de la OPEP en América Latina y África, que

dependen de los ingresos petroleros para sostener un alto nivel de gasto, así como para Irán, donde el comercio se ve

limitado por sanciones internacionales. Los precios más bajos quizás no preocupen a los países desarrollados. Los países

industrializados que consumen petróleo critican desde hace tiempo a la OPEP por intervenir para mantener altos los

precios del crudo, con el fin de llenar sus arcas. Pero la desunión en la organización también amenaza una red de

contención global. Los miembros de la OPEP -que bombean más de un tercio del suministro mundial diario- han tomado

medidas en el pasado para limitar los precios en medio de grandes interrupciones de suministro, como sucedió antes de

la invasión a Irak encabezada por EE.UU. en 2003. Los miembros de la OPEP poseen una capacidad de extracción

ociosa de unos 3,8 millones de barriles diarios, equivalente a 4% del suministro mundial de crudo. ―Si hay una crisis de

suministro, la OPEP es el único grupo que puede responder‖, dice John Hall, presidente del directorio de la consultora

británica Alfa Energy. Cuando el boom de la producción petrolera estadounidense limitó las importaciones de

combustible en ese país, los miembros de la OPEP acudieron a más clientes en Asia. Sin embargo, en momentos en que

el crecimiento de las economías asiáticas y la demanda de petróleo se estancan, los miembros de la OPEP comienzan a

competir entre ellos para quedarse con cuota de mercado, lo que a menudo lleva a una guerra de precios. Los recientes

problemas de la OPEP se originaron en una pelea inusualmente pública en 2011. Al enfrentar un bajo nivel de

suministro y precios en alza en medio de la agitación política de la Primavera Árabe, el ministro de petróleo saudita Ali

al-Naimi presionó para impulsar la producción. Los delegados se negaron, y Al-Naimi se retiró enfurecido.

Riad impulsó la producción por su cuenta. Desde entonces, la división se ha profundizado.

1.42.- Goldman Sachs prevé soporte para barril del petróleo Brent en US$90 (Fuente: Pulso, 06.10.14): Goldman

Sachs estima que el precio petróleo Brent en el corto plazo tendrá un piso en US$90 por barril, en momentos en que el

referencial global cayó a su menor nivel desde junio del 2012 esta semana. En dos reportes publicados esta semana, el

banco de inversión mantuvo su pronóstico a doce meses para el Brent en US$100 por barril, pero dijo que ―los riesgos

para nuestros pronósticos están orientados a la baja si el crecimiento de la demanda sigue débil‖. El nuevo soporte para

el petróleo Brent se basa en el precio de equilibrio de US$95 que equilibraría los presupuestos de la OPEP, dijo el

banco. Una mayor producción de petróleo no convencional en Estados Unidos y menores interrupciones en el bombeo

de crudo en Libia, Irán y Nigeria agudizaron aún más la presión sobre los precios del petróleo, añadió. ―Aunque nuestra

convicción en el pronóstico de US$100 por barril está menguando, particularmente dada la falta de señales tangibles de

una aceleración secuencial en el crecimiento global, no hemos perdido el convencimiento suficiente para alterar nuestro

pronóstico‖, agregó. Los futuros del petróleo Brent cayeron el viernes en torno a US$93 por barril, ampliando un

descenso de tres días que llevó los precios a su menor nivel desde 2012, luego de caer más de un 15% este año.

1.43.- Petróleo cede a mínimos en 27 meses (Fuente: Reuters, 08.10.14): Extendiendo un declive de tres meses de

duración, el crudo Brent de Londres caía 1,18 dólares a 90,93 dólares el barril, mientras que el petróleo estadounidense

restaba 1,07 dólares a 87,78 dólares el barril. La caída prolongada en los precios del crudo debería aumentar el poder

adquisitivo de los consumidores, pero también es una fuerza poderosa para la desinflación en gran parte del mundo

desarrollado. El índice MSCI de acciones asiáticas fuera de Japón restaba un 1 por ciento, mientras que el principal

índice de Australia perdía un 0,9 por ciento. En Japón, el índice Nikkei de la bolsa de Tokio cayó un 1,2 por ciento a

15.595,98 puntos, un mínimo de cierre en cinco semanas. Los mercados de China rompieron la tendencia cuando

regresaron de un período feriado de una semana. El índice compuesto de Shanghái subía un 0,5 por ciento, pero el

referencial Hang Seng de Hong Kong retrocedía un 0,7 por ciento. Una encuesta privada mostró que el crecimiento del

sector de servicios de China se ralentizó levemente en septiembre, pero eso sólo sirvió para reforzar las expectativas de

nuevas medidas de estímulo de Pekín. El estímulo también es una prioridad en la agenda de Europa después de que la

producción industrial alemana sufrió su mayor caída desde los peores días de la crisis financiera, aumentando la presión

sobre el Banco Central Europeo para que adopte medidas adicionales.

1.44.- EIA reduce previsión de producción petrolera de EE.UU. para 2015 (Fuente: Reuters, 08.10.14): La

gubernamental Administración de Información de Energía de Estados Unidos recortó su previsión para la producción de

crudo del país en 2015 a 9,50 millones de barriles por día desde los 9,53 millones de bpd el mes anterior, según un

reporte mensual de la agencia. La EIA por sus siglas en inglés también redujo su pronóstico para el bombeo de petróleo

de la OPEP, la demanda mundial y los precios del crudo Brent.

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1.45.- La OPEP Mantiene sin Cambios su Previsión de Consumo de Petróleo para 2014-15 (Fuente: Estrategia,

10.10.14): En su informe de octubre sobre el mercado petrolero, la Organización de Países Exportadores de Petróleo

(OPEP) mantiene en 91,19 millones de barriles diarios (mbd) su previsión de consumo de crudo para 2014. Los cálculos

para 2015 tampoco se mueven respecto al informe del pasado mes: el mundo consumirá el próximo año 92,38 mbd. "El

firme impulso (de la economía) en Estados Unidos queda contrarrestado por los desafíos en marcha en la Eurozona y en

Japón", explica la OPEP, lo que deja intactas las previsiones de crecimiento económico del conjunto de los países ricos.

Así, mientras que EE. UU. quemará el año que viene 130.000 barriles más de crudo al día (un leve aumento del 0,65%),

los países más industrializados de Europa se mantienen en su tendencia de reducción del consumo, si bien la caída es de

un marginal 0,52%. De hecho, Europa Occidental y los países ricos de Asia son las únicas regiones donde baja la

demanda de "oro negro". "La demanda de petróleo mantiene su tendencia a la contracción en la mayoría de los países,

que están esforzándose por reducir su deuda pública", analiza el documento de la OPEP sobre la situación en la

Eurozona. Por contra, la sed de petróleo de América Latina sigue creciendo y en 2015 consumirá un 3,35% más que el

presente año. Los últimos datos reflejan un aumento del uso de petróleo en la región, especialmente en Brasil, Ecuador y

Argentina. En este último país, la OPEP destaca que "la demanda de petróleo sigue creciendo pese a las preocupaciones

económicas". En ese sentido, los expertos del cartel petrolero destacan que se ha detectado una caída de los

combustibles de transporte, lo que es reflejo de una "más lenta actividad económica". Respecto a China, el país que lleva

años tirando del crecimiento del consumo a nivel mundial, la OPEP diagnóstica en su informe una ralentización de la

economía en los últimos meses. Por eso, el análisis del grupo con sede en Viena advierte que hay "riesgos" en lo que

respecta al crecimiento de la demanda en 2014 y 2015, debido a esa reducción del ritmo económico y a la aplicación de

medidas para limitar el consumo de fuel para el transporte. Pese a eso, y a que el crecimiento de la demanda de crudo

crecerá menos que en 2014, el gigante chino necesitará el próximo año 10,72 millones de barriles de crudo al día, una

cantidad que equivale al 11% del consumo mundial. En el capítulo de la oferta, Estados Unidos se consolida en 2015

como el mayor extractor de crudo del planeta, con 13,50 mbd, un 7 % más que en el presente año. Aunque se espera un

fuerte aumento de las extracciones en el Golfo de México, son los yacimientos de petróleo de esquisto los principales

responsables del crecimiento del bombeo. Respecto a su propia oferta, la OPEP estima que sus doce países miembros

serán capaces de colocar en el mercado unos 29,2 millones de barriles diarios al día, apenas 300.000 menos que en 2014.

De esa forma, la cuota de mercado de la Organización de Países Exportadores de Petróleo se mantiene en un tercio del

total mundial.

1.46.- Petróleo continúa camino a la baja: Brent llega a su menor nivel en cuatro años (Fuente: Pulso, 14.10.14): El

alza en la producción de petróleo de Estados Unidos y Rusia, la especulación, los recortes de precios de los países

productores y la debilidad de la economía global. Son varios los factores que en las últimas semanas han llevado al

petróleo a una caída en picada, y ayer no fue la excepción. El Brent cerró en su mínimo en casi cuatro años y el WTI, en

su menor nivel en dos años. La referencia europea cayó más de 20% desde su peak del año el 19 de junio, con lo cual

cumple con la definición de un mercado bajista. El petróleo Brent cayó ayer 0,95%, cerrando en US$87,78 por barril, su

menor precio desde diciembre de 2010. De esta forma, acumula en el año una caída de 20,56% y en lo que va del mes,

una baja de 7,04%. En tanto, el WTI, referencia para Chile, cerró ayer en US$85,78 por barril, su menor valor desde

diciembre de 2012. ―Esto va a elevar la presión sobre Arabia Saudita para recortar la producción para elevar los

precios‖, dijo a Bloomberg el analista de Petromatrix, Olivier Jakob. Algunos miembros de la OPEP, incluyendo a

Venezuela, han pedido recortes de producción para elevar los precios por sobre US$100 el barril. Sin embargo, algunos

países del bloque continúan reduciendo los precios. Ayer, las autoridades de Arabia Saudita llamaron a sus pares de la

OPEP a acostumbrarse a precios de hasta US$80 por los próximos dos años, informó Reuters. Mientras, Irak, el segundo

mayor productor de petróleo de la OPEP, siguió a Arabia Saudita y a Irán en recortar los precios. El gobierno informó

que venderá su crudo liviano Basrah a Asia a su mayor descuento desde enero de 2009. ―La OPEP no está lista para

actuar y eso está haciendo que la gente siga vendiendo‖, dijo a Bloomberg el presidente de Strategic Energy &

Economic Research, Michael Lynch. ―Hasta que veamos algunos comentarios de la OPEP sugiriendo que van a

estabilizar el precio, el mercado probablemente seguirá cayendo‖. La OPEP incrementó la producción en 402 mil

barriles diarios en septiembre hasta 30,47 millones, dijo el grupo con sede en Viena. Ante esto, Rusia también se ha

quejado. El vicepresidente de la petrolera estatal rusa Rosneft, Mikhail Leontyev, acusó a Arabia Saudita de manipular

el precio del petróleo por razones políticas. La caída en los precios es de especial preocupación para Rusia, dado que

depende de estos para impulsar su economía. El país ha visto su economía desacelerarse por las sanciones sobre Ucrania

y la menor demanda doméstica. Pero Rusia necesita que los precios del petróleo promedien US$100 el barril para cubrir

las promesas de gasto del gobierno. De todas maneras, no todos anticipan que el ciclo bajista continúe. Francisco

Blanch, analista de Bank of America que anticipó la actual caída dijo a Reuters que el Brent se estabilizará en las

próximas semanas. A su juicio, los diferenciales del Brent a futuro (la diferencia entre los precios cercanos y futuros)

muestran un panorama de creciente estabilidad. ―Los diferenciales al segundo y tercer mes en el Brent en Nueva York

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son menores de lo que eran hace dos o tres semanas. Creo que podemos ir un poco más bajo para el Brent‖, dijo a

Reuters.

1.47.- Petróleo continúa en caída libre luego de recorte en estimaciones de demanda (Fuente: Diario Financiero,

15.10.14): No hay caso con el precio del petróleo. Tanto el WTI -referencial para el mercado chileno-, como el Brent -

benchmark para Europa continúan en caída libre ante los temores por un menor crecimiento global y los recortes a la

proyección de demanda de parte de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Así, el petróleo WTI cerró con una caída

de 4,7% a US$ 81,77 por unidad, su mayor descalabro en más de un mes; mientras que el Brent se redujo 1,55% a US$

86,42 por barril. Ambos se ubican en torno a sus mínimos de los últimos cuatro años. Ayer, la AIE reconoció que la

demanda por el hidrocarburo podría ser más débil de lo pensado a nivel global el próximo año, estimando -inclusive-

que los precios de los barriles podrían caer aún más en el corto plazo. "Las caídas recientes de los precios parecen

impulsadas tanto por la oferta como la demanda. Se necesitarían nuevas caídas del precio del petróleo para que el

suministro vea un impacto o para que el crecimiento de la demanda consiga un impulso", dijo la entidad. Para este año,

la AIE recortó su proyección de demanda del commodity en 200.000 barriles promedio por día a 0,7 millones de

unidades diarias. Para el próximo año, en tanto, la agencia anticipa una demanda expandiéndose en 1,1 millones de

unidades diarias a 93,5 millones de barriles por jornada, un incremento de 1,2% aunque 300.000 barriles diarios menos

de lo estimado previamente. "Uno de los principales conductores de tendencia bajista sobre el petróleo ha obedecido al

deterioro en expectativas de crecimiento económico mundial, especialmente del mundo desarrollado, caracterizado por

un débil dinamismo en actividad en Europa y una recuperación algo más pausada para EEUU. Lo anterior no hace más

que incrementar las expectativas de potenciales ampliaciones en déficit de balance oferta y demanda del crudo", dijo

BCI Estudios. El descalabro en el valor del petróleo, que ha cedido en torno a 25% desde mediados de junio -cuando

estalló el conflicto en Irak-, tiene sin cuidado a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), cartel que

desestimó la posibilidad de reunirse de emergencia para analizar la caída de los precios. Según fuentes citadas por

Reuters, Venezuela habría sido uno de los primeros miembros del grupo en pedir una reunión de emergencia, hecho que

ha enfrentado una fría respuesta de otros actores de la OPEP, que parecen estar divididos en torno a la decisión que

debería tomarse para frenar el declive de precios. Kuwait expresó el domingo que ve poco cercana la posibilidad de que

la OPEP reduzca su producción, mientras que Arabia Saudita dijo al grupo que aumentó su producción en septiembre. El

grupo exportador del commodity se reunirá el 27 de noviembre en Viena, Austria.

1.48.- Petróleo cae 4,5% tras informe que prevé menos demanda (Fuente: La Tercera, 15.10.14): La demanda de

petróleo crecerá menos de lo previsto en 2015, debido a que las economías globales siguen débiles, según un informe de

la Agencia Internacional de Energía (AIE) difundido ayer, que acentuó la caída de los precios del crudo en los mercados.

El WTI cedió 4,5%, para cerrar en US$ 81,84 por barril, el precio más bajo desde los US$ 77,79 del 28 de junio de

2012. El Brent para entrega en noviembre llegó a menos de US$ 85 por primera vez desde 2010 durante la sesión,

aunque terminó con una baja de 4,33%, en US$ 85,04. La AIE añadió en su análisis que no prevé un repunte de precios,

ya que no ve señales de que la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) vaya a actuar para contrarrestar

la mayor oferta. Incluso, el economista jefe de la agencia, Antoine Halff, dijo a Bloomberg que el grupo productor

podría no ser capaz de ajustar la producción, pues el mercado ha sufrido una transformación ante la revolución del

petróleo no convencional (shale oil) en EE.UU. La AIE espera que la demanda se expanda en 1,1 millones de barriles

por día (bpd), a 93,5 millones/bpd en 2015, 300 mil barriles menos que su estimación previa. Este año, el consumo de

petróleo subirá unos 650 mil bpd, lo que significa un recorte de 250 mil bpd (la cuarta baja consecutiva) e implica que el

crecimiento será casi la mitad de lo pronosticado en junio y el menor en cuatro años. La entidad estimó que la demanda

sería estimulada por los bajos precios. Según datos de Bloomberg, el Brent anota una caída superior al 25%, desde casi

US$ 115 en los que se cotizaba en junio.

Nuclear

Otras Energías Renovables No Convencionales

1.49.- AIE: La solar puede ser la primera fuente de generación eléctrica en 2050 (Fuente: Revista ElectroIndustria,

29.09.14): La energía solar, fotovoltaica y térmica puede ser la primer fuente de generación de electricidad en el

horizonte de 2050, con un 27 % del total, según las proyecciones hoy de la Agencia Internacional de la Energía (AIE),

aunque esto requiere rebajar los costos del capital para su desarrollo. La solar fotovoltaica supondría un 16 %, de

acuerdo con uno de los dos informes de la AIE dedicados a la energía solar, lo que supone una revisión al alza respecto

al 11 % que había calculado como estimación para 2050 en la anterior hoja de ruta elaborada en 2010. "La rápida

reducción del costo de los módulos fotovoltaicos y de los sistemas en los últimos años han abierto nuevas perspectivas

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para utilizar la energía solar como una gran fuente de electricidad en los próximos años y décadas", explicó la Directora

Ejecutiva de la organización, María van der Hoeven. El precio de los sistemas fotovoltaicos se ha dividido por tres en los

últimos seis años en muchos mercados y los módulos se han dividido por cinco. En sus prospectivas, los autores del

estudio asumen que los costos de generación de electricidad fotovoltaica convergerán en muchas partes del mundo, con

una disminución media del 25 % para 2020, del 45 % para 2030 y del 65 % para 2050. Eso significaría que cada

megavatio hora supondría una inversión de entre 40 y 160 dólares (entre unos 30 y 125 euros). A comienzos de 2014, la

capacidad global instalada era de 150 GWh y eso teniendo en cuenta que sólo el año anterior el incremento había sido de

36 GWh. Para alcanzar el 16 % en el horizonte de 2050, la cadencia de aumento tendría que pasar a ser de 124 GW de

media anual, con un pico de 200 GW anuales suplementarios en el periodo 2025-2040. Por lo que respecta a la energía

solar térmica, la AIE estima que las plantas que aprovechan el calor del sol podrían aportar un 11 % de electricidad

suplementaria (similar a lo anticipado en su anterior hoja de ruta de 2010). El escenario que plantea la agencia augura

que la energía fotovoltaica proveerá el grueso de la progresión de la solar en la producción eléctrica hasta 2030, pero a

partir de entonces las cosas cambiarán y serán las plantas solares térmicas las que tomarán el relevo en el tirón de esta

generación renovable. A mediados de siglo, esas plantas supondrían una capacidad instalada de 1.000 GW que evitarían

emisiones de 2,1 gigatoneladas de dióxido de carbono (CO2) anualmente. Los autores del informe destacaron que la

solar térmica es complementaria de la fotovoltaica porque su sistema de almacenamiento del calor permite generar

electricidad en los picos de consumo, es decir al final de la tarde y al comienzo de la noche. La AIE hizo hincapié en que

sus trabajos no son tanto previsiones sino una proyección de los objetivos de mejoras tecnológicas, así como las

acciones políticas necesarias para conseguirlas. A ese respecto, su mensaje central es que la política energética debe

ofrecer "señales claras, creíbles y consistentes" para minimizar los riesgos para los inversores e inspirarles confianza.

Van der Hoeven advirtió de que, "por el contrario, donde hay incoherencia en las políticas, señales confusas y ciclos de

parones y marcha, los inversores acaban pagando más por su inversión, los consumidores pagan más por su energía y

algunos proyectos necesarios simplemente no salen adelante".

1.50.- Proyecto de Ley de Protección de Glaciares: ¿Afecta el desarrollo de la geotermia? (Fuente: Revista

Electricidad, 30.09.14): Preservar su condición de reservas estratégicas de agua, así como sus atributos ambientales, es

el objetivo de la moción presentada por los parlamentarios Giorgio Jackson, Camila Vallejo y Vlado Mirosevic, entre

otros, para dar urgencia a la tramitación para legislar la protección de glaciares en Chile. La iniciativa también ha sido

apoyada por organizaciones ambientales y glaciólogos. Algunos especialistas afirman que sí afectaría al desarrollo de la

geotermia, mientras que organizaciones especializadas en esta actividad dicen que no, porque los yacimientos

descubiertos no se encontrarían cercanos a glaciares.

- Fernando Allendes (FA), presidente de la Asociación Chilena de Energía Geotérmica (Achegeo); Cedomir

Marangunic (CM), geólogo y director de Geoestudios:

- 1. ¿Cree que el proyecto de ley de glaciares afecte al desarrollo de la energía geotérmica? Sí o no y por qué: FA:

Ciertamente estamos preocupados, pero en este momento no podemos expresar una opinión al respecto sin conocer

el proyecto de ley en detalle. En cualquier caso, es conveniente que el proyecto de ley sea consensuado y elaborado

de manera participativa, para lo cual estamos disponibles para aportar y trabajar en conjunto con todos los actores;

CS: Si este proyecto se asemeja a los que se discuten actualmente en las comisiones respectivas del Senado y de la

Cámara de Diputados, es evidente que se afectará seriamente el desarrollo de la energía geotérmica, y también a

diversas otras actividades en la montaña, como la minería, la investigación científica en glaciares, el turismo, y otros.

Son varias las razones de como un proyecto de ley de este tipo puede afectar el desarrollo de la energía geotérmica.

A modo de ejemplo, la definición de que se entiende por glaciar, según la Estrategia Nacional de Glaciares, que

incluye -entre otros- cualquier campo de nieve en la montaña que perdure dos años y tenga una extensión de por lo

menos una hectárea. Vale decir, tras uno o dos años de intensas precipitaciones de nieve, que seguramente volverán,

existirán numerosos glaciares donde hoy no hay hielo. ¿Y que deberán hacer entones los proyectos? ¿Cerrar sus

operaciones?.

- 2. El Gobierno manifestó, a través de la Agenda de Energía, que quiere perfeccionar el sistema de concesiones

geotérmicas, de manera de potenciar el desarrollo de este tipo de energía ¿Cree que esto se concrete a pesar del

proyecto de ley de protección de glaciares? ¿cómo se pueden complementar ambos proyectos considerando que en

las cercanías de los yacimientos hallados existen glaciares?: FA: No es fácil encontrar proyectos geotérmicos cuyas

actividades se den dentro de glaciares, por lo que ambos proyectos en general serán independientes. Sí hay que tener

cuidado de no extremar las restricciones en la ley, pues allí se podría afectar injustificadamente los proyectos

geotérmicos; CM: Es evidente que la ley de protección de glaciares, en las versiones que conocemos, impedirá el

desarrollo de a lo menos varios proyectos de exploración y explotación de recursos geotérmicos. También creo

firmemente en que es posible realizar proyectos de desarrollo de manera sustentable relacionados con los glaciares.

- 3. ¿Cree que cuando se apruebe este proyecto de Ley se podrán realizar de igual manera las exploraciones?: FA: Sí,

puede ser que algunos proyectos requieran de un mayor grado de cuidado en su labor, pero no veo que esto

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signifique un obstáculo o dificultad que haga imposible el desarrollo de la industria. Los trabajos de perforación

realizados en los proyectos actualmente en desarrollo no se han realizado dentro o cercano a un glaciar, por lo que no

debiese afectarse a la industria en general. En todo caso, la tecnología existente permite ―desplazar‖ y/o ―proteger‖

los pozos, haciendo la actividad de perforación muy segura y no invasiva. No obstante lo anterior, si la ley busca

conjugar desarrollo actual con protección a los glaciares es imprescindible que esta establezca criterios precisos y

claros para no dar lugar a conflictos futuros; CM: Como están los proyectos de ley actualmente, no se podrán realizar

de igual manera las exploraciones. Me cuesta creer que se apruebe un proyecto de ley que prohíba desarrollar

proyectos en las cercanías de glaciares, aun cuando los proyectos no afecten a los glaciares, sino que por el solo

hecho de encontrarse cerca de ellos.

- 4. A su juicio, ¿la actividad geotérmica podría provocar impactos significativos en glaciares aledaños?: FA; La gran

mayoría de los reservorios geotérmicos explotables se encuentran fuera del área de influencia de un glaciar, por lo

que no debiesen existir impactos negativos por parte de la geotermia. No hay que olvidar que la geotermia es una

industria que por definición es amigable con el medio ambiente. Incluso, beneficia indirectamente a la conservación

de los glaciares, pues a través de la generación de energía, sin utilización de combustibles fósiles, disminuimos las

emisiones de gases de efecto invernadero, que son los enemigos número uno de los glaciares; CM: Siempre existe la

posibilidad que un proyecto en particular se haga bien, con el mayor cuidado con el medio ambiente, o mal,

causando impactos que pueden ser irreversibles. La actividad geotérmica, tanto en su fase de exploración como de

explotación, puede realizarse sin impactos significativos al medio ambiente ni a glaciares aledaños.

1.51.- La energía fotovoltaica española, a la conquista de Chile (Fuente: Pulso, 01.10.14): Las estrellas parecen

haberse alineado para que Chile viva un auge de la solar fotovoltaica en los próximos años. Las empresas españolas del

sector, ávidas de nuevos mercados que compensen la pérdida de rentabilidad de las renovables en España, lo saben y

están apostando fuerte por Chile. Compañías como Solarpack, Abengoa, Gestamp, Elecnor, Ingeteam y Enertis están

trabajando en el vasto desierto de Atacama, ya sea desarrollando parques solares de consumo industrial o

suministrándoles paneles y otros componentes. Una de las últimas en sumarse fue Acciona, que en junio pasado anunció

la construcción de Pampa Camarones, una planta de 7,2 megavatios para la filial chilena de GDF Suez. Acciona lleva 20

años en el país. En ese tiempo ha construido carreteras, desaladoras e incluso un parque eólico, pero este es su primer

proyecto de solar fotovoltaica. Las firmas españolas están compitiendo allí con grupos de otros países, como la

multinacional estadounidense SunEdison, que tiene al menos tres proyectos, entre ellos Amanecer Solar, el parque de

estas características más grande de Latinoamérica. El parque, que cuenta con una capacidad instalada de 100 MW,

equivalente al consumo anual de 125.000 hogares, fue inaugurado en junio pasado por la presidenta Michelle Bachelet

tras una inversión de más de US$250 millones. Según la consultora Enertis Solar, actualmente hay 189 MW de

proyectos en operación y otros 460 MW en desarrollo o búsqueda de financiación. ―Hay un boom en el sentido

positivo‖, confirma Raúl Morales, consejero delegado de Soltec, multinacional con sede principal en Murcia. ―En

Atacama tienen la mayor radiación solar del mundo, además la energía es muy cara y con los precios actuales de la

fotovoltaica, lo extraño sería que no lo aprovecharan‖, sostiene. Soltec, que fabrica los dispositivos que permiten a los

paneles seguir la luz del sol, finalizará este año con 90 MW instalados en Chile. Varios factores explican el auge del

sector. Para empezar, la materia prima es abundante. Los niveles de irradiación superan entre un 30% y 40% los de

países como España e Italia. ―En el norte del país ya se alcanza la paridad de generación fotovoltaica. Esto significa que

los requerimientos de rentabilidad de un inversor son cubiertos por completo con los precios del mercado mayorista‖ ,

explica Santos García Muñoz, director general de Enertis Solar. En otras palabras, no hacen falta subsidios para

garantizar la rentabilidad de los proyectos. Basta con vender la energía a precio de mercado, donde la fotovoltaica es

más competitiva. Morales, de Soltec, precisa que mientras que la energía generada por diésel se vende en el mercado

mayorista a un precio de entre US$200 y US$300 por megavatio hora, la producida en huertos solares cuesta entre

US$90 y US$130. ―Dados los altos precios de la electricidad en Chile, las plantas solares son rentables sin la necesidad

de subsidios, por lo que no se prevé este tipo de apoyos‖, dice Jorge Pizarro Cristi, vicepresidente ejecutivo de

CIEChile, la agencia promotora de la inversión extranjera en el país. No obstante, destaca que existen incentivos

especiales para la inversión en ciertas regiones, como Arica y Parinacota. Estos consisten en créditos tributarios sobre la

inversión realizada. Por otra parte, el país se ha propuesto duplicar en diez años el aporte de las renovables a la

generación, fijando un objetivo de 20% en 2025, para reducir la fuerte dependencia de su economía de la importación de

gas. Con ese fin, el Gobierno aprobó en 2012 una ley que permite a las familias y pequeñas empresas generar su propia

energía para autoconsumo e inyectar el remanente a la red a cambio de un precio que se descuenta del recibo. Esto es lo

que se conoce como balance neto y es justamente lo que el sector echa en falta en España, ya que propicia la creación de

un mercado residencial, con la instalación de paneles en los tejados. ―Es bueno para ellos porque generará un mercado

que irá creciendo poco a poco, con rentabilidades muy justas pero de forma sostenible‖, afirma Luis Torres,

vicepresidente de Unef, asociación que representa a 350 empresas del sector en España. En el crecimiento del mercado

chileno está jugando un papel muy importante también la industria minera, que con una participación aproximada del

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35%, es el mayor consumidor de energía eléctrica del país. ―Las mineras necesitan mucha energía a buen precio para ser

competitivas. Además, la mayoría están ubicadas en el norte de Chile‖, explica Raúl Morales, de Soltec

1.52.- Lanzan nuevos paneles solares de alto rendimiento (Fuente: Electricidad, 01.10.14): La empresa REC,

proveedor internacional de soluciones de energía solar con sede en Noruega, anunció que comenzará la producción de

nuevos paneles solares de alto rendimiento. La nueva serie de REC, que ha denominado TwinPeak, y que se ha

presentado esta semana en el evento de partners europeos de REC en Münich, alcanzará los 275 Watts pico (Wp)

equivalente a una eficiencia de panel del 17%. Basado en un diseño que ofrece mayor potencia nominal por metro

cuadrado, según explican en la compañía, el nuevo panel lleva 120 células multicristalinas cortadas a la mitad, cuatro

barras conductoras, tecnología de célula de emisor pasivo trasero (PERC) y una caja de conexiones dividida.

Combinadas, estas tecnologías mejoran la potencia nominal alrededor de 10 Wp por panel. Además, la serie REC

TwinPeak está 100% libre de degradación de potencia inducida (100% Libre PID), que impide las pérdidas de potencia

incluso en malas condiciones climáticas y entornos de alta temperatura y humedad. La producción y la entrega de los

primeros paneles de la serie REC TwinPeak comenzará en el primer trimestre de 2015. Según detallan en REC, la

división de la caja de conexiones en tres unidades reduce el calor generado, reforzando la fiabilidad del panel. Además,

las células divididas en mitades —que se fabrican mediante corte por láser de las células de tamaño estándar— permiten

una reducción de las pérdidas resistivas y un mayor factor de forma. La arquitectura PERC mejora la absorción de luz de

la célula aumentando el rendimiento general, mientras que el agregado de una cuarta barra colectora aumenta el flujo de

corriente mejorando la eficiencia y la fiabilidad.

1.53.- Australia tranquiliza a empresas locales y extranjeras ante negociación por energías renovables (Fuente:

Emol, 02.10.14): El Gobierno de Australia envió hoy un mensaje de tranquilidad a las empresas, incluidas varias

españolas, ante la renegociación del objetivo de uso de energías renovables en el país. El ministro australiano de

Ambiente, Greg Hunt, se refirió al diálogo con la oposición para acordar el uso de energías renovables, fijadas en un

20% para 2020, aunque un informe pide que se reduzca y que paulatinamente se eliminen los objetivos. Según la hoja de

ruta establecida "Objetivo de las Energías Renovables" (RET, por sus siglas en inglés), se establece que el 20% de la

energía del país debe provenir de las renovables para el año 2020. No obstante, otra ley decreta el propósito de generar

mediante renovables 41.000 GWh, por encima del propósito fijado en el RET. "Actualmente tenemos un 15% de

energías renovables en Australia y existe un largo compromiso con el objetivo de un 20%, pero una parte de la ley

involuntariamente nos conduce hacia un 26%", comentó Hunt al insistir en que el pacto "no será eliminado". El Informe

Warbuton sobre el RET, encargado a mediados de febrero, recomendó a la Administración australiana varios cambios en

el objetivo, entre ellas la reducción de la meta o su eliminación progresiva. "Estamos trabajando hacia un punto medio

para poder tener, por un lado, una certidumbre en las inversiones y por otro, evitar el problema del descontrol de los

precios", precisó Hunt en un encuentro con la prensa extranjera en Sydney. Hunt evitó señalar una nueva marca y se

limitó a decir que se está avanzando en las conversaciones, que comenzaron la semana pasada, en las que se buscan "que

el crecimiento de las energías renovables sean sostenibles y balanceadas". El ministro de Ambiente trató de tranquilizar

a los empresarios del sector de las renovables, entre ellas varias compañías españolas, que "están a la espera de que se

concrete el apoyo de ambos partidos para tener la certeza de que no habrá riesgos de cambios y poder obtener

financiación y construir las infraestructuras". Rafael Benjumea, consejero delegado de la empresa española Fotowatio,

indicó a principios del mes pasado que Camberra "debe decidir si seguir apostando o no por las renovables dentro del

sector energético". Coincidiendo con la visita del ministro español de Exteriores, José Manuel Garcia-Margallo,

Benjumea destacó el "mucho dinero" que las empresas energéticas tienen "en juego" en "proyectos a futuro" en el país

oceánico. Por su lado, el portavoz del Ambiente de los laboristas, Mark Butler, apuntó este jueves que su formación

política ve más claro fijar una meta en una medida concreta que en porcentajes. "La política actual establece 41.000

GWh para el 2020 y la idea de una meta precisa de generación en lugar de un porcentaje flotante ya ha sido una parte

central de la política de las energías renovables (que data del 2003)", indicó Butler, aunque su partido está dispuesto a

considerar cambio en la marca o fecha. Australia ya ha realizado avances para sofocar la incertidumbre entre los

inversores extranjeros, según declaró el ministro australiano. Entre ellas destacó la medida "Una sola compra" que

agiliza el proceso para la evaluación y aprobación de proyectos ambientales y elimina la duplicación de trámites a nivel

nacional y de estados o territorios, que busca elevar la producción del país en unos 140.334 millones de dólares (111.269

millones de euros) hasta el 2025.

1.54.- Vitacura lanza plataforma para convencer a vecinos de instalar energía solar en sus casas (Fuente: La

Segunda, 02.10.14): Herramienta online permitirá informar la radiación que llega al techo de una propiedad, el costo de

inversión, y el tiempo de retorno de esos dineros. Supongamos que usted es vecino de la comuna de Vitacura y que se ha

planteado, seriamente, cambiar su proveedor de suministro eléctrico por energía solar. Sin embargo, no tiene

información de si es factible tal cambio o de cuánto le costará. Pensando en ello, la municipalidad lanzó un ‗Mapa Solar‘

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que dará respuesta a esas inquietudes. En concreto se trata de una plataforma web (disponible en la dirección

www.vitacura/mapasolar) que entrega información sobre la radiación solar de cada propiedad de la comuna, los niveles

de generación de energía eléctrica de acuerdo a la capacidad que tiene la propiedad, una estimación de cuánto costaría la

inversión a realizar y, quizás lo más importante, el tiempo de retorno de esa inversión. Un ejemplo: para una casa de un

piso, de 240 metros cuadrados, ubicada en un pasaje escondido de la comuna (calle Padre Román a la altura del 4500) la

inversión para instalar energía solar le costaría $18.888.000. Según esta herramienta, los habitantes de ese hogar se

demorarían cerca de 15 años en recuperar la inversión. Es decir, en ese lapso de tiempo deberían pagar algo más de $100

mil mensuales por el cambio de tecnología. Eso sí, desde el municipio se advierte que los valores indicados son

estimativos, y que deberán validarse, finalmente, con el proveedor final que el propietario decida contratar. La

plataforma es la respuesta a un estudio sobre ―Eficiencia Energética‖ en la comuna que fue realizado por Fundación

Chile a pedido de la municipalidad y que arrojó dos conclusiones: Vitacura es uno de los lugares con más radiación solar

en Santiago y si se ocupara masivamente ese potencial solar, se podría abastecer -aproximadamente- el 60% de la

demanda de electricidad que requiere la zona. El alcalde, Raúl Torrealba, señala que esta herramienta web ―como acá no

podemos tener una planta solar ni a carbón ni de energía nuclear, decidimos iniciar los estudios de la capacidad solar que

tienen los techos de la comuna, tal como se ha hecho en lugares como Washington, Boston o Cambridge, de tal manera

que los vecinos puedan analizar, descubrir y utilizar sus recursos naturales. En ese sentido somos los primeros en

Latinoamérica en tener este sistema‖. Hoy, de acuerdo al jefe comunal, la utilización de energía solar en Vitacura es casi

nula. Pero ya está el proyecto de suministrar, en el mediano plazo, ese tipo energía a los edificios públicos y colegios

municipales para ―predicar con el ejemplo‖. ―No tenemos estimaciones de cuánta gente se pueda cambiar a la energía

solar. Este mapa es el puntapié inicial que estamos dando: las tecnologías se van perfeccionando y lo que estamos

haciendo es entregar la información para que los vecinos puedan investigar qué es lo que más les conviene‖, agrega

Torrealba. Proyectando el futuro, el alcalde señala que la generación solar no sólo podría beneficiar el consumo personal

del vecino. ―De acuerdo a las nuevas leyes que han generado las autoridades del Ministerio de Energía, si una persona

no gasta toda la energía eléctrica que es capaz de producir, la puede ‗integrar‘ a la red para que otros la ocupen y recibir

por ello un pago‖, finaliza.

1.55.- Subsecretaria de Energía inauguró laboratorio fotovoltaico (Fuente: Revista Electricidad, 07.10.14): En la

sede Baquedano del Instituto ProAndes, la Subsecretaria de Energía, Jimena Jara, inauguró el primero de seis

laboratorios fotovoltaicos, que se adjudicó por un concurso público impulsado por el Ministerio de Energía y GIZ Chile

(Sociedad Alemana de Cooperación Técnica). El objetivo de la implementación de los laboratorios es aumentar la

disponibilidad de mano de obra calificada en el ámbito de instalación de sistemas fotovoltaicos. Hugo Mendizábal,

encargado de Proyecto Laboratorio Fotovoltaico de la GIZ indicó que ―debido al comportamiento de la industria

fotovoltaica de autoconsumo, se ha vuelto muy necesario contar con expertos calificados que dominen a la perfección la

instalación de paneles, que conozcan sobre los requerimientos técnicos y sobre las normativas vigentes que rigen la

industria‖. A la inauguración asistió el Gerente Comercial de Chilectra, Andreas Gebhardt, el Director del Programa 4e,

GIZ Chile, Rainer Schröer y el Vicepresidente de la Cámara Chilena de la Construcción, Sergio Torretti, entre otras

autoridades y representantes del sector energético. Durante la jornada, se realizó una premiación a los primeros

capacitadores de futuros instaladores de sistemas fotovoltaicos y se efectuó una visita guiada a las instalaciones del

laboratorio. Los laboratorios FV están compuestos por un sistema fotovoltaico y otro didáctico. El primero corresponde

a dos pequeñas plantas, una de 1kWp de potencia con tecnología de microinversores y otra de 1,5 kW con inversor

centralizado. Ambas plantas con distintos sistemas de montajes y diseñadas para la conexión a la red. Mientras que el

sistema didáctico consiste en módulos que contienen todos los elementos necesarios para desarrollar un entrenamiento

integral en la tecnología FV, tanto off-grid, como on-grid, y de todas las variables que influyen en su correcto diseño,

dimensionamiento, mantención y operación. Se espera tener alrededor de 50 técnicos-profesionales formados

anualmente en estos laboratorios y así se pueda contar con el capital humano capacitado en cada una de las regiones

favorecidas. Para alcanzar esto, cada una de las entidades educacionales se comprometió a desarrollar una estrategia de

largo plazo que considere introducir en la malla curricular de alguna carrera la capacitación en estos laboratorios.

Además se establece la realización, usando los equipos donados, de cursos de especialización para profesionales del

sector y/o de otras instituciones educativas dispuestas, tanto por el Ministerio como por la GIZ.

1.56.- Subsecretaria Jara participa en lanzamiento de capacitación en energía fotovoltaica (Fuente: Ministerio de

Energía, 13.10.14): En la sede Baquedano del Instituto ProAndes (ProAndes y la Corporación de Desarrollo

Tecnológico, CDT), se inauguró el primero de seis laboratorios fotovoltaicos, que se adjudicó por un concurso público

impulsado por el Ministerio de Energía y GIZ Chile, que además capacitó a futuros instructores en sistemas

fotovoltaicos. El objetivo de la implementación de los laboratorios es aumentar la disponibilidad de mano de obra

calificada en el ámbito de instalación de sistemas fotovoltaicos. Hugo Mendizábal, encargado de Proyecto Laboratorio

Fotovoltaico de la GIZ indicó que ―debido al comportamiento de la industria fotovoltaica de autoconsumo, se ha vuelto

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muy necesario contar con expertos calificados que dominen a la perfección la instalación de paneles, que conozcan sobre

los requerimientos técnicos y sobre las normativas vigentes que rigen la industria. A la expertisse es lo que apunta este

proyecto y al aumento de la mano de obra calificada‖. Asimismo agregó ―por esto, se escogieron 6 instituciones

educacionales con demostrada calificación y experiencia, que apuesten a generar el conocimiento a todos los técnicos y

profesionales que deseen capacitarse en la materia. Estas seis instituciones se escogieron a lo largo de Chile, con el fin

de descentralizar la formación y extender el beneficio a todo el país‖. La inauguración estuvo presidida por la

Subsecretaria de Energía, Jimena Jara, el Gerente Comercial de Chilectra, Sr. Andreas Gebhardt, el Director del

Programa 4e, GIZ Chile, Rainer Schröer y el Vicepresidente de la Cámara Chilena de la Construcción, Sergio Torretti,

entre otras autoridades y representantes del sector energético. Durante la jornada, se realizó una premiación a los

primeros capacitadores de futuros instaladores de sistemas fotovoltaicos y se efectuó una visita guiada a las instalaciones

del laboratorio. Los laboratorios FV están compuestos por un sistema fotovoltaico y otro didáctico. El primero

corresponde a dos pequeñas plantas, una de 1kWp de potencia con tecnología de microinversores y otra de 1,5 kW con

inversor centralizado. Ambas plantas con distintos sistemas de montajes y diseñadas para la conexión a la red. Mientras

que el sistema didáctico consiste en módulos que contienen todos los elementos necesarios para desarrollar un

entrenamiento integral en la tecnología FV, tanto off-grid, como on-grid, y de todas las variables que influyen en su

correcto diseño, dimensionamiento, mantención y operación. El lanzamiento de este concurso se realizó en marzo de

este año, abierto para entidades tales como universidades, institutos de educación técnica, de formación profesional, y

centros de formación técnica y de Capacitación, todas acreditadas por la Comisión Nacional de Acreditación. Se recibió

una cantidad de 20 postulaciones de instituciones provenientes de todo el país, entre universidades, institutos

profesionales y centros de formación técnica. En un comienzo, el concurso estipulaba beneficiar con la entrega de estos

laboratorios a cuatro instituciones, pero debido a la gran convocatoria y a la calidad de las propuestas se decidió

aumentar a seis. Las seis instituciones seleccionadas pertenecen a cinco regiones diferentes, cumpliendo así con uno de

los objetivos de elección establecidos en el concurso, pertenecer a distintas regiones del país. De esta forma, las

entidades beneficiarias son: la Universidad de Tarapacá en la XV Región; la Universidad de Antofagasta en la II Región;

el Centro de Formación Técnica ProAndes y la Universidad de Santiago de Chile en la Región Metropolitana; la

Universidad de Talca, sede Curicó en la VII Región y por último el Instituto Profesional Virginio Gómez de la ciudad de

Concepción en la VIII Región. Se espera tener alrededor de 50 técnicos-profesionales formados anualmente en estos

laboratorios y así se pueda contar con el capital humano capacitado en cada una de las regiones favorecidas. Para

alcanzar esto, cada una de las entidades educacionales de comprometió a desarrollar una estrategia de largo plazo que

considere introducir en la malla curricular de alguna carrera la capacitación en estos laboratorios. Además se establece la

realización, usando los equipos donados, cursos de especialización para profesionales del sector y/o de otras

instituciones educativas dispuestas, tanto por el Ministerio como por la GIZ. Otro de los puntos que considerados,

dependiendo de los resultados obtenidos de las evaluaciones que se realizarán a cada uno de los planteles educativos, en

cuanto al logro de los objetivos, es la implementación de nuevos laboratorios en otras instituciones y regiones.

1.57.- Iniciativa busca promover acceso a las energías renovables (Fuente: Revista Electricidad, 13.10.14): A finales

de 2012, la Asamblea General de las Naciones Unidas declaró al periodo establecido entre 2014 y 2024 como la Década

de la ―Sustainable Energy for All‖, es decir ―Energía Sostenible para Todos‖, con miras a promover un acceso universal

a las energías renovables como una nueva oportunidad para el crecimiento. El lanzamiento de esta iniciativa en América

Latina se realizará este miércoles 15 de octubre en Santiago, con la presencia de la Presidenta Michelle Bachelet, como

anfitriona del evento y del representante especial del Secretario-General de las Naciones Unidas (ONU), Dr. Kandeh

Yumkella, quien presentará los avances más recientes de esta iniciativa de las Naciones Unidas a nivel global. El

lanzamiento también contará con la presencia de representantes del Banco Interamericano de Desarrollo, de la

Organización de las Naciones Unidas, y de los gobiernos, así como de representantes de agencias multilaterales, de la

sociedad civil y del sector privado. Después del lanzamiento, se llevarán a cabo dos días de sesiones técnicas

organizadas en torno a los tres objetivos: acceso, renovables y eficiencia, con miras a definir acciones prioritarias por

cada objetivo e identificar cómo se realizarán las acciones propuestas.

D.- Política Energética

1.58.- Un nuevo papel del Estado ayuda al desarrollo energético (Fuente: Artículo Máximo Pacheco M., Ministro de

Energía, El Mercurio, 11.10.14): La primera década del nuevo siglo ha instalado en la agenda global el tema energético

con una fuerza inusitada y como uno de los ejes principales en la acción de los gobiernos, más allá de las ideologías y

los contextos particulares. Chile no está ajeno a este fenómeno, especialmente por ser un país exitoso en su desarrollo y

con un sostenido crecimiento económico, que demanda más y mejor energía, como así también por ser un país altamente

dependiente del extranjero en la estructura de su matriz energética. El contexto nacional e internacional nos exige mirar

de manera prospectiva, con un Estado más activo para enfrentar los nuevos desafíos, como también disminuir sus

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riesgos en relación con los combustibles fósiles, desarrollar sus fuentes energéticas a precios accesibles, hacer eficiencia

energética, dinamizar las inversiones del sector y promover la competencia en todos sus segmentos, especialmente para

perfeccionar el funcionamiento de estos mercados en electricidad y gas. Creemos en un rol más activo del Estado en la

orientación estratégica de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del

bien común de todos los chilenos y chilenas. Esta convicción cruza los siete ejes que componen la Agenda de Energía

que la Presidenta Bachelet presentó al país en mayo pasado. A través de esta hoja de ruta nos hemos fijado metas y

objetivos de corto y largo plazo. Y estamos muy conformes con el grado de ejecución que estamos teniendo, porque el

diseño de las políticas públicas no es algo trivial, sobre todo en un sector donde el Estado ha seguido, por varias décadas,

desde lejos el funcionamiento de la industria, sin dar su visión y además con una escasa injerencia, salvo por Enap, en el

desarrollo y en el día a día del área energética de nuestro país. En la Unión Europea, la participación estatal en la

propiedad del parque de generación eléctrica es de un 45%. En Estados Unidos, aproximadamente un 20% de las

centrales está en manos públicas. En China e India, que están creciendo fuertemente en este ámbito, la participación

estatal supera el 60%. A esta dificultad local se debe agregar un fenómeno más transversal. Este tipo de definiciones ya

no pueden levantarse desde el centralismo o estableciendo posiciones jerárquicas que bajan el volumen de las

inquietudes y abrevian el debate. Si el proceso de elaboración de cualquier política pública hoy no cuenta con la debida

convocatoria y amplitud, difícilmente podrá obtener la legitimidad necesaria para proyectarse realmente a futuro y

soportar así los vaivenes políticos y económicos. El sector energético lleva años funcionando con piloto automático, sin

una conducción firme ni menos un destino conocido. Sacamos algunas lecciones del aterrizaje forzoso que significó el

corte del gas argentino, pero rápidamente nos encomendamos otra vez a la ficción de que las cosas se arreglan solas. A

estas alturas, con el estancamiento que arrastra el sector energético, ha quedado en evidencia el daño que ha generado la

ausencia del Estado para la gestión y desarrollo de los proyectos de inversión privados en infraestructura de generación y

transmisión eléctrica. Por lo mismo, el nuevo protagonismo que le entrega la Agenda de Energía ha tenido una recepción

positiva y transversal. Me atrevo a señalar que en el despegue que hoy comenzamos a sentir en el sector con sus

proyectos de inversión está el valor que el mercado le asigna a este nuevo rol del Estado y a la certidumbre que ello

introduce al panorama inversor. Bajo estas circunstancias, el debate no debe centrarse en el tamaño del Estado ni desviar

la atención en el fantasma del Estado empresario. El foco tiene que estar en la conveniencia de que el Estado, como

único y legítimo garante del bien común, asuma correctamente la responsabilidad de rayar la cancha y fijar las metas

para un desarrollo más justo y equitativo del mercado energético, que contribuya de manera efectiva al progreso social

de nuestra población.

1.59.- El Estado en el desarrollo energético (Fuente: Cartas al Director, El Mercurio, 14.10.14): El ministro Máximo

Pacheco argumentó en "El Mercurio" que el estancamiento que arrastra el sector energético evidencia "el daño que ha

generado la ausencia del Estado", y resaltó la participación estatal que existe en otras economías en la propiedad del

parque de generación eléctrica. Se trata de un diagnóstico preocupante que puede devenir en soluciones peores. En

general, la política eléctrica que ha seguido Chile ha funcionado y ha permitido atender eficientemente una demanda que

se multiplicó por cuatro entre 1990 y 2013. Es evidente que la situación se ha vuelto crecientemente compleja por la

dificultad que enfrentan los privados para emprender proyectos de generación y líneas de transmisión. La pregunta es si

ello deriva de un Estado que ha permanecido ajeno al funcionamiento de la industria -como sugiere el ministro de

Energía- o, por el contrario, si le cabe alguna responsabilidad en que estemos donde estamos. Los propios análisis

encargados por el Ministerio y la Agenda de Energía lanzada este año no consideran un problema la falta de un actor

estatal en el mercado eléctrico, sino que las trabas respecto de los proyectos energéticos que ya son conocidas por todos.

Hemos observado falencias y retrasos en las evaluaciones ambientales y en las consultas indígenas, ambos a cargo de la

administración. La incertidumbre se ha visto exacerbada por decisiones discrecionales de la autoridad que ha echado por

tierra proyectos desde Barrancones hasta HidroAysén, incluyendo inversiones de menor envergadura y rechazo social

que se retrasan por indecisiones estatales. El Gobierno no ha tomado acción frente al activismo judicial imperante, que

revierte permisos aprobados. Y la autoridad ha preferido en ocasiones escuchar a quienes gritan en las calles antes que

garantizar las condiciones necesarias para que millones de silenciosos ciudadanos dispongan de energía eléctrica al

menor precio posible. En síntesis, asistimos a un deterioro de las instituciones en materia de aprobación de proyectos

energéticos, factor que de acuerdo al consenso hoy día, explica por qué los países no progresan. Ante este escenario una

solución que propone la autoridad es la incursión de Enap en el negocio eléctrico, donde no tiene ventajas competitivas

ni experiencia. Juzguen los lectores si es ese el camino acertado, o bien si debemos actuar sobre lo que de verdad está

fallando y que no es otra cosa que el funcionamiento de las instituciones del Estado.

1.60.- Gobierno destaca arribo de GNF: Chile tiene reglas del juego claras (Fuente: Pulso, 15.10.14): El ministro de

Energía, Máximo Pacheco, valoró ayer la decisión de la española Gas Natural Fenosa de adquirir la distribuidora

eléctrica CGE en unos US$3.300 millones. ―Creo que es una demostración que una empresa que se formó en el siglo

XIX, de larga data y experiencia en el negocio a nivel global llegue a Chile con una inversión muy significativa‖,

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comentó Pacheco. ―Claramente Gas Natural ve que este es un país que tiene las reglas del juego claras, un país donde

hay oportunidades y un país donde se puede contribuir, desarrollar y crecer en este sector‖, agregó. La multinacional

energética anunció el domingo que llegó a un acuerdo para adquirir la CGE, la mayor distribuidora eléctrica del país.

Según informó CGE en un comunicado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) los accionistas mayoritarios

de la compañía suscribieron una promesa de compraventa en la que se comprometieron a traspasar a la española todas

sus acciones, que representan cerca del 54% del total. El contrato obliga a Gas Natural a realizar una oferta pública de

adquisición de acciones (OPA) para tomar el control del 100% de los títulos de CGE, con mínimo inicial de un 51% de

la propiedad. Pacheco dijo que Gas Natural haría esta significativa inversión ―justamente para participar en los desafíos

que tenemos en el país en el campo energético‖. El gobierno se ha planteado una agresiva agenda para dinamizar la

actividad en el sector eléctrico y diversificar la cantidad de empresas que participan en el área. ―Con las reuniones que

hemos tenido con ellos ha quedado claro que ellos conocen muy bien la agenda de energía del gobierno, conocen muy

bien las distintas tareas que tenemos‖, afirmó. Además, destacó que con la entrada al país de Gas Natural Fenosa, se

ayuda a contribuir a un sector ―que necesita más oferta de electricidad y energía‖, ya que las proyecciones que tiene la

compañía ―son de largo plazo‖.

1.61.- CNE viaja a Colombia a buscar nuevos inversionistas (Fuente: El Mercurio, 15.10.14): Andrés Romero,

secretario ejecutivo de la CNE, se embarcará a fines de este mes rumbo a Colombia con el objetivo de atraer más actores

al sector eléctrico chileno. En línea con los objetivos que se ha propuesto el Gobierno, Romero se reunirá con dos

empresas: Empresas de Energía de Bogotá (EEB) y Empresa Pública de Medellín (EPM). La primera se centra en el

negocio de la transmisión -donde es la segunda firma con mayor participación de mercado de ese país-, y ha realizado

adquisiciones de varias compañías, sobre todo aquellas relacionadas con el negocio del gas y la electricidad. EPM es la

compañía de servicios públicos más grande de Colombia y el segundo grupo con mayores activos de ese país. La semana

pasada vinieron sus principales ejecutivos a Chile a la inauguración del parque eólico Los Cururos, su primer proyecto

eléctrico en el país. En la oportunidad manifestaron su interés por entrar al mercado chileno a través de proyectos

greenfield o adquisiciones. Hace algunos años negociaron la compra de la CGE, pero las conversaciones no llegaron a

puerto.

E.- Contratos y Precios

1.62.- Costo de energía sube 20% en septiembre pese a mayor aporte hidroeléctrico (Fuente: Diario Financiero,

01.10.14): El mayor aporte de la generación hidroeléctrica en la matriz no logró contener el costo de la electricidad en el

SIC, que subió en promedio un 20% en septiembre. Según datos del CDEC-SIC, el mes que acabó ayer el costo

marginal promedió US$ 88,5 por MWh, superior a los US$ 73,7 MWh de agosto. En doce meses, en tanto, este ítem

cayó un 5,14%. El costo marginal es el precio para los intercambios de energía entre generadoras, pero hoy, dada la

desadaptación del sistema, este factor se ha traspasado a parte de los contratos de grandes clientes. En septiembre, la

generación hidroeléctrica representó el mayor aporte al sistema, con un 55,3% del total. Las centrales térmicas (carbón,

GNL y diesel) aportaron el 40,6% de la energía total, mientras que las unidades eólicas y solares aportaron el 3,13% y

0,91%, respectivamente. Pese a que el aporte hídrico subió comparado con el año anterior, cuando sólo representó el

46% del total, los precios se incrementaron ante la salida de unidades de carbón eficientes, como Bocamina I -que no

operó durante todo el mes- y Bocamina II (paralizada desde diciembre del año pasado). A esto se sumó la mayor

presencia de unidades en base a GNL, que son más caras, como Nehuenco, de Colbún, o San Isidro II, de Endesa, y otras

diesel, que elevaron los costos totales del sistema. La evolución de los costos marginales en los próximos meses, y hasta

que comience una nueva temporada de lluvias, dependerá de los deshielos acumulados durante el pasado invierno.

Según la Dirección General de Aguas (DGA), la situación hídrica seguiría deficitaria en el norte y centro del país,

mientras que en el sur hubo mejoras en la acumulación de nieve, por lo que embalses como Colbún, Maule, Ralco y

Lago Laja, parten la temporada de deshielo con más recursos que el año pasado.

1.63.- Minera Los Pelambres cierra nuevo acuerdo de suministro de energía solar (Fuente: La Tercera, 01.10.14):

Antofagasta Minerals (AM), del grupo Luksic, a través de Minera Los Pelambres, continúa sumándose al desarrollo de

las ERNC. Ayer cerró un acuerdo de largo plazo con Pattern Development, mediante el cual la eléctrica abastecerá de

energía producida por el proyecto fotovoltaico Conejo, de 104 MW, a las operaciones de la mina. El presidente ejecutivo

e AM, Diego Hernández, dijo que en el caso de Pelambres, ―esperamos que casi el 50% de su energía provenga de este

tipo de fuentes al 2016‖. En tanto, el gerente general de Los Pelambres, Robert Mayne-Nicholls, explicó que tal

iniciativa en línea ―con el propósito del grupo de incorporar fuentes de energía que refuercen la sustentabilidad de

nuestros procesos, además de acceder a precios competitivos‖

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1.64.- Los Pelambres abastecerá cerca del 50% de sus necesidades energéticas con ERNC (Fuente: Revista

Electricidad, 01.10.14): Con el objetivo de ampliar su red energética, Minera Los Pelambres, perteneciente al grupo

Antofagasta Minerals, anunció un nuevo contrato de abastecimiento basado en ERNC, en esta ocasión a través de

energía solar fotovoltaica. El acuerdo de largo plazo, firmado con la empresa Pattern Development –con la que Amsa

comparte propiedad en el parque eólico El Arrayán–, permitirá abastecer 200 GW/h al año a la minera, lo que significa

cubrir alrededor del 15% de las necesidades energéticas actuales de Los Pelambres. Esto, por medio del proyecto

fotovoltaico Conejo, ubicado en la comuna de Taltal, que tendrá una capacidad instalada de 104 MW. ―Con este nuevo

contrato, que se suma a otras iniciativas similares impulsadas por Antofagasta Minerals, estamos contribuyendo de

manera concreta al desarrollo de fuentes de generación de energías renovables no convencionales en Chile. En el caso de

Pelambres, esperamos que casi el 50% de su energía provenga de este tipo de fuentes al 2016‖, indicó Diego Hernández,

presidente ejecutivo del grupo minero. Por su parte, el gerente general de Minera Los Pelambres, Robert Mayne-

Nicholls, explicó que este nuevo contrato está en línea con el propósito de la compañía de incorporar fuentes de energía

que refuercen la sustentabilidad de sus procesos, ―además de acceder a precios competitivos, considerando el escenario

de generación para los próximos años‖, afirmó. El acuerdo suscrito con Pattern Development se suma a otros proyectos

similares de uso eficiente y sustentable de la energía impulsados por Amsa, como la planta termosolar de Minera

Centinela, el sistema de autogeneración mediante el frenado de correas transportadoras en Los Pelambres, otro acuerdo

de abastecimiento de energía solar fotovoltaica firmado por 175 GWh al año y el recientemente inaugurado parque

eólico El Arrayán, que abastecerá a Los Pelambres con 280 GWh al año, equivalente al 20% de la demanda de la

minera. La planta fotovoltaica Conejo, ubicada al sur de la Región de Antofagasta, ya se encuentra en etapa de

construcción y está previsto que esté operando en 2016. El proyecto –que ocupará una superficie de 260 hectáreas-

inyectará toda su energía al SIC, estimándose que en su primer año de operación genere 237 GWh de energía limpia

anual, para abastecer con 200 GWh al año a Los Pelambres. En total, con el suministro de energía eólica y energía solar,

en 2016 alrededor del 50% la energía de esta minera provendrá de fuentes de generación renovable no convencionales,

lo que contribuirá significativamente a la reducción de sus emisiones.

1.65.- Shocks de precios de energía tienen impacto similar a gasto público (Fuente: Diario Financiero, 07.10.14):

Los shocks de precios de la energía tienen un efecto sobre el ciclo económico chileno similar a otros shocks que

tradicionalmente se nombran para explicar la evolución económica, como el monetario o el gasto público. Esa es una de

las conclusiones del paper ―Energía y Ciclo Económico en la Economía Chilena‖, de los académicos de la Universidad

Alberto Hurtado, Carlos García, Fernando Fuentes y Felipe Pinto, y que fue presentado hace dos semanas en el

Encuentro Anual de la Sociedad Chilena de Economía (Sechi). Como argumento contextual que dio inicio a la

investigación, se tomaron como base los severos aumentos de precios que ha experimentado el sector energético durante

la última década, los que podrían haber operado como shock negativos de oferta. Desde 2004 se cuentan eventos como

la crisis del gas con Argentina en ese año, los incrementos en el precio del petróleo y carbón desde 2006, retrasos en los

proyectos de generación de energía eléctrica y los bajos niveles de hidrología de los últimos años, lo que incrementa

directamente los costos de generación. De acuerdo al paper, los shocks en precio de la energía producen una serie de

impactos: un incremento en los costos marginales reales de producción de bienes intermedios, que aumentan la inflación

y reducen la producción. Se ratifica el resultado común de un shock de oferta, que es contracción de la economía con

más inflación. El principal resultado del estudio alude a que no sólo los shocks de petróleo han sido relevantes a nivel

macroeconómico durante estos años, sino que también lo han sido los shocks en los precios eléctricos, los cuales

dependen del precio del carbón, del gas natural y de otros fenómenos. Así, la contribución de los cambios de precio de la

energía en la volatilidad del ciclo económico es comparable a la contribución de shocks tradicionales. Aunque, éstos

distan mucho del impacto que causan los cambios en productividad o en el sector financiero y accionario, especialmente

en el mediano y largo plazo. Los resultados obtenidos realzan la significancia que estas variaciones de precios tienen en

la explicación del ciclo económico chileno. De esta forma, estas variables complementan las tradicionalmente

consideradas por los economistas a la hora de realizar sus análisis.

1.67.- Costo de energía del Metro se dispara 77% por impacto de nuevo contrato de suministro: (Fuente: Diario

Financiero, 13.10.14): La imposibilidad de renovar su contrato de suministro eléctrico a un precio fijo, obligó a Metro a

suscribir un convenio en una modalidad que la empresa calificó como "flexible" y que en sus primeros tres meses de

vigencia, le implicó a la estatal un alza de 77% en su factura de energía. El 1 de abril pasado entró en vigencia el nuevo

convenio de abastecimiento que suscribió, el cual, según la información proporcionada por la empresa en su estado de

resultados a junio, "considera el precio de la energía a costo marginal (precio de mercado)", dijo la empresa. En virtud

de lo anterior y de acuerdo con los informes de Metro, entre abril y junio recién pasados, sus compras de energía, que en

su mayoría corresponden a electricidad y en menor medida a diésel, ascendieron a $ 13.904 millones, un monto que es

muy superior a los $ 7.842 millones que reportó en el mismo trimestre del año anterior. En el segundo trimestre de este

año, el costo marginal de la energía en el SIC, factor que representa la operación de la unidad menos eficiente en un

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momento determinado y al cual se valorizan las transferencias de energía entre generadoras, promedió US$ 156,9 MWh,

lejos de la media de US$ 88,9 por MWh registrada en septiembre. Hasta marzo de este año y durante una década, la

empresa de transporte público fue abastecida por la distribuidora Chilectra en una fórmula en que la energía se

valorizaba a precio regulado y fijo, que rondaba los US$ 80 por MWh. Este nivel permitió que durante los primeros tres

meses de este año Metro destinara a la compra de energía sólo $ 7.784 millones, es decir, cerca de la mitad de lo que

desembolsó los tres meses siguientes. Enorchile, generadora ligada al empresario Carlos Cardoen, atiende a la estatal, en

el marco de un convenio a tres años que expira el 31 de marzo de 2017. Fuentes de Metro explicaron en su momento que

dicho plazo era adecuado, ya que en ese momento las condiciones de precio de la energía serían más favorables y

además las generadoras contarían con capacidad suficiente para contratarse con clientes libres. Sin, embargo, las

estimaciones de la industria apuntan a que la estrechez del mercado eléctrico podría mantenerse más allá de 2018. El

precio de la potencia y de la energía eléctrica es uno de los factores del polinomio de indexación, que junto al IPC, euro

y dólar -que en el tercer trimestre escaló- también se componen la estructura de costos de largo plazo de la empresa y

cuya variación incide en la tarifa plana de $ 302,06 por pasajero transportado validado que rige para la estatal desde

2012. Conocedores del tema explican que una variación muy abrupta de este último valor, que se descuenta del pasaje

del Transantiago (que es mayor), podría desencadenar un alza en esta tarifa que es la que cancelan los pasajeros, a

menos que la autoridad la cubra con el subsidio que entrega para la operación del sistema de transportes. Seguidilla de

sobresaltos: A fines de agosto pasado, un corte de energía obligó a evacuar la Línea 5 de Metro, lo que originó diversos

problemas en el desplazamiento de las personas, no sólo en el tren urbano, sino que en toda la red de Transantiago; Dos

semanas antes, la fisura en un riel obligó a mantener cerrada durante prácticamente todo el día la Línea 4. La suma de

estos acontecimientos provocó la salida del gerente de Mantenimiento de la empresa estatal; Todos estos sobresaltos,

ocurridos con pocas semanas de diferencia y a los cuales se sumaron protestas ciudadanas por el alza registrada en los

pasajes en ese mismo período, derivaron en la conformación de una comisión externa que revisará las políticas de

mantenimiento. El grupo está formado por Jorge Champin, Jorge Cornejo, Alberto Botteselle y los franceses Guillaume

Bougeard, Pierre Leprisé y Serge Lagrange.

F.- Artículos Relacionados:

1.68.- Energía administrará presupuesto 49,8% más alto que en 2014 (Fuente: Pulso, 02.10.14): El Presupuestos

2015, que fue ingresado el martes al Congreso tiene dos aspectos fundamentales: el crecimiento en la inversión pública,

y la prioridad en políticas de protección social. Respecto a Energía, esta administrará un presupuesto 49,8% más alto que

en 2014, reflejando la importancia que le dará el gobierno a la Agenda de Energía. Incluso, de los $124 mil millones

considerados en la cartera liderada por Máximo Pacheco, $21.387 millones estarán destinados al cumplimiento de dicha

agenda, que fue anunciada en mayo pasado por la Presidenta Michelle Bachelet. En ese sentido, el ministro de Energía,

Máximo Pacheco, administrará en 2015 un presupuesto 49,8% más alto que el de 2014, reflejando la importancia que

para el gobierno tiene la implementación de la Agenda de Energía presentada en mayo por la Presidenta Bachelet. De

hecho, de los $124 mil millones que considera el presupuesto 2015 de esa cartera, $21.387 millones estarán destinados

al cumplimiento de la Agenda de Energía. Asimismo, en el ámbito de las ERNC y para fomentar su desarrollo, el

Ministerio de Bienes Nacionales preparará la licitación de más de 479 terrenos orientados a estos fines, explica

Hacienda. La Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), entidad dependiente de la cartera de Energía, tendrá

un crecimiento de 124% en sus recursos para el año entrante. Destaca el recambio de luminarias del programa de

alumbrado público en todo el país, tarea que costará unos US$200 millones en cuatro años. Otro ítem relevante será el

subsidio de gas en Magallanes, del que no hay aún detalle.

1.69.- ForoSING propiciará debate sobre desafíos de la licencia social y suministro eléctrico (Fuente: Minería

Chilena, 02.10.14): Analizar el presente y futuro del Sistema Interconectado del Norte Grande, considerando factores

como el rol que debe desarrollar el CDEC, la influencia de las comunidades y los esfuerzos que se realizan para lograr

una mayor participación del gas en la matriz serán algunos de los tópicos que serán analizados en el XII ForoSing,

evento que es organizado por el Grupo Editorial Editec, casa editorial de las revistas Electricidad y Minería Chilena, y la

Asociación de Industriales de Antofagasta. Es así como en el marco de este encuentro minero energético, que se

desarrollará en Antofagasta el próximo 07 de octubre, se desarrollará el módulo ―Coordinación, seguridad de suministro

y comunidades: materias a tener presentes en el SING‖, el cual será moderado por Carlos Arenas, investigador de la

Universidad de Antofagasta. En dicha instancia, Bruno Baranda, consultor en temas Comunitarios y ex ministro de

Desarrollo Social, expondrá respecto a los aspectos claves en relación con la comunidad en una zona minera. Por su

parte, el consultor Claudio Gambardella se referirá a la situación del CDEC en cuanto a su forma de operar tras la última

reforma reglamentaria. Mientras que Álvaro Ríos, consultor internacional de Gas Energy Latin America, abordará los

indicadores mundiales en torno al gas natural y las perspectivas que existen sobre este combustible para Chile.

Finalmente, considerando que la minería es uno de los principales consumidores de energía en el SING, Jorge

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Cantallopts, director de Estudios de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), realizará una exposición en torno a los

indicadores de eficiencia energética en el sector minero.

1.70.- Ministro de Energía confirma su participación en el ForoSing (Fuente: Revista Electricidad, 03.10.14):

Impulsar un espacio de debate en torno a los desafíos de la industria energética del norte grande, vinculado a garantizar

un suministro seguro, diversificado, con precios competitivos y principalmente sustentable, que permita satisfacer los

requerimientos del sector tanto residencial como industrial será uno de los objetivos principales del XII ForoSing,

encuentro minero energético que tendrá lugar en la ciudad de Antofagasta el próximo martes 07 de octubre. Este evento,

que es organizado por el Grupo Editorial Editec, casa editorial de las revistas Electricidad y Minería Chilena, en

conjunto con la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA), busca conformarse como una instancia de diálogo,

reflexión y debate sobre la actualidad del sector energético chileno y su vinculación con el desarrollo de la industria

minera, lo que en definitiva se alinea con la Agenda de Energía impulsa el Gobierno. Es así como el ministro de Energía

Máximo Pacheco anunció que encabezará este foro, con la realización de una charla magistral en la que abordará el

momento actual del sector energético nacional, considerando sus desafíos en el corto y mediano plazo, y los alcances de

las políticas e iniciativas energéticas que se están impulsando. Cabe recordar que de la energía suministrada por el

SING, el cual abastece a las regiones de Arica y Parinacota, de Tarapacá y Antofagasta, el 93% es utilizada por la

industria y la minería. En ese contexto, una de las temáticas que será abordada durante la jornada será la interconexión

entre los sistemas eléctricos del SIC, que se extiende desde Taltal por el norte hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur, y

el SING, y el posible impacto que esta provocará en la economía energética de las regiones del sur del país. Otros puntos

que se abordarán son los desafíos existentes en la relación entre las empresas distribuidoras, la licitación de suministro

eléctrico y las de ERNC, en términos de su interconexión a las redes y su viabilidad técnica y económica, sumado a los

factores determinantes en la relación de las empresas con las comunidades, y los esfuerzos por acrecentar la

participación del gas en la matriz energética nacional. Previo al ForoSing, específicamente el lunes 06, se realizará en

Antofagasta un taller académico sobre ―El Negocio eléctrico, sus etapas y precios‖, el cual será dictado por el consultor

Francisco Aguirre, director de Electroconsultores y académico de las universidades de Chile y Federico Santa María.

1.71.- Definen variables que afectan al negocio energético en la previa al ForoSing 2014 (Fuente: Revista

Electricidad, 07.10.14): En la previa del inicio de la XII versión del ForoSing que se desarrollará en Antofagasta este

martes 07 de octubre, el experto y académico Francisco Aguirre, dictó un taller enfocado a definir las variables que

afectan el negocio de la energía dentro de la industria de generación, transmisión y distribución en el país. La

presentación del experto, denominada ―El negocio eléctrico en Chile, formación de precios de la electricidad‖, comenzó

con la aclaración de conceptos básicos a la hora de entender el mercado nacional, como la diferencia entre energía y

potencia y la importancia del factor de carga y planta. ―Estos temas son muy sensibles para industria y sobre todo para el

Norte Grande donde abundan las empresas mineras que son los principales consumidores de energía en el país. El SING

tiene la peculiaridad que hacen que anormalmente tenga una variación de precios y de costos mejor que su vecino del

SIC, cosa que en el transcurso de la historia nunca había sucedido‖, explicó Aguirre. Asimismo, el académico de la

Universidad de Chile y la Universidad Técnica Federico Santa María, analizó las implicancias de los costos marginales

en la energía en el precio de los combustibles y las tecnologías predominantes en el sistema. En el taller, organizado por

Editec, participaron alrededor de 25 profesionales ligados a la industria eléctrica y minera del norte, entre los que se

encontraba el seremi de energía de la Macro Zona Norte, Arturo Molina. Para esta jornada, en la presentación del

ForoSing 2014, se espera el discurso del Ministro de Energía, Máximo Pacheco y otras autoridades y actores relevantes

de la industria local y regional. Entre los principales temas del foro, se analizarán diversos proyectos emblemáticos del

sector como el proyecto Kelar en Mejillones, la central termosolar Cerro Dominador y los desafíos para potenciar la

eficiencia del SING. Según Aguirre, la oportunidad de contar con las máximas autoridades en el foro, es fundamental

para aclarar inquietudes respecto a la agenda energética y saber los métodos que se utilizarán para lograr los objetivos

planteados a 2020.

1.72.- Diez medidas esenciales para una política de descentralización y desarrollo regional de Chile (Fuente: Diario

Financiero, 08.10.14): Tras seis meses de intenso trabajo, la Comisión Asesora Presidencial para la Descentralización

entregó oficialmente a la presidenta Michelle Bachelet el informe con las 10 medidas esenciales que emanaron del

proceso de diálogo que sostuvieron los 33 miembros de la instancia con 4 mil representantes de la ciudadanía para lograr

una mayor autonomía y crecimiento en las regiones. El marco estratégico se desglosa en 70 propuestas específicas. Aquí

el detalle de los principales ejes de acción que acordaron los comisionados.

1. Definición del Estado de Chile como Descentralizado: A partir de la definición del Estado de Chile como uno de

carácter descentralizado, sobre un territorio indivisible, la autonomía política, por ejemplo, exige consagrar la

elección popular de las autoridades del ejecutivo regional, el sistema electoral aplicable, la extensión del mandato y

las normas básicas acerca de la responsabilidad política. La descentralización fiscal, por su parte, requiere habilitar

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un marco constitucional para ella, tales como la autorización para el establecimiento y aplicación de ciertos tributos a

nivel regional, del endeudamiento regional y normas que precisen la afectación de determinados impuestos al erario

de los gobiernos subnacionales. Finalmente, respecto de las competencias de gobierno y administrativas, también

resulta conveniente ajustar la Constitución para precisar sus competencias propias o exclusivas, aquellas que

compartirá con el gobierno nacional y aquellas en que este podrá delegar su ejercicio en los gobiernos regionales.

2. Elección de la máxima autoridad regional: Se propone que el Ejecutivo del gobierno regional sea elegido por la

ciudadanía a partir de octubre de 2016 (simultánea a las elecciones municipales). A él corresponderá la dirección del

gobierno y administración regional y ejercerá todas las competencias del gobierno regional, así como presidir el

consejo regional. El presidente de la República será representado por un delegado del gobierno nacional cuya sede

será provincial, y que reemplace a los actuales gobernadores. En él radican las atribuciones de gobierno interior y la

supervisión de la administración pública desconcentrada.

3. Traspaso de Competencias, Servicios y Programas: La comisión propone un calendario plurianual para traspasar

competencias, servicios y programas públicos desde los ministerios y organismos centrales a la dependencia de los

gobiernos regionales y municipalidades, de modo que pueda ser incorporado en el proyecto de ley que se encuentra

en el Parlamento. Para acoger estos traspasos, se propone la creación, en cada gobierno regional, de cuatro nuevas

direcciones del gobierno regional: Fomento Productivo e Innovación (2015/16); Desarrollo Social (2016/17);

Infraestructura, Habitabilidad, Transporte y Medio Ambiente (2017/18); y Educación, Cultura, Ciencia y Tecnología

(2018/19).

4. Creación de un Sistema de Administración de Áreas Metropolitanas: Se propone crear un Sistema para la

Administración de las Áreas Metropolitanas (la de Santiago, que se plantea denominar como Área Metropolitana de

Santiago, y las del Gran Valparaíso y Gran Concepción, con posible extensión futura a otras), basado en cada

Gobierno Regional, en articulación con las correspondientes municipalidades. Se trata de garantizar una mejor

gobernanza pero sin duplicar funciones y sin crear un cuarto nivel de gobierno, esto es, generando una instancia que

imbrique las capacidades de coordinación del gobierno regional con las capacidades de gestión de los gobiernos

locales.

5. Ley de Rentas Regionales: Hay que crear una Ley de Rentas Regionales, que hoy Chile no tiene, al tiempo que

fortalecer la Ley de Rentas Municipales, de modo de permitir la gestión autónoma local y regional desde el actual

18% hasta alcanzar un 35% del gasto subnacional del total de ingresos fiscales en el mediano y largo plazo, aun por

debajo del promedio de los países de la OCDE, correspondiente a un 45%. Se trata aquí de establecer una

corresponsabilidad que excluya la pereza fiscal, combinando la devolución de recursos desde el nivel central pero

también estimulando el esfuerzo local/regional y, al mismo tiempo, permitiendo a las regiones endeudarse para

grandes inversiones que reactiven la economía, poniendo límites nítidos que aseguren un proceso financieramente

responsable.

6. Fondo de Convergencia para la Equidad Interregional: Constituir el Fondo de Convergencia para la Equidad

Interregional, inspirado en el modelo de la Unión Europea y de aplicación en otros países, tales como Canadá,

Australia o Japón, dirigido a establecer mínimos comunes de servicios garantizados en cualquier parte del territorio

nacional. La calidad de Zona Rezagada será determinada por medio de indicadores objetivos, cualitativos y

cuantitativos, que permitan establecer que el territorio presenta niveles de aislamiento y brechas importantes en

distintos indicadores socioeconómicos respecto del promedio nacional. Para ello, se postula un plan piloto de US$

200 millones el año 2015, para crecer por ley a US$ 600 millones el 2016, a US$ 800 millones el 2017, a US$ 1.000

millones el 2018, US$ 1.200 millones el 2019 y US$ 1.400 millones el 2020 en estado de pleno régimen.

7. Sistemas Regionales de Gestión de Capital Humano: Se trata de un conjunto de medidas específicas que la comisión

sugiere con el objetivo fundamental de contar con capital humano calificado (talentos) para el desarrollo de comunas

y regiones, que contemplan una variada gama de incentivos dirigidos a atraer, retener, formar, renovar y reconvertir

técnicos, profesionales y postgraduados. Es necesario destacar que, junto a la elección de intendentes, ésta es la

medida más demandada en los 15 diálogos regionales.

8. Fortalecer la Institucionalidad Pública Regional: El énfasis se pone, en este conjunto de medidas, en las capacidades

requeridas para liderar y articular políticas públicas regionales. Se trata aquí, fundamentalmente, de proveer los

mecanismos que permitan fortalecer las instituciones públicas regionales, potenciando el liderazgo del gobierno

regional en el diseño, ejecución y evaluación de políticas públicas regionales, sustentando de esta forma las reformas

estructurales políticas, administrativas y fiscales de un Chile más descentralizado.

9. Democracia Local y Regional: Se propone flexibilizar la creación de partidos políticos regionales (modificando la

Ley de partidos políticos), al establecimiento de primarias obligatorias para la decisión de candidaturas, mecanismos

de limitación de la permanencia continua en el poder de unas mismas personas (estableciendo límites a la elección:

intendente y alcalde hasta dos periodos consecutivos, concejal y consejero regional hasta tres) y la exigencia de voto

programático, de modo que la ciudadanía se pronuncie sobre la base de propuestas programáticas concretas,

susceptibles de evaluarse en su cumplimiento.

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10. Fortalecer la Participación Ciudadana: Se incluye aquí la posibilidad de exigir plebiscitos regionales y locales con un

5% de las firmas del padrón electoral y la sugerencia de que la ley establezca un sistema de referéndum revocatorio

para el mandato de una autoridad regional y local

1.73.- Duke Energy se incorpora a la Asociación Gremial de Generadoras (Fuente: Revista Electricidad, 09.10.14):

La Asociación Gremial de Generadoras de Chile informó que Duke Energy se incorporó como empresa asociada a la

entidad. Cabe destacar que la eléctrica estadounidense ingresó al mercado chileno a mediados de 2012 a través de la

compra de la Central Térmica Yungay (ex Central Campanario), y luego, en diciembre, mediante la adquisición del

Complejo Hidroeléctrico Duqueco, instalaciones que representan cerca de 380 MW.

1.74.- Presentan libro con trayectoria histórica del CDEC-SIC (Fuente: Revista Electricidad, 09.10.14): Este jueves

09.10.14 se realizó el lanzamiento del libro conmemorativo ―15 Años del CDEC-SIC en Chile‖, el cual resume los

principales hitos y logros alcanzados por este organismo, responsable de coordinar la operación de las instalaciones del

sistema eléctrico ubicadas entre Taltal y Chiloé. La ceremonia, que contó con la presencia de los profesionales y

directivos de la entidad, junto con autoridades, como Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de

Energía, ejecutivos y especialistas del sector energético, se inició con las palabras de Claudio Iglesis, presidente del

Directorio de la institución. La autoridad agradeció la convocatoria y resaltó que el libro es un oportunidad única para

plasmar los logros y trayectoria de la entidad a lo largo de su historia, comentando que la idea de desarrollar esta

publicación surgió en 2013. A continuación, Andrés Salgado, director técnico del CDEC-SIC, recordó que la institución

cumplió 15 años de labor autónoma, y resaltó que el libro relata su desarrollo histórico, haciendo además hincapié en el

profesionalismo de quienes se han desempeñado en la institución desde su conformación. Finalmente, Guillermo

Espinosa, presidente del Panel de Expertos, procedió a presentar el libro, recordando que la historia del CDEC se inicia

formalmente en 1985, procediendo a continuación a realiza una revisión de la trayectoria de la entidad desde sus

orígenes, pasando luego a su etapa de vida independiente, que se inició en 1999. En su intervención, Espinosa se refirió

a la conformación de sus diversas unidades técnicas y a las diversas tareas que el CDEC tiene a su cargo, haciendo

alusión además a los esfuerzos involucrados en la conformación de la entidad, y los desafíos que ha debidos afrontar

como la interrupción del suministro del gas argentino, los cambios normativos, el crecimiento que ha experimentado el

SIC y el propio terremoto ocurrido en 2010. Junto a lo anterior, el presidente del Panel de Expertos resaltó la forma

como ha aumentado la capacidad instalada en el SIC, la venta de energía que presenta el sistema, las empresas

participantes, y las implicancias del nuevo reglamento de los CDEC, que posibilitó fortalecer la autonomía de la entidad.

2.- TRANSMISIÓN

2.75.- Chile-Perú definen dos formas de interconexión eléctrica (Fuente: Revista Electricidad, 30.09.14): El CDEC-

SING celebró sus 15 años de existencia con la mente puesta en materializar el primer paso en la interconexión eléctrica

con los países vecinos, para lo cual muestra importantes avances con su par peruano del Comité de Operación

Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). En entrevista exclusiva con Revista Electricidad, el

director ejecutivo del CDEC-SING, Daniel Salazar, y el presidente del directorio del COES-SINAC, César Butrón,

detallaron los estudios técnicos que realizan ambos países para unir a Chile con Perú, a través de dos opciones.

- ¿En qué estado se encuentra actualmente el proyecto de interconexión eléctrica entre Chile y Perú?: Daniel Salazar:

A nivel regional llevamos varios años relacionándonos con nuestros organismos pares para intercambiar prácticas,

experiencias y conocer la realidad de ambos sistemas. En ese contexto hemos ido afianzando lazos con nuestros

vecinos, en particular con el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)

de Perú. Este trabajo ya comienza a tener números y conclusiones bastante contundentes y que nos tienen optimistas

sobre los pasos que hay que dar y cuáles son los beneficios del proceso de integración regional; César Butrón:

Suscribo lo que cuenta Daniel, ya llevamos un buen tiempo estudiando la integración de los países andinos. Dentro

de eso, conversando con el CDEC-SING, pensamos que podíamos aterrizar más y dijimos por qué no ayudamos a los

políticos, nos adelantamos y vamos haciendo estudios técnicos de cómo funcionaría la integración, mirando la parte

técnica y no regulatoria, porque eso lo tienen que ver los gobiernos. Hemos establecido un software común para

hacer los análisis e intercambiar nuestras bases de datos y probablemente este año debemos tener algún resultado

sobre qué se necesitaría para que la interconexión funcione desde el punto de vista técnico.

- ¿Ya estarían definidas las zonas de interconexión?: D.S.: El estudio del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina

(Sinea) ya muestra dos modalidades de interconexión. Una que llegaría al extremo norte del SING, que es la

subestación Parinacota en Arica. La otra, de mayor capacidad, va desde el sur de Perú y llegaría a un punto más

central, que es alrededor de la estación Crucero. En estas opciones queremos hacer un análisis más específico; C.B.:

Estas son las únicas posibilidades que existen. En Perú hay un punto de 220 kV, que es Tacna, donde se podría hacer

la interconexión pequeña hasta Parinacota. El otro es el proyecto desde la subestación Montalvo, donde van a llegar

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dos líneas de 500 kV y una de 220 kV, que puede concentrar la energía que venga del centro o que se produzca desde

el sur de Perú.

- El ministro de Energía peruano, a inicios de este año, dijo que la interconexión sería eventualmente para enfrentar

crisis, ¿cree que pueda servir solo para esto o se puede extender a otros campos de operaciones?: C.B. Toda

interconexión tiene un origen económico, tiene una utilidad, un beneficio para reducir los costos totales, pero al

mismo tiempo tiene el enorme valor que significa un back up en caso de emergencias. Hay mucha experiencia de

interconexiones que se pensaron para asistir a un país pero que terminaron asistiendo a otro.

- El estudio de interconexión, ¿considera las contingencias sísmicas, en términos de seguridad de los sistemas?: D.S.:

Por cierto. Con nuestro terremoto de 2010 y el fuerte sismo de este año en Iquique, tenemos acumulados dos eventos

de gran magnitud en los cuales hemos tenido que pedir apoyo y revisar nuestras capacidades de respaldo. Sin ir más

lejos, en el terremoto de Iquique contamos con el apoyo argentino, que estuvo disponible a prestarnos este back up

en una condición necesaria para hacer operar el sistema y restituir la normalidad.

- ¿Qué beneficios aprecian con la interconexión?: C.B.: Mucha gente piensa que no sería muy beneficioso para Perú

exportar energía a Chile, porque eso haría subir los precios en el país, pero se olvidan de que la exportación

necesariamente tiene que generar más inversión y mayor capacidad de generación, lo que de por sí trae puestos de

trabajo y desarrollo en la zona sur de Perú con ingreso de divisas; D.S.: La condición del sistema norte es distinta a la

realidad que se vive en el resto de Chile, con un discurso de crisis, de estrechez y escasez. Eso no ocurre en el Norte

Grande que está adaptado en su equilibrio oferta-demanda, con tecnología de base con costos eficientes, por lo que la

situación está normalizada. Dicho esto, el potencial de intercambio de Chile es el desarrollo de las ERNC, no solo

para abastecer al país, sino que para colocarlo en los países vecinos.

- ¿Cómo están viendo el apoyo del sector público de ambos países para desarrollar los aspectos regulatorios de la

interconexión?: C.B.: Ahí todavía nos falta empezar a recorrer camino en Perú, lo que falta es discutirlo en forma

bilateral para ver cuál camino escogeríamos ambos países. Ese es el siguiente punto que debe venir. Ponerse de

acuerdo en los conceptos fundamentales será sencillo cuando ambos gobiernos decidan sentarse a conversar; D.S.:

La Agenda de Energía pone este tema de la interconexión, pero también es parte de una revisión de política más

integral. Chile quiere recomponer la relación con los vecinos y la Agenda pone la conectividad como pilar, por lo

que tenemos condiciones favorables en este Gobierno.

2.76.- Conoce el proyecto de Transelec para conectar centrales ERNC en Norte Chico (Fuente: Diario Financiero,

06.10.14): La conexión a la red eléctrica ha sido definida por los desarrolladores de proyectos de ERNC como uno de las

trabas que deben enfrentar para llevar a cabo las iniciativas. Con la idea de reforzar el límite norte del SIC y buscar una

solución ―económica‖ para la conexión de los proyectos de ERNC que existen al norte Copiapó, en julio Transelec lanzó

un Open Season buscando interesados en participar del desarrollo y financiamiento de un nuevo tendido eléctrico, que

unirá las subestaciones Cardones -cerca de Copiapó- y Paposo. Según Eric Ahumada, vicepresidente de transmisión

eléctrica de Transelec, el proceso -que culminó el 30 de septiembre- fue exitoso, y la firma recibió ―declaraciones de

interés‖ de dos generadoras, las que tendrían la intención de participar del financiamiento del proyecto. ―Es primera vez

que esto se hace, y había toda una expectativa abierta para nosotros. Recibimos consultas de seis compañías, tanto

tradicionales como ERNC, interesados en saber más del proceso‖, dice Ahumada. El ejecutivo señala que ahora los

antecedentes entregados por las compañías serán revisados por un consultor externo -que deberá ser definido por

licitación-, el que también se encargará de realizar el estudio técnico del tendido. Los resultados serán entregados en el

primer trimestre de 2015. Fuentes señalan que entre los interesados en participar del proceso están un desarrollador

ERNC y la eléctrica Endesa, que hoy tiene en proceso de evaluación ambiental el cierre del ciclo combinado en la

central a gas Taltal, que agregará 120 MW a la capacidad instalada existente a través de una tercera unidad, con un costo

estimado de US$ 300 millones. Endesa estaría buscando alternativas para evacuar la energía que producirá la central

hacia las zonas de mayor consumo, y por eso habría optado por participar de la iniciativa en una primera etapa. La zona

norte del SIC se ha transformado en un polo de desarrollo para proyectos ERNC, principalmente solares, y se estima que

hay unos 900 MW en iniciativas en construcción o con potencial desarrollo que podrían utilizar el nuevo tendido.

―Partimos con éste proyecto porque vimos que había una línea que estaba muy complicada, que había mucha demanda, y

que habían varios desarrolladores de proyectos que no podían conectarse porque ya estaba al límite la capacidad de las

líneas‖, señala Arturo Le Blanc, vicepresidente legal de Transelec. Hoy de Copiapó al norte existe sólo una línea de

transmisión con capacidad de 220 KV, la que sería insuficiente para evacuar la energía que producirían las futuras

centrales que operarían en la zona. Aunque sólo luego de los estudios técnicos habrá una definición sobre el trazado del

tendido y la inversión final, dos serían las alternativas que se estarían barajando: la conexión a través de una línea de 220

KV entre las subestaciones Paposo y Diego de Almagro y entre Paposo y Cardones. El proyecto demoraría entre 24 y 36

meses en estar operativo una vez que las firmas definan el financiamiento y comience la construcción. Ahumada señala

que, pese a ser una línea adicional al sistema, también permitirá aprovechar las actuales expansiones que hay en curso

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entre Polpaico (al norte de Santiago) y Cardones, que contemplan la construcción de un tendido con una capacidad de

500 KV. Con esto, el SIC quedaría reforzado en toda su extensión y preparado para la futura interconexión con el SING.

2.77.- Ministro Pacheco inauguró ForoSing 2014 destacando interconexión con el SIC (Fuente: Revista

Electricidad, 07.10.14): El ministro de Energía, Máximo Pacheco, ofreció la charla inaugural de la XII versión del

ForoSing 2014, organizado por el Grupo Editorial Editec, en el hotel Enjoy de Antofagasta, destacando la iniciativa del

Gobierno de encargar los estudios técnicos ―para concretar la interconexión del norte grande con la zona centro sur‖.

―Queremos contar con todos los detalles para dar luz verde a la construcción de esta obra que será un hito para el modelo

eléctrico chileno‖, dijo Pacheco, quien además valoro el aporte del ForoSing para abordar este tema. La autoridad

también detalló los avances de la Agenda de Energía y la necesidad de aumentar el diálogo entre las empresas del sector

energético y minero con la sociedad. Por su parte, Roly Solís, director de Revista Electricidad, destacó los temas que se

abordaran en la conferencia, entre las cuales se encuentran proyectos eléctricos en la zona, junto a las iniciativas de

interconexión regional. Posteriormente, Marko Razmilic, presidente de la Asociación de Industriales de Antofagasta

(AIA), señaló la importancia del sector eléctrico para la minería del Norte Grande, además de la necesidad de avanzar

hacia un desarrollo equilibrado de proyectos junto a las comunidades. ―La creación de valor compartido está en la base

de la licencia social de los proyectos y de la sustentabilidad de la industria, dimensiones que hoy son estratégicas para la

concreción de un proyecto‖, dijo Razmilic. Por su lado, Rodrigo Quintero, presidente del Foro Sing 2014 y presidente

del directorio del CDEC-SING, mencionó el equilibrio en costos marginales que ha alcanzado el Sistema Interconectado

del Norte Grande, explicando que los nuevos desafíos para el sector son de largo plazo: ―Estos son consistentes con los

objetivos estratégicos que el Gobierno ha aplicado en la Agenda de Energía, como la iniciativa de interconexión con el

SIC y la interconexión con Argentina. Incluso estamos comenzado a discutir sobre la conectividad regional a un nivel

general‖. Quinteros destaco el potencial de energía solar y geotérmica del SING, a las cuales catalogó como ―una tarea

pendiente que ya no podemos postergar‖, por lo que agregó que el SING ―está destinado a ser un polo de desarrollo

energético‖. Finalmente, el vicepresidente de Cochilco, Sergio Hernández, indico que el desafío de la minería chilena

debe considerar aspectos como la geología, capital humano, innovación, uso del agua, relaciones con las comunidades y

consumo energético. Según el ejecutivo, la participación de la energía eléctrica llega a 79,4% durante el presente año,

mientras que el combustible lo hace en 67,5%. Durante esta jornada el ForoSing 2014 abordará los principales

proyectos eléctricos en la zona, junto a las iniciativas de interconexión SING-SIC y a la interconexión regional con

países vecinos, además de la incorporación de proyectos ERNC y de políticas territoriales en relación a las comunidades

donde operan los proyectos.

2.78.- En ForoSing destacan avances de los proyectos de interconexión nacional y regional (Fuente: Revista

Electricidad, 07.10.14): La interconexión con el SIC y países vecinos se abordó en el segundo módulo del ForoSing

2014, el cual con el nombre de ―Transporte de energía e interconexión eléctrica nacional y regional‖ se conformó como

la instancia en que las empresas presentes en el SING destacaron sus iniciativas tendientes a materializar la integración

energética. Es así como Demian Talavera vicepresidente de Desarrollo de E-CL, presentó el proyecto de interconexión

Mejillones- Cardones de 500 kV, que actualmente se encuentra en la etapa de ingeniería, para luego dar paso a la etapa

de construcción. Estimó que se requerirían unos 30 meses para materializar la iniciativa. El ejecutivo señaló además que

la línea contribuiría a facilitar la entrada de nuevos actores al mercado eléctrico, especialmente en la zona norte del SIC

donde hay un avance de proyectos ERNC. Junto a lo anterior, Talavera sostuvo que la línea de TEN estaría disponible en

2017, mientras que una interconexión con el SIC estaría en operaciones desde 2021. A su juicio, los beneficios de esta

línea de transmisión se relacionan con propiciar una estabilidad de precio, además de facilitar el desarrollo armónico de

la matriz energética, aumentar la competencia en el sector y la incorporación de ERNC, junto con un mayor desarrollo

minero e industrial en la zona. Daniel Salazar, director de operaciones del SING, destacó los avances de los estudios de

interconexión con países vecinos, como Argentina y Perú, para enfrentar de mejor formas las contingencias, aumentar la

seguridad del sistema y poder vender energía a la demanda exterior. Respecto al proyecto de interconexión con Perú,

Salazar dijo que ya tienen estudios sobre los beneficios de esta iniciativa, ―por lo tanto hay que entrar a una segunda fase

en los aspectos regulatorios‖. Además sostuvo que el CDEC tiene una serie de reuniones con su equivalente peruano

(COES SINAC) para intercambiar experiencias y entrar más en detalle en la iniciativa, por lo que ―el operador peruano y

el CDEC-SING están ya preparando las bases y la carta de navegación para avanzar en un estudio que se complemente

con los aspectos regulatorios‖. Por su parte, Carlos Aguirre, gerente de gestión del margen y transmisión de AES Gener,

explicó los avances de la empresa en la interconexión eléctrica con Argentina y en la exportación de electricidad,

precisando que esperan que la iniciativa empiece a operar a fines de este año.

2.79.- Presidenta Bachelet inauguró nuevo Centro Nacional de Operación de Transmisión de Transelec (Fuente:

Revista Electricidad, 14.10.14): Una inversión superior a los US$10 millones de dólares requirió la construcción y

puesta en marcha del nuevo Centro Nacional de Operación de Transmisión (CNOT) de Transelec, lo que incluyó la

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construcción de un nuevo edificio y adquisición de un nuevo sistema de control y adquisición de datos. También un

sistema de comunicaciones redundante y seguro, asunto que es de vital importancia para la coordinación con los demás

agentes del sistema eléctrico. Así lo aseguró el gerente general de Transelec, Andrés Kuhlmann, durante la inauguración

del nuevo centro, evento en el que también participó el ministro de Energía, Máximo Pacheco. ―La transmisión es el

sistema nervioso del sector, no puede ser una barrera de entrada para que este país construya generación. Sabemos del

déficit que existe en Chile en materia de generación, pero nada se saca con construir más centrales si no hay transmisión.

Creo que esto es fundamental para que Chile tenga nueva oferta en el sector de energía, nuevos actores y nuevas

tecnologías‖, aseveró el ministro, quien también advirtió los problemas que ha tenido el país por corte de suministro.

―En Chile el año 2013 en promedio los hogares tuvieron 14 horas de corte de suministro eléctrico. Sabemos que de esas

14 horas, son dos de (responsabilidad) de la transmisión‖. Por su parte, la Presidenta de la República, Michelle Bachelet,

concordó con las cifras entregadas por el ministro Pacheco. ―Sabemos que existen cuellos de botellas que impiden que

tengamos tarifas más parejas dentro de Chile. Los desacoples de precios por problemas de transmisión son una evidencia

de como en materia energética encontramos inequidad‖, explicó la Presidenta, afirmando que si Chile quiere ser un país

desarrollado debe apostar a la diversidad de la generación y seguridad de la transmisión eléctrica. La mandataria también

agregó que con esta obra Transelec se está adelantando al empalme entre los dos sistemas que como Gobierno se está

promoviendo. ―La interconexión entre el SIC y SING tiene grandes ventajas, entre ellas, el uso más eficiente de la

infraestructura, mejoras en el desarrollo conjunto en las obras de generación y transmisión, más seguridad en el

abastecimiento y el fomento de la penetración de las ERNC. Además permite aprovechar la sobrecapacidad y bajar los

precios‖. También recordó que se está trabajando en un proyecto de ley para crear un marco regulatorio para la

transmisión, que cual sería presentado al Congreso a comienzos de 2015. El CNOT cuenta con niveles de seguridad

ligados al estándar TIER3 y posee herramientas de análisis que permitirán prevenir y evitar situaciones de riesgo,

mejorando, de esta forma, la capacidad para afrontar contingencias. Todo esto permitirá fortalecer el control y seguridad

del Sistema, adelantándose a la futura interconexión eléctrica, además de permitir la incorporación de nuevas

tecnologías al Sistema, tales como las redes inteligentes (SmartGrid).

3.- DISTRIBUCIÓN 3.80.- Licitaciones de suministro para clientes regulados (Fuente: Revista ElectroIndustria, 02.101.14): Desde su

creación en la Ley Corta II, las licitaciones de suministro de clientes regulados han evidenciado una tendencia al alza en

los precios licitados, en donde las ofertas recibidas en 2013 superan holgadamente los costos de desarrollo de las

tecnologías de generación más eficientes, existiendo el riesgo de que esto se proyecte a futuro. Este difícil escenario

plantea un desafío importante para los objetivos del Gobierno, pero a su vez representa una gran oportunidad para

rediseñar el mercado de contratos regulados. En los próximos años se deberá licitar la mayor parte del suministro a

clientes regulados de la próxima década. Dado lo anterior, es esencial reconocer que el objetivo principal de las

licitaciones es despejar el precio más bajo de energía suficiente para clientes regulados a través de ofertas competitivas y

de la calidad requerida. A este objetivo se pueden agregar otros, pero deben ser secundarios, tales como más

competidores, diversificación, sustentabilidad, etc., los cuales debieran ser canalizados a través de otros instrumentos de

política pública. Por lo demás, el cumplimiento de dichos objetivos secundarios no debiese recaer exclusivamente en el

segmento regulado, sino también en los clientes libres, que son actores fundamentales para dichos propósitos. Una vez

definidos los objetivos, se deben realizar los ajustes al mecanismo de licitaciones que permitan avanzar hacia un

contexto más competitivo en donde el mercado regulado sea más atractivo para los oferentes. En este sentido, es

primordial reducir los riesgos asociados a la contratación de suministro, tanto regulatorios como de mercado, generando

condiciones de mercado conocidas y predecibles que permitan entregar mayores certezas en el mercado de contratos

regulados. Una primera medida que apunta en esta dirección sería la creación de una agencia licitante independiente, con

funcionamiento permanente, que garantice un proceso técnico-económico independiente que maximice el beneficio

social y que entregue confianza a los participantes. Las funciones de esta agencia deben ser el diseño de las licitaciones

y el funcionamiento como integrador único, que se realice en base a un monitoreo permanente del mercado y al análisis

dinámico de las condiciones esperadas. El diseño de las licitaciones debe basarse en una cartera de distintos productos o

contratos estándares, con distintos plazos y volúmenes, que resulte óptima desde el punto de vista de una evaluación de

retorno-riesgo, teniendo en cuenta las condiciones circunstanciales del mercado a corto plazo. De esta manera, debe

haber una coexistencia de los mercados de corto y largo plazo, pero considerando que la proporción entre largo y corto

plazo es función de la optimización de la cartera. Para evitar la exposición al ciclo político y mantener la independencia

de grupos de interés, es importante que la agencia licitante sea independiente del Gobierno. En particular, sería difícil

separar el rol de regulador y operador del mercado. En cualquier caso, si finalmente el Gobierno resultase estar a cargo

como un comprador único de las licitaciones, es indispensable que los instrumentos, atribuciones y flexibilidades

estuviesen claramente establecidos por Ley, para reducir la incertidumbre futura y el riesgo regulatorio. Por otra parte, es

necesario modificar la evaluación de las ofertas a modo de evaluar otros elementos además del precio ofertado. Es

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importante probar la firmeza de las ofertas de tal modo que se pueda asegurar la existencia de un suministro seguro y

eficiente, revisando la suficiencia de generación comprometida en los contratos licitados. Esto puede ser parte de un

proceso previo, donde se emitan certificados de energía ofertable. En la misma línea, se puede evaluar la solvencia

financiera de las ofertas y se deben evaluar las fórmulas de indexación, tal que la evaluación de las ofertas se aborde

como un problema de decisión bajo incertidumbre, a través de un análisis de riesgo. Para esto último, sería necesario que

los parámetros de indexación para evaluación se conociesen ex-ante, con las bases de licitación. La evaluación de las

ofertas debe promover la competencia, desafiando a los participantes a través de un precio de reserva (oculto) que

represente a la mejor alternativa de no hacer una licitación (negociación directa). De esta forma se evita repetir

licitaciones a precios techos mayores (riesgo de especulación). Otros aspectos importantes a ser considerados en las

licitaciones son el traspaso de riesgos no previsibles en los contratos, de manera de evitar que se produzcan traspasos al

precio. Debe existir flexibilidad para postergar el inicio de suministro ante razones específicas no imputables al

desarrollador, lo cual es clave para la entrada de nuevos actores, así como la posibilidad de rechazar un contrato

adjudicado si el proyecto no resulta ejecutable dentro de un período acotado, considerando entonces la adjudicación de

la licitación al segundo mejor, o bien, reabriendo el proceso de licitación. Ahora bien, un diseño de licitaciones adecuado

debe minimizar los contratos sin suministro, cautelar que su mecanismo de tratamiento sea excepcional y de aplicación

transitoria, y que la energía sin suministro se licite al más breve plazo. Para evitar que el riesgo de contratos sin

suministro se traspase a precio fijo en las licitaciones, es importante que el precio de los contratos sin suministro

represente el verdadero costo de oportunidad de un generador con una estrategia contractual definida, es decir, el costo

marginal. Una mejora en el mecanismo de licitaciones representa una reforma al corazón del mercado eléctrico, abriendo

oportunidades para hacer el diseño de un mercado eficiente. Si la reforma se ejecuta de forma eficiente, y se alcanza la

meta propuesta del gobierno, las tarifas BT1 subirán al año 2025 en un rango entre 11% y 19% respecto de 2013,

dependiendo de la distribuidora se trate. El costo de no hacer una buena reforma, es que los consumidores tendrán alzas

mayores.

3.81.- Rodrigo Castillo, Director de Eléctricas A.G.: "Aumento en tarifas energéticas será sustancial" (Fuente:

Newsletter Empresas Eléctricas A.G., 01.10.14): Rodrigo Castillo, Director Ejecutivo de Eléctricas A.G., la asociación

gremial que reúne a las compañías de distribución y transmisión eléctricas a lo largo de chile, anunció un alza de tarifas

en la cuenta de energía. El director de la gremial explicó que los aumentos en los precios se dan cada 6 meses, por medio

de decretos de precio, pero según Castillo, "de hace un tiempo para acá, dichos decretos no han sido entregados, lo que

hará que alza sea sustancial". En ese sentido, el 80% de clientes regulados sufrirían un alza de precios en el último

trimestre del año. Además, durante la entrevista hizo un llamado a "tener conductas de ahorro", pues tal y como lo

expresó en CNN Chile, hay una "tendencia alcista a nivel mundial".

3.82.- Comenzó a operar la primera casa que inyecta energía a la red eléctrica (Fuente: La Segunda, 06.10.14): A

sólo días de que entre en vigencia la ley que regula el pago de tarifas eléctricas a pequeños productores de energías

renovables, ya está lista y produciendo la primera casa que inyectará electricidad fotovoltaica (25 kWh al día) al

gigantesco sistema que controla Chilectra en la Región Metropolitana. Para su propietario, el ciudadano de origen

alemán Andreas Lehna, gerente general de Novofarma, esto representa la culminación de un largo sueño ecologista. Los

trabajos en la casa de calle Waterloo, en Las Condes, terminaron el 8 de septiembre, dos días después de que se publicó

el reglamento respectivo en el Diario Oficial. Apenas se encendió la luz, Andreas Lehna corrió al antejardín a mirar el

medidor. Grande fue su sorpresa cuando vio que éste corría al revés. En vez de girar hacia el exterior de la casa, lo hacía

en dirección contraria. Era un día de sol y el sistema fotovoltaico ya estaba operando a plena capacidad. Este funciona

normalmente en días soleados y nublados y entra en receso en la noche, cuando el sistema retoma el suministro de

Chilectra. Como dicen los técnicos, es un circuito de ida y vuelta. "Desde muy joven he tenido una vocación ecologista y

por eso sentí la necesidad de hacer una inversión de este tipo", relató satisfecho el ejecutivo, quien destinó US$ 20.000 a

este proyecto. Lehna confesó que su satisfacción fue mayor cuando supo que fue el primero en usar la Ley 20.571,

promulgada el 20 de febrero de 2012 y que recién el 22 de octubre comenzará a aplicarse, cuando entre en vigencia el

reglamento dictado por el Ministerio de Energía. "La vivienda de Andreas ya se encuentra entregando el remanente de

su generadora doméstica al sistema", dijo Antonio Calo, director para Chile de la compañía española Aton Energy, que

construyó e instaló el equipo fotovoltaico. El sistema consta de un panel fotovoltaico de 24 metros cuadrados, instalado

en el techo de la casa, en dirección norte, desde donde baja el cableado para alimentar cada rincón de la casa. Calo

destacó que se trata de un sistema híbrido, "porque junto con generar electricidad, cuenta también con un equipo

termosolar, que produce agua caliente, a una temperatura promedio de 30 °C". Lehna cuenta que no tiene la pretensión

de hacer ganancias, pero sí de ahorrarse al menos la cuenta de luz. "La potencia del sistema de autogeneración fue

pensada para cubrir el consumo normal de la casa y llegar a una suma cero, de modo que la inversión la pueda amortizar

en 7 u 8 años, gracias a que no tendré que pagar el consumo mensual a Chilectra", explica. Es lo que en otros países se

conoce con net metering (calibrador de consumo neto o neteo). Sin embargo, la norma chilena optó por el mecanismo de

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net billing (cobro con descuento), en que la empresa de distribución eléctrica hace el "neteo" entre consumo e inyección

al sistema, remunerando sólo una parte del costo del kilowatt al cliente residencial que inyecta parte de su producción a

la red. Esto porque, según la normativa legal, la distribuidora debe descontar los costos de mantenimiento de la red

(medidores, cableado, etc.). Fuentes de Chilectra destacaron esta innovación e informaron que, ahora que la Ley 20.571

y su reglamento son una realidad, "los canales de atención estarán disponibles y preparados para recibir consultas de los

clientes, en caso de que alguno desee ingresar una solicitud de información y/o de conexión de un sistema fotovoltaico".

Pese a que el dueño del sistema, Sr. Andreas Lehna, no tiene claridad de cuantos pesos comenzará a ahorrar con el

sistema, ello hasta que Chilectra apruebe las instalaciones de la vivienda y comience a aplicar el método de net billing,

estima ahorros de $ 165.000 al año. En Chilectra dicen que esto depende de la capacidad instalada de generación de cada

cliente y ―del buen dimensionamiento del sistema para quien la vivienda consuma el 100% de la energía generada‖. A

modo de referencia, en la empresa indicaron que una instalación de 0,5 kW, compuesta por dos paneles fotovoltaicos,

puede generar del orden de 937 kWh de energía al año. No obstante, el equipo instalado en la casa de Andreas Lehna es

algo más grande y por ello espera ahorrarse unos $ 165.000 al año, ―sin considerar el beneficio de contar con agua

caliente para uso doméstico, evitando gastos de gas para el calefont u otros‖, sentenció Antonio Calo.

3.83.- Pacheco destaca ingreso de nuevos actores al sector por venta de CGE (Fuente: Estrategia, 09.10.14): Hasta el

Gobierno han llegado las expectativas que originó la noticia de que la CGE iniciaba un proceso de venta, en el cual sus

mayores accionistas -familias Marín y Pérez Cruz y el Grupo Almería- deberán aceptar una oferta vinculante que

contenga un precio, pues el ministro de Energía, Máximo Pacheco, destaco el eventual ingreso de nuevos actores al

sector eléctrico nacional, ya que, en cierta medida, es un espaldarazo al discurso del Ejecutivo. ―Todos sabemos que

Chile tiene un sector de Energía privado, donde la única empresa del Estado es Enap. No me corresponde opinar sobre

una transacción entre privados. Lo que sí nosotros estamos diciendo, y lo vamos a decir cada vez más fuerte, es que

nuestro sector necesita nuevos actores, más ofertas y nuevas tecnologías‖, expresó la autoridad. En ese sentido, sobre el

proceso de venta en cuestión, el titular de Energía reiteró que ―todo aquello que vaya a favorecer la entrada de nuevas

tecnologías, más ofertas y nuevos actores es bueno‖. Si bien hasta la fecha existiría un eventual interés por parte del

fondo australiano IFM Investors y por la española Gas Natural Fenosa para tomar el control de la distribuidora,

transmisora y generadora CGE, el titular de Energía valoró que se ―reconozca‖ a Chile como mercado. ―Vemos con

enorme interés que se reconozca a Chile que es un lugar donde se pueden hacer inversiones tanto por capitales

extranjeros como por nacionales. Con certeza, certidumbre, reglas de juego claras y conocidas, y con oportunidades este

sector efectivamente saldrá del déficit de infraestructura‖, advirtió.

3.84.- Director ejecutivo de Empresas Eléctricas: "Me cuesta entender la postura de las generadoras" (Fuente: La

Tercera, 11.10.14): El director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, difiere de las declaraciones que en las

últimas semanas han hecho las generadoras sobre el proyecto de ley de licitaciones que impulsa el gobierno en el

Congreso. Dice no entender las críticas de los generadores hacia la iniciativa legal. Afirma que ese sector en particular

está concentrado, y aboga por la entrada de nuevos actores, pues a su juicio sería la única opción para bajar los valores

de la energía.

- ¿Cómo evalúa el proyecto de ley de licitaciones del gobierno?: Respaldamos el proyecto de ley. Es fruto de un

trabajo colectivo, donde fuimos uno más de muchos participantes. Este proyecto se hace cargo de los principales

problemas que ha tenido el sistema de licitaciones. Pero, ningún sistema de compra en sí mismo resuelve los

problemas de oferta. Puede colaborar en destrabar barreras de entrada y generar menores riesgos. El gran problema

de nuestro país en materia de dificultades y altos precios en la compra de energía para clientes regulados es la falta

de oferta de energía.

- ¿Qué le parece la postura que han tomado las generadoras?: Me cuesta entenderla. El resto de los actores

concordamos en términos generales, con diferencias menores, con el proyecto de ley. Probablemente, como este

proyecto busca aumentar la cantidad de actores y la competencia, supongo que eso puede incomodar a algunos.

- ¿Está concentrado el mercado de la generación?: Que el mercado de la generación eléctrica está concentrado es un

dato objetivo, según se mida cualquier índice internacional de concentración de mercado. Pero creo que nos debemos

concentrar en eliminar las barreras de entrada, incluyendo que aparezcan nuevos actores.

- ¿Qué debe pasar para que bajen las cuentas de energía de las personas?: Lo único que nos va a permitir en el tiempo

disminuir los costos de la energía, y por lo tanto disminuir las cuentas de los clientes finales, es aumentar la oferta

eficiente de energía. Nuestro interés financiero y económico va totalmente de la mano del interés financiero y

económico de cada uno de nuestros clientes. Ninguna industria está más comprometida financieramente que la

nuestra, por cada centavo que aumenta el costo de la energía en Chile.

- ¿Cómo se debería alentar la entrada de nuevos oferentes?: El proyecto se hace cargo de alentar esa entrada con

elementos fundamentales. El primero, y probablemente el más importante es el aumento en el plazo entre el instante

en que se firma el contrato y el momento en que debe partir el suministro. Hasta hoy ese plazo era inferior a los tres

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años, y para un actor que no está presente en el mercado es prácticamente imposible tener listo un proyecto en ese

período de tiempo. También es positivo el que se pueda prorrogar el inicio del suministro en caso que por razones

inimputables al oferente, se haya demorado el proyecto, o poder dejar sin efecto el compromiso en caso que se haga

evidente que ese proyecto no estará a tiempo.

- ¿Qué opina de las críticas hacia el rol que tendrá el Estado?: Chile ha estado pidiendo una política energética estatal

desde hace 20 años. Hoy, a través de este mecanismo de compras reguladas, que ocurre en muchas partes del mundo,

se está haciendo un tímido intento de explicitar la calidad de herramientas de política pública para el desarrollo de

una política energética. Una vez que aparece esta tímida herramienta aparecen algunos escandalizados. Nosotros

rechazamos esta crítica.

- ¿Y el rol de la Comisión Nacional de Energía (CNE)?: Se ha discutido mucho que se le están entregando

herramientas demasiado amplias y se ha, incluso, insinuado que la CNE se comportará de acuerdo con criterios

políticos de corto plazo. La CNE tiene hoy facultades infinitamente más amplias en muchos otros temas.

Recordemos que la CNE derechamente fija o conduce el proceso de fijación de tarifas de al menos cinco industrias, y

en ninguno de esos mercados se ha reclamado arbitrariedad por parte de la CNE. Hay que tener cuidado al hacer

afirmaciones como esta.

- ¿Qué opina de la polémica en torno a los suministros sin contrato en el proyecto de ley?: El mecanismo propuesto

genera mucha más certezas para un generador que el vigente. Es mejor, porque garantiza que esto sea a prorrata de

las inyecciones, de las que efectivamente están entregando energía al sistema. A la vez, establece un mecanismo en

que el precio de remuneración va a ser el más alto entre el precio de nudo de corto plazo, o en su caso el precio real

variable al que produjo aquel que estaba inyectando en ese momento. Cubre adecuadamente los riesgos del

generador. Sin embargo, y para ser justos, creemos que el mecanismo no se hace cargo adecuadamente del incentivo

a estar contratado en las licitaciones.

3.85.- Galetovic en picada contra reforma eléctrica del gobierno (Fuente: Pulso, 13.10.14): El proyecto de ley que

modifica las licitaciones de suministro para las distribuidoras eléctricas, que avanza a toda marcha en el Congreso, posee

errores técnicos y no cumplirá con su rol de fomentar la inversión en generación. Eso es lo que concluyen los

investigadores Alex Galetovic y Cristián Muñoz, quienes presentaron un estudio denominado Notas sobre el Proyecto de

Ley de Licitaciones de Distribuidoras, que analiza los principales lineamientos de la iniciativa legal, la primera de las

grandes reformas contenidas en la Agenda de Energía del ministro del ramo, Máximo Pacheco. El documento señala que

el proyecto contiene un error técnico tal que si el precio de nudo reflejara los costos reales de energía, a los generadores

les convendría vender sin contrato y, al hacerlo, obtendrían una renta económica por encima de su costo medio de largo

plazo incluso en un sistema adaptado a la demanda. Es decir, se desincentiva la firma de contratos por parte de las

generadoras, pues hace más conveniente el otro modelo. Así, se mantendría, a juicio de los autores, la actual situación de

mercado en la que las licitaciones se declaran desiertas por el poco interés que despierta entre los generadores participar

en ellas ofreciendo precios estables por debajo de los valores promedio del mercado spot. La regla de la CNE, define el

proyecto de ley, permite cobrar el máximo entre el precio de nudo y el costo marginal de la central a los usuarios que

pagan el precio regulado. ―Eso implica que parte de la energía se venderá a precio de nudo y parte a precios mayores que

el precio de nudo. Se sigue de inmediato que si la CNE fija el precio de nudo correcto, los ingresos de los generadores

sin contrato son mayores que los ingresos contratándose a precio de nudo‖, se expresa en el documento. ―Traspasarle la

responsabilidad de contratar energía al gobierno es inconveniente porque los reguladores no arriesgan su patrimonio

cuando cometen errores ni se benefician con el fruto de sus aciertos. Peor aún, el Estado puede traspasarle el costo de

sus errores a los consumidores mediante cambios de reglas o recurrir al tesoro público a costa de los contribuyentes. En

estas condiciones el riesgo moral es mayor y más probable‖, dice el estudio. Y agrega: ―Cuando el futuro es incierto es

conveniente asignar los riesgos residuales sin ambigüedad: el que se equivoca, pierde; el que acierta gana. Así, la ley

debería modificarse en la dirección opuesta y traspasarle todos los costos de no contratarse a las distribuidoras. De lo

contrario, y si las distribuidoras no asumen responsabilidad, cuesta entender qué justifica que la ley les garantice una

tasa de retorno real sobre los activos de 10%, muy superior a la tasa de retorno que se les permite a empresas similares

en los Estados Unidos y en Europa‖. Otro punto que discuten los investigadores es la idea de privilegiar, mediante

determinadas reglas incluidas en las licitaciones, determinadas tecnologías como las ERNC. En su visión, ello es errado

pues no intensifica la competencia, no promueve la eficiencia y traspasa a todo el sistema los costos generados por la

intermitencia en la generación de las centrales solar o eólica, que pueden operar sólo cuando hay sol o viento,

dependiendo de cada tecnología. ―La finalidad es promocionar a la ERNC intermitente mediante licitaciones ad hoc -el

mismo Gobierno lo ha señalado públicamente. Como es sabido, existe una ley que obliga a generar una parte de la

energía con ERNC, llegando al 20% al año 2025, pero a muchos inversionistas de ERNC, principalmente eólicos y

solares, les ha costado ingresar al sistema. Esto ha ocurrido porque los generadores que tienen los contratos de

suministro, y que según la ley 20.257 de 2008 son responsables de cumplir con la cuota de ERNC, han privilegiado las

fuentes eficientes de ERNC, la biomasa y las pequeñas centrales hidroeléctricas. Es decir, en este caso la regulación ha

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actuado correctamente, porque fijó una cuota de ERNC pero dio libertad para cumplirla a mínimo costo‖, dice el

estudio. ¿Cuál es el efecto de esto?: ―La obligación de contratar directamente energía en las condiciones impuestas por

el regulador, seguramente les permitirá a los generadores solares y eólicos traspasarles al resto del sistema las

externalidades de operación que causa su intermitencia, entre ellas el hecho que por muchas horas un generador eólico o

solar genera poco o nada y necesita respaldo térmico‖, consideran Galetovic y Muñoz. La iniciativa fue aprobada con

indicaciones en la Cámara, por lo que le corresponde al Senado retomar el trámite. El gobierno ha dicho que espera que

la reforma esté aprobada a fines de año para que pueda estar vigente para las licitaciones de suministro que se lanzarán

el año que viene. La autoridad espera reducir en al menos 20% los costos de los contratos respecto de los últimos

firmados, que superan los US$120 por MWh.

3.86.- Soterramiento de cables (Fuente: Editorial El Mercurio, 15.10.14): Desde hace años los habitantes de Santiago

se quejan de los enjambres de cables que afean la ciudad. La Comisión Asesora Presidencial en Descentralización y

Desarrollo Regional ha hecho una propuesta que busca solucionar el problema. Esta consiste en imponer una multa por

el doble del valor que tendría el soterramiento a las empresas que no entierren sus cables en el plazo definido por el

alcalde de la comuna. Es probable que de aprobarse la medida, ella tendría éxito en el sentido de que los cables se

soterrarían, pero como a menudo ocurre con los planes sencillos para resolver un problema complejo, la propuesta de la

comisión omite situaciones que podrían acarrear consecuencias impensadas para los vecinos. Se estima que el costo de

soterramiento es de 110 UF por metro lineal, y que hay 15.000 kilómetros de líneas eléctricas y 45.000 kilómetros de

cables de telecomunicaciones en uso colgados de los postes. Esta estimación supone que hay elementos de tres empresas

de telecomunicaciones en cada poste eléctrico. Suponiendo generosamente que el soterramiento de todos los cables se

realiza en forma simultánea y que se comparten los costos, el valor total sería de entre seis mil y siete mil millones de

dólares. Esta enorme inversión solo se podría financiar elevando las cuentas de los usuarios o cesando el servicio en

aquellas áreas en las que no se puedan traspasar los mayores costos. En el caso de la distribución eléctrica, la ley

requiere que en la próxima fijación tarifaria las compañías cubran todos los costos. Suponiendo que la parte de la

inversión que recae en la empresa de distribución eléctrica es del orden de los US$ 1,6 mil millones, la ley indica que la

empresa debería recaudar 160 millones de dólares adicionales al año, sin considerar los posibles mayores costos de

operación con cables soterrados. Debido a que Chilectra tiene cerca de 1,6 millones de clientes, estos deberían pagar en

promedio US$ 100 dólares más al año, lo que representa un aumento mensual de unos $5.000 en sus cuentas. En el caso

de las redes de telecomunicaciones, la situación es peor, porque las compañías tienen menos clientes por kilómetro de

línea (puesto que los clientes se dividen entre las empresas), lo que significa que los costos de sus servicios tendrían que

aumentar más que los de distribución eléctrica. Alternativamente, deben dejar áreas sin acceso a los servicios, o con

acceso a un único proveedor. Al conectar a todos los clientes en una zona de la ciudad, este único operador podría

dividir sus costos entre más usuarios, pero sería un operador monopólico. En resumen, la propuesta demuestra

insuficiente reflexión de sus efectos. Una alternativa es que los votantes de las comunas decidan mediante una consulta

en que se les pregunte si están dispuestos a soterrar los cables, habiendo sido informados del aumento en el costo de los

servicios. Es probable que solo las comunas ricas acepten la proposición. Pero en la medida que aumentan los ingresos

de los habitantes de comunas de menores ingresos, estas comenzarían a solicitar cambios similares. Actuar como parece

haber hecho el alcalde de Maipú, quien anunció que obligaría a las empresas a soterrar en el plazo de un año, no solo es

poco realista, sino que impondría un costo a los habitantes de su comuna que no les ha revelado. Otra opción es la que

ha utilizado la comuna de Las Condes. Ella aumenta el factor de constructibilidad de los terrenos si se entierran los

cables en su cuadra. El efecto ha sido la eliminación de los cables en buena parte del barrio de negocios de la comuna.

En todo caso, tal como está, la propuesta de la comisión no parece del todo viable y debe ampliarse la reflexión sobre las

formas de abordar una situación que suscita creciente rechazo entre los habitantes de las ciudades.

4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA

4.87.- Eficiencia energética: Hacia un cambio cultural empresarial (Fuente: Editorial Revista Electricidad, 09.2014):

Ser eficientes con el uso de la energía significa ―hacer más con menos‖. En el resto del mundo este tema ya lleva un

largo camino. Desde los ´70 que se escucha en lugares como Suecia, Alemania, Inglaterra y Francia. En nuestro país la

preocupación gubernamental formal recién comenzó en 2005 con la creación del Programa País de Eficiencia Energética

(PPEE), que luego pasó a ser la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE). Por estos días el tema surge con

más fuerza debido a la complicación que presen-tan los nuevos proyectos de energía en cuanto a su concreción así como

a la urgencia de racionalizar los recursos. Con este objetivo, la Agenda de Energía impulsada por este Gobierno-no se

puso como meta bajar en un 20% el consumo proyectado a 2025. Para concretarlo, plantea cinco medidas. La principal

de ellas se refiere al diseño (durante 2014 y 2015) de un proyecto de ley que contemplará la EE en la industria y minería;

en los hogares, pequeñas industrias y comercios, y también en el sector público. La EE también forma parte de la etapa 1

de ―Energía 2050‖, iniciativa que durará 18 meses y que tiene como objetivo llegar a acuerdos de largo plazo que

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sustenten una política energética de Estado. Según explican los especialistas, para llevar a cabo estas medidas se

requiere un cambio cultural a nivel empresarial. Las compañías, especialmente los grandes consumidores, deberán dejar

de pensar solo en la maximización de sus utilidades. En este contexto lo más complicado es internalizar que el ahorro y

el consumo eficiente son una fuente más de energía y que demanda una inversión de tiempo y dinero para concretarlo.

El informe ―World Energy Outlook‖ de la Agencia Internacional de Energía (AIE) entrega cifras concretas sobre este

enfoque: entre 1974 y 2010, la eficiencia energética fue la mayor fuente de energía en 11 países, evitándose el consumo

de 32 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Tep). Siguiendo esta línea, el Gobierno chileno ha monitorea-do

especialmente a Estados Unidos y su experiencia en California donde se ha entregado un incentivo para que las

distribuidoras elaboren planes de EE a sus clientes, premiando el menor consumo considerando que las compañías

obtienen ingresos por la cantidad de energía que son capaces de ahorrar. En nuestro país el objetivo es ahorrar a 2025 un

total de 20.000 GWh/año, lo que equivale a una capacidad instalada a carbón de 2.000 MW. Para lograrlo, ha explicado

la propia Presidenta Michelle Bachelet, la EE debe dejar de ser la excepción para convertirse en la regla. Dado lo

anterior es que surgen diversas interrogantes frente al tema: ¿Por qué ahora resultaría, si después de nueve años no se

han podido observar cambios concretos? ¿Qué sistema de medición deberían incorporar las empresas para monitorear su

eficiencia? ¿Por qué han variado tantos los presupuestos que se destinan a este tema en los distintos gobiernos?

¿Estamos preparados para tomar medidas como las aplicadas en California? Y finalmente, ¿cómo podremos realmente

lograr el cambio cultural empresarial? Estas y otras preguntas son materias relevantes para ser resueltas si Chile decide,

en forma contundente, emprender una estrategia-país en cuanto a eficiencia energética.

4.88.- Seminario abordó desafíos en eficiencia energética y normativa medioambiental (Fuente: Revista

Electricidad, 01.10.14): La eficiencia energética es uno de los pilares de la Agenda Energética que está impulsando el

Gobierno, lo cual sumado a la nueva institucionalidad medio ambiental, sugiere un desafío para empresas y la sociedad

en su conjunto. Esta situación fue abordada en un seminario organizado en la Universidad de Concepción (UdeC).

Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío, expuso sobre la importancia de la eficiencia energética para contribuir a

mejorar al medioambiente y sobre una posible ley en este ámbito. Esta nueva normativa, explica Venegas, apuntará a la

gran industria, quienes tendrán la obligación de tener un encargado de eficiencia energética y ser sometidas a auditorías

externas. También el sector residencial y el pequeño comercio serán parte, a través de la incorporación de tecnologías

para el autoconsumo de energía renovable no convencional, la cuales tendrán un cofinanciaciamiento, entre otras

medidas. A nivel regional, indicó la seremi, se está trabajando fuertemente con el uso de la leña, ―la cual está presente en

aproximadamente del 20% de nuestra matriz energética primaria‖, pero que si usa de mala forma puede causar serios

problemas medioambientales. ―La leña en sí no es mala, pero tenemos que usarla en los equipos correctos y nosotros

como consumidores tenemos que mejorar nuestra conducta y comprar leña que esté certificada‖, apuntó. Por su parte la

abogada Paula Nieto, docente de Facultad de Ciencias Ambientales de la UdeC, afirmó que uno de los desafíos de la

nueva normativa es tecnificar el Servicio de Evaluación Ambiental, para que sea realmente un análisis técnico y no

político, ya que ―no se puede tener a los inversionistas cuatro años esperando la resolución de un conflicto‖. Asimismo,

afirmó que las empresas deben comprender que cumplir con la normativa es una base. ―A partir de la cual ellas deben

plantear sus proyectos ocupando siempre las mejores tecnologías disponibles. Sin dejar de lado la sociabilización de los

proyectos entre la comunidad y las autoridades locales‖, dijo la académica. El seminario que fue organizado por el

Colegio de Ingenieros, y contó con la presencia de autoridades políticas, académicos y empresarios.

4.89.- Ingeniería UC busca fomentar ahorro de energía con SmartGrid (Fuente: Diario Financiero, 08.10.14): Hasta

2009, el campus San Joaquín de la Universidad Católica (UC), tenía un sistema de tarificación única para sus edificios.

Sin embargo, a partir de esa fecha, cambió a un sistema de tarificación y cobro segregado por facultad, para cuantificar y

generar incentivos específicos de Eficiencia Energética (EE) en cada una de ellas. Hoy, ha ido un paso más allá. Desde

una iniciativa proveniente de la Escuela de Ingeniería, la Oficina de Sustentabilidad y la Dirección de Infraestructura,

con el apoyo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), han instalado 27 subestaciones en facultades,

patios y canchas, las cuales están siendo monitoreadas por el Sistema SmartGrid (SS). Se trata de un medidor que

permite visualizar en tiempo real el consumo eléctrico de cada área a través de una plataforma digital y hacer estudios

comparativos en base a horarios, días y meses del año. ―Es un dispositivo muy innovador creado por ex alumnos de

ingeniería eléctrica, unos emprendedores que crearon la empresa HappyVolt‖, destaca Vartan Ishanoglu, jefe de

proyectos de Sustentabilidad de la Escuela de Ingeniería, quien adelanta que entre fin de año y comienzos del próximo,

estará también operando en Casa Central. ―Durante 2015 queremos que esté en todos los campus, especialmente en Las

Cruces, que queda en la costa, y apostamos a que sea totalmente sustentable‖, visualiza. Cuenta, además, que pronto se

incluirá en el Centro de Innovación UC Anacleto Angelini, pero con mediciones por piso. ―A medida que esto vaya

avanzando, la idea es tener información cada vez más específica hasta llegar al punto de saber si un académico dejó la

luz o el aire acondicionado encendido durante el fin de semana‖, explica. La idea es generar un cambio de conciencia

que se traduzca en un 5% o 10% de ahorro energético anual. Paralelamente, la UC está invirtiendo $ 100 millones para

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instalar en la Escuela de Ingeniería medidas de EE que consideran, entre otras, luminarias Leed, secadores de manos y

medidas de climatización, las que deberían aportar un ahorro de 50%, 20% y 15%, respectivamente. Al respecto,

Ishanoglu explica que se trata de un proyecto piloto que luego se extenderá a todas las subestaciones. ―Empezamos hace

un mes y medio con la iluminación Leed que es lo más rápido, y el impacto ya se puede comenzar a ver en la curva de

gasto que grafica SmartGrid en la web‖, apunta.

5.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO

5.90.- Buscando definiciones Planificación territorial (Fuente: Revista Electricidad, 09.14): Uso adecuado de zonas

para determinar inversiones de energía, una planificación clara y un renovado modelo de relaciones con las comunidades

son parte del diagnóstico compartido entre el Gobierno, sector privado y las organizaciones civiles para avanzar en la

materia. Resulta paradójico que el ordenamiento territorial dentro del sector energético se encuentre en tierra de nadie,

pero así es. ¿La razón? La inexistencia de un marco regula-torio que sea una guía para acordar consensos entre

desarrolladores de proyectos y las diversas comunidades a lo largo del país. La ausencia del Estado se hizo notoria en los

últimos años, junto al aumento del rechazo ciudadano a grandes proyectos energéticos, en un punto que pretende ser

enfrentado por el séptimo eje de la Agenda de Energía, con la creación de una mesa de trabajo intersectorial que incluye

a los privados y a los ministerios de Energía; Bienes Nacionales; Vivienda y Urbanismo; Medio Ambiente y Minería.

Otro paso clave es la puesta en marcha del pro-ceso de participación Energía 2050, donde se llamará a consultas abiertas

a las ciudadanía, las que serán analizadas por un comité consultivo que entregará sus propuestas en diciembre de 2015.

Javier Zulueta, jefe de la Unidad de Diálogo y Participación del Ministerio de Energía, señala a Revista Electricidad que

la idea es presentar ―una Ley de Asociatividad, que se complementará con la creación de estándares participativos de

desarrollo de proyectos, con una mirada integral de generación de valor compartido‖. Otra medida es generar instancias

regionales y comunales ―para que la ciudadanía pueda opinar de manera anticipada sobre la manera en que la energía se

debe desarrollar en sus territorios, pro-moviendo espacios de participación efectiva en donde tanto las empresas, como

las autoridades, organizaciones de la sociedad civil y la ciudadanía puedan influir en que los proyectos sean más

sustentables e inclusivos‖, explica Zulueta. En el sector privado coinciden en la importancia de contar con un

ordenamiento territorial que entregue certezas al desarrollo de proyectos energéticos. René Muga, vicepresidente

ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., plantea a Revista Electricidad la necesidad de avanzar en la ―generación de

reglas más claras de lo que tenemos hoy, y en una institucionalidad más fuerte y con mayor legitimidad para administrar

esas reglas, desde el punto de vista de la evaluación de proyectos y de su fiscalización‖. A su juicio, en este tema ―hay

un vacío grande, pues actualmente un proyecto se presenta al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y se evalúa

sobre una base difusa de ordenamiento territorial, con una cantidad enorme de calificaciones del territorio que no tienen

reglas claras‖. ―Más que un ordenamiento en que se determine qué proyecto puede establecerse y en qué lugar o cuáles

son las áreas donde se puedan establecer, nos parece más adecuado avanzar hacia criterios más sólidos en el uso del

territorio‖, asegura Muga. Eric Ahumada, vicepresidente de Negocios de Transelec, concuerda con la visión de tener

criterios más sólidos, especialmente en el sector de transmisión, donde ―están en carpeta inversiones no menores‖. Entre

los casos internacionales de ordenamiento territorial, Margarita Ducci, directora de Red Pacto Global Chile, menciona lo

que se hizo en Noruega con la empresa SN Power, ―donde un pequeño porcentaje de los excedentes de la compañía está

destinado a las comunidades para así vincularlos en el proyecto y que las personas se encuentren empoderadas de

manera positiva. En ese aspecto, en Chile la legislación no ha avanzado con el fin de implementar directrices de esta

índole, lo que indica que falta bastante por avanzar‖, explica. Ricardo Bosshard, director de WFF Chile, plantea a

Revista Electricidad que ―estamos a varios años de hacer un ordenamiento territorial como un plano regulador; hay

países como Suiza que tienen cada metro cuadrado diseñado al modelo de una ciudad, identificando dónde se instalan

centrales, represas y otras. Para llegar a ese nivel de consenso alrededor de los sitios quizás nos vamos a demorar diez o

veinte años, con un alto nivel de detalle, pero sí podemos llegar al nivel que se hizo en México, donde se establecieron

reservas de aguas con desarrollo sustentable de macrozonas‖. Por último, Jorge Rodríguez, ge-rente general de

Interchile, en el seminario del Cigré sobre políticas energéticas, destacó el caso de Colombia, donde ―el proceso de

acercamiento a la comunidad es diferente al de Chile, ya que en el desarrollo del estudio de impacto ambiental se hace

una audiencia con las comunidades y se levan-tan sus necesidades. Desde el estudio se involucran cuáles son las

campañas de carácter social que se van a ejecutar con cada una de las comunidades‖. ―Debemos ver cómo vamos a

abordar la temática de corredores troncales en el futuro. Y aquí no es-tamos hablando de proyectos en Aysén; estamos

hablando de proyectos en torno a la zona central, que posiblemente tenga que ir de Alto Jahuel a Polpaico. Si este tipo de

proyecto se aborda en las condiciones actuales, el adjudicatario después va a estar solo contra las comunidades y las

discusiones ambientales‖, precisó el ejecutivo en el seminario del Cigré sobre políticas públicas para el sector eléctrico.

Según Ahumada, se debe analizar ―el rol del Estado en la evaluación ambiental estratégica‖, especialmente cuando el

Gobierno estudie las cuencas hidrológicas, como se plantea en el capítulo territorial de la Agenda de Energía, ―de modo

que también se aborden las franjas troncales complicadas‖. Jorge Rodríguez Grossi, presidente de Guacolda y decano de

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Economía de la Universidad Alberto Hurtado, indica a Electricidad que el ordenamiento territorial ―es clave para

mejorar la certidumbre jurídica de las inversiones eléctricas y de todo tipo. El tema debe resolverse de alguna forma,

como se hizo en su época entre los empresarios turísticos y los salmoneros en Aysén, donde se estableció un

ordenamiento territorial y ahora, en algunas partes, solo hay actividades turísticas y otras son destinadas a la

salmonicultura‖. Además de nuevas reglas, las relaciones con las comunidades son clave para las empresas. René Muga

afirma que ―tenemos que avanzar en proyectos en determinadas regiones que van avanzando de la mano de procesos de

participación y diálogo con las comunidades y que van asociando el desarrollo social con la inversión‖. Desde la

perspectiva de las personas que habitan lugares aledaños al desarrollo de proyectos energéticos, Adán Ego Caimarán,

lonko de la comunidad Admapu Molcheñacu, destaca que para que las comunidades entiendan cuál es la relevancia de

las nuevas iniciativas del sector ―el Gobierno debe hacer un trabajo de información sobre qué es la energía y por qué la

necesitamos, esa es la idea primordial‖. Para él de esta manera se solucionarían muchos conflictos. ―En estos momentos

la oposición de diferentes comunidades es tan grande que rechazan cualquier proyecto, aunque sea muy bueno, sin saber

de qué se trata‖. Desde las organizaciones ambientalistas consideran que los anuncios del Gobierno en materia territorial

son un avance. Francisca Rivero, representante en Chile de Fundación Avina, sostiene a Revista Electricidad que la

planificación territorial ―va a permitir tomar buenas decisiones en la medida que esto sea participativo‖ ―El componente

de participación ciudadana es relevante en la medida que no es solo una de-cisión técnica tomada en una oficina

particular, en una empresa o en el sector público, sino que es una conversación que nos remite a los bienes públicos para

ver cuáles son las áreas que que-remos proteger, donde no estamos dispuestos a pagar como chilenos altos costos por el

uso de nuestros recursos naturales‖, advierte Rivero. Respecto de las compensaciones económicas directas a las

comunidades, Muga dice que esa discusión ya está superada, pues ―está pensada para la mitigación de impactos

ambientales, pero desafortunadamente se ha vinculado a la relación con la comunidad; aquí el término que debiéramos

usar es compartir el valor de un proyecto con la comunidad‖. José Miguel Hernández, socio-director del Estudio

Cubillos Evans Abogados, en el marco del seminario del Cigré sobre políticas públicas para el sector eléctrico, indicó

que los contactos con las comunidades deben considerar un ―modelo que sea objetivo y que sea una guía que podamos

seguir, porque hoy día nadie va a aportar nada a las comunidades, mientras no se sepa cómo esto se va a resolver‖. ―Mi

opinión es dejar la plata en las mismas comunidades, que sean ellas las que administren el dinero; que decidan si pintan

escuelas, construyen una posta o cercos, pero que no sea la compañía la que les venga a imponer cuál es el modelo de

desarrollo exacto para ellos‖, añadió el abogado. Jorge Rodríguez Grossi sostiene que este proceso debe contemplar

negociaciones con las comunidades a nivel nacional, ―donde se premie a las localidades que acepten a industrias que

provoquen algún tipo de congestión y que esto sea financiado por las comunas que no quieren tener ese tipo de

actividades‖. Como conclusiones la Agenda de Energía plantea crear un nuevo orden territorial en el país que permita

despejar las incertidumbres a la hora de invertir en proyectos energéticos, lo que también incluirá un proceso de

participación ciudadana. El sector privado espera que se establezca un marco regulatorio con reglas claras para enfrentar

los vacíos que existen en la materia, especialmente en las relaciones con las comunidades que reciben las inversiones.

Actores de organizaciones civiles destacan las medidas, pero ad-vierten que sería un primer paso para avanzar en el

desarrollo de políticas públicas que se hagan cargo de las complejidades de la sociedad, por lo que destacan algunas

experiencias realizadas en otros países.

5.91.- Superintendente de SEC llega hasta Antofagasta tras masivo corte de energía eléctrica (Fuente: Ministerio

de Energía, 01.10.14): Hasta Antofagasta se desplazó esta tarde, el Superintendente de Electricidad y Combustibles,

SEC, Luis Ávila Bravo, junto a un equipo del organismo fiscalizador, para continuar en terreno con las indagaciones por

el masivo corte de suministro eléctrico que afectó a más de 95 mil clientes. La masiva interrupción del servicio eléctrico

se produjo a las 21:10 horas de ayer domingo, luego de una falla en la Subestación Esmeralda, operada por la empresa

TRANSEMEL, lo que significó la caída del suministro, afectando a un total estimado de más de 340 mil personas,

equivalente al 90% de la población de la capital regional. Apenas se tuvo conocimiento del corte, personal de SEC

Antofagasta, encabezado por el Director Regional, Felindo Concha, inició una investigación para establecer eventuales

responsabilidades de las empresas involucradas en la interrupción, la que se prolongó hasta las 23:29 horas de anoche en

algunos sectores de Antofagasta. El Superintendente Ávila se reunió con la Gobernadora de Antofagasta, Fabiola

Riveros, a quien le informó sobre el avance de la investigación que se lleva adelante, además dio cuenta del desempeño

de las empresas eléctricas en la zona, a través del sistema informático SAIDI, el que permite monitorear en línea el

servicio que éstas prestan a lo largo del país. ―Estamos preocupados por eventos de este tipo, que dejan a casi un 90% de

la ciudad sin energía. Las empresas tienen la obligación de entregar un servicio eléctrico continuo y seguro, y por lo

mismo, nos reuniremos con ellas para ver cuáles son sus planes de mantención y sus planes de acción para evitar

interrupciones, como la que ayer afectó a la capital regional‖, sostuvo el Superintendente, quien agregó que además tiene

contemplada una inspección al lugar donde habría ocurrido la falla. Al respecto, la Gobernadora señaló que ―nos hemos

reunidos con el Superintendente, pues la intención de Gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet es proteger a los

ciudadanos, a los consumidores y entregarles respuesta ciertas de las razones por las cuales se ocasionan estas fallas

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técnicas‖. Por su parte, el Seremi de Energía para la Macro Zona Norte, Arturo Molina, señaló que ―la investigación está

en etapa de recolección de antecedentes. Estamos recogiendo todos los elementos que nos puedan aportar para luego

pasar al análisis técnico y evaluar si es que hubo algún incumplimiento a la normativa vigente, en cuyo caso lo que

corresponde es la aplicación de sanciones, las que pueden ir desde amonestaciones hasta importantes multas en dinero.

5.92.- Claves del Convenio 169: El Morro y otros 4 proyectos rechazados (Fuente: Revista Electricidad, 08.10.14):

Esta semana, el proyecto El Morro se sumó al listado de iniciativas que han recibido pronunciamientos desfavorables a

causa del Convenio 169. Desde su ratificación, las empresas chilenas han tenido que asumir nuevas prácticas y

estrategias con el fin de que sus proyectos cumplan las nuevas exigencias. La normativa obliga a realizar una consulta

obligatoria en caso de que el proyecto en cuestión afecte a los pueblos originarios de la zona. De la revisión de algunos

de estos casos en el sector eléctrico se tiene por ejemplo el Parque Eólico Chiloé, el cual en 2012, la Corte Suprema

declaró ilegal el Estudio de Impacto Ambiental del Parque Eólico Chiloé, por carecer de una consulta a la Comunidad

Indígena Antu Lafquen de Huentetique. En el fallo se señaló que las reuniones informativas organizadas por la empresa

no cumplían con las características que debía poseer la consulta, ―por cuanto desplegar información no constituye un

acto de consulta a los afectados, pues éstos, en ese escenario, no tienen posibilidades reales de influir en la

implementación, ubicación y desarrollo del proyecto‖.

5.93.- Gobierno ingresa indicación sustitutiva al Código de Aguas (Fuente: La Tercera, 09.10.14): El gobierno

presentó ayer al Congreso una indicación sustitutiva al proyecto de ley que pretende reformar el actual Código de

Aguas, tomando como base una moción parlamentaria que ya buscaba modificar la normativa. La iniciativa legal

establece, entre otras materias, otorgar un estatus explícito al agua como ―recurso natural de dominio público‖, punto

clave para el gobierno y base de la modificación. También, incluye un articulado que dice relación con ―la necesidad de

limitar‖ los derechos de aprovechamiento ―con meros fines especulativos‖, es decir, limitar derechos que no se asocian a

ninguna actividad específica y que tienen como objetivo sólo su venta. Asimismo, busca establecer las causales de

extinciones ―precisas y directas‖, con la finalidad de evitar ―discusiones‖ por el derecho de propiedad de la concesión.

Este punto busca zanjar las limitaciones al ejercicio de los derechos de agua, principalmente en casos de sequía y

disputas, en particular en aquellas que involucran a tenedores de derechos aguas arriba y aguas abajo. Por otra parte, el

proyecto también establece ―un régimen especial de limitaciones a la propiedad‖, en un ámbito referido a una ―catástrofe

ambiental‖. Finalmente, se busca establecer que exista en el otorgamiento de derechos una ―contraprestación adecuada

al interés público‖. En este caso, se priorizará el consumo humano y distribuir el resto a prorrata entre los distintos

tenedores de derechos. Para el diputado Luis Lemus (PS), presidente de la Comisión de Recursos Hídricos y

Desertificación de la Cámara, el proyecto permite ―tener la oportunidad de discutir por fin que va a pasar con el agua en

Chile‖ y que la importancia de esta reforma está en ―que va a modificar el instrumento que hoy rige el agua‖.

5.94.- Empresarios destacan cambios propuestos al Código de Aguas (Fuente: Pulso, 10.10.14): Coinciden en que la

regulación se debe perfeccionar, ante el uso indebido que se daría en algunas ocasiones a los derechos de agua. No

obstante, plantean que se debe garantizar el derecho de propiedad.

- Alberto Salas: ―Valoramos que se esté dando la posibilidad de discutir y ponderar las diferentes visiones‖: El cúmulo

de propuestas para la reforma al Código de Aguas hechas por el ejecutivo el miércoles, ha generado varias reacciones

dentro de los gremios. Si bien las asociaciones han iniciado un análisis de las posibles implicancias de estos posibles

cambios en la institucionalidad, aún prefieren estudiar bien las propuestas antes de emitir un juicio. Alberto Salas,

presidente de la Sociedad Nacional de Minería (Sonami), explica que han ―realizado una revisión preliminar y

general de la Indicación Sustitutiva para reformar Código de Aguas ingresada por el Ejecutivo al Congreso. Se trata

de una indicación que requiere un estudio profundo‖. No obstante ello, dentro de la industria minera se comenta que

la iniciativa propuesta por el gobierno podría generar un escenario distinto al que se vive desde 1981, año del que

data el código actual. Al respecto, Salas señaló: ―La indicación sustitutiva ingresada nos parece muy relevante, en el

marco de un proyecto de ley que planea introducir importantes cambios en la regulación de las aguas‖. No obstante,

el líder gremial resaltó que como rubro ―valoramos que se esté dando la posibilidad de discutir y ponderar las

diferentes visiones sobre estos temas en el Congreso, ya que son evidentemente de gran interés y preocupación

nacional‖. Entendiendo que la complejidad de la reforma ha hecho que los distintos sectores opten por examinarla

profundamente, ¿cuál sería su primera impresión respecto de las propuestas?: La propuesta del Ejecutivo es compleja

ya que plantea modificaciones en la regulación que podrían tener importantes efectos en diversas áreas, entre ellas la

minería, y es por eso que resulta necesario un detenido y profundo análisis para poder tener una opinión concreta y

responsable sobre el particular.

- Juan Sutil: ―Cambios al código de aguas son un arma de doble filo‖: ¿Qué le parece la intención del gobierno de

declarar el agua como un bien de uso público?: Creo que la intención es positiva y loable. Sin embargo, es muy

peligrosa porque las aguas pueden ser de interés público, pero también deben tener derecho de propiedad. Lo

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importante es que en la normativa y en la legislación se respete el derecho de propiedad y éste sea cautelado; ¿Cómo

evalúa la acción caducidad por no uso de derechos de agua?: Eso apunta básicamente a derechos de agua

especulativos, que en alguna medida puedan tener algunas personas o instituciones. Eso hay que evaluarlo, y también

puede ser que apunte a derechos de agua que tengan empresas eléctricas constituidas y que no están dándole uso. Por

lo tanto, no están permitiendo a otros sectores que puedan usar esos derechos. Los cambios al código de aguas son un

arma de doble filo, porque no puedes declarar caducidad por abusivo que sea. Tendrías que entrar a expropiarlo y no

atentar contra el derecho propio del titular. Para mí, el derecho de propiedad es la base del crecimiento de la

economía. Entonces, no es tan fácil atentar contra eso; ¿Considera suficiente la actual legislación que rige el uso y

cuidado del agua en Chile?: El código de aguas efectivamente puede tener algunas cosas perfectibles, pero en lo

sustancial esta normativa permite consagrar un derecho de propiedad al titular; ¿Qué alternativa propone?: Creo que

los derechos podrían tener un período de vigencia. Yo, en un afluente del río Maule tengo derechos esporádicos no

consultivos; no los puedo transformar en consultivos porque Endesa tiene esos derechos de agua. Y ellos no los usan,

por lo tanto, en esos casos el Estado los debe revisar.

- Raimundo Valenzuela: ―La especulación es algo que nunca debió haber ocurrido‖: ¿Van en la senda correcta los

cambios que impulsa el gobierno en el código de aguas?: No creo que sean un bien público, porque de ser así los

dejarían botados. Pero en lo que sí estoy de acuerdo es que las aguas no las puedan comprar las empresas o

especuladores que las mantienen bajo su propiedad y no hacen nada. Aquí hay inversionistas que tienen las aguas

bajo su poder y no hacen nada; El gobierno busca terminar con la especulación. ¿Son adecuadas estas medidas que

incluyen la caducación por no uso?: La especulación de las aguas es algo que nunca debió haber ocurrido. Hoy

vemos inversionistas que van y compran derechos de agua y se quedan esperando por alguien que se las compre

como parientes. A la larga, debieran subirle las patentes de manera muy fuerte para que si no las ocupan les duela.

Esa sería una alternativa muy interesante; ¿Por qué la vía de caducidad por no uso no debe ser tomada en cuenta?:

Debieran cobrar un impuesto tremendo, mejor. Esto es como que las construcciones salieran más caras en los sitios

eriazos; ¿Es suficiente la actual legislación para el cuidado del agua?: No, porque faltan ajustes. Claramente hay

zonas, sobre todo en el norte, donde hay conflictos entre las mineras y los agricultores, y las primeras tienen más

espaldas. Siguen comprando derechos y han secado valles completos. Este es el típico problema que ha pasado en

este país, que han dejado todo al libre mercado y al final gana siempre el más fuerte y al final generas la molestia de

la gente. Eso está pasando hoy. Todos quieren cambios. Si bien creo que el libre mercado es bueno, tiene que haber

una cierta regulación que lo fortalezca. Aquí ha faltado regulación. No puedes dejar a toda una región como en

Copiapó sin agua para la agricultura.

5.95.- Experto promueve joint ventures entre comunidades e inversionistas de grandes proyectos (Fuente: Diario

Financiero, 10.101.14): La primera vez que Lloyd Girman -canadiense experto en resolución de conflictos con

comunidades- propuso que un inversionista se asociara con comunidades indígenas, para que participaran de la

propiedad de un proyecto, en su país pensaban que había perdido la razón, recuerda. Hoy, esa fórmula, está asentada en

Canadá y sólo a él le ha permitido destrabar más de US$ 6.000 millones en inversiones, principalmente en las áreas de

minería y energía. Una de las primeras iniciativas que logró sacar adelante fue una mina de diamantes, donde aunó

posiciones de cuatro comunidades indígenas para que crearan una empresa y firmaran un joint venture con la compañía

minera afectada, lo que se tradujo en una inversión de US$ 1.200 millones. La clave para esto -dice Girman- es

mantener un buen relacionamiento con la comunidad. ―Hay que invertir tiempo en ellos y lograr que se suban y

entiendan el valor que tiene el proyecto‖, dice. Respecto a la dificultad de llegar a este punto de entendimiento, el

experto explica que ha ido mejorando en relación a los tiempos. Por ejemplo, el acuerdo con las cuatro comunidades le

tomó dos años y medio de conversaciones, y ahora, en un proyecto de US$ 1.000 millones para una línea de transmisión,

tardó 18 meses en lograr un acuerdo con una veintena de comunidades. El problema es que muchas de éstas fueron

contactadas anteriormente por firmas forestales y mineras que las trataron ―mal‖. ―Costó mucho que se volviera a tener

confianza en el sector privado‖, dice Girman, quien cree que el proceso ha avanzado recién en los últimos 25 años. Para

Girman, el liderazgo en estos temas debe tomarlo el sector privado, ya que tiene mayor flexibilidad para hacer cosas.

―Una vez que se logran acuerdos y se crean precedentes, viene atrás el gobierno regulando el hecho y reconociendo los

avances‖, dice. Pero ambos tienen roles complementarios. Aunque no tiene una visión acabada de lo que pasa en Chile,

dice que la clave es el liderazgo y que no hay que esperar que surjan problemas para hacer algo. De hecho, relató que se

demoró 28 años en sacar adelante un proyecto y un 25% de la propiedad de la iniciativa de US$ 3.200 millones quedó en

manos de los indígenas. ―Las compañías deben pensar en el largo plazo, no necesariamente en el proyecto en sí‖, dice.

Agrega que compartir la propiedad fue un tema difícil, que fueron proyecto a proyecto, pero que cuando el resto

comenzó a ver que era una fórmula exitosa, se extendió a toda la industria. ―Hoy es una práctica generalizada ¡Tienes

que hacerlo! Es algo necesario para hacer un proyecto en zonas indígenas‖, dice. De todos modos, agrega que esta

fórmula siempre trae problemas al principio, pero una vez que se genera confianza, son los mejores socios que se pueden

tener.

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5.96.- Ordenan al ministerio de Medio Ambiente entregar datos de emisiones de termoeléctricas de Quintero (Fuente: Diario Financiero, 15.10.14): La Corte de Apelaciones de Santiago ratificó la decisión adoptada por el Consejo

para la Transparencia (CPLT), que ordenó al Ministerio del Medio Ambiente entregar información respecto del

monitoreo de las emisiones de las centrales termoeléctricas, ubicadas en la bahía de Quintero, Región de Valparaíso. En

fallo unánime, la Quinta Sala del tribunal de alzada -integrada por los ministros Juan Escobar Zepeda, Marisol Rojas y el

abogado (i) José Luis López- ratificó la determinación que ordenó a la cartera entregar la información solicitada por el

ciudadano Andrés León Cabrera, respecto de las emisiones de las centrales Ventanas, Nueva Ventanas y Campiche. La

sentencia del tribunal de alzada valida la determinación del CPLT, en el sentido que la información solicitada se

encuentra en poder del Ministerio del Medio Ambiente, como continuado legal de la Comisión Regional del Medio

Ambiente (Corema).

6.- SERVICIOS Y NEGOCIOS

6.97.- Origis compra 85% de proyecto solar a Schwager (Fuente: El Mercurio, 02.10.14): La firma chipriota Origis

comprará el 85% del proyecto solar Chaka de Schwager Energy, realizado por la filial Central Solar Desierto. ―Origis

adquirirá el 85% de las acciones de la Sociedad Central Solar Desierto, a más tardar el 15 de noviembre, manteniendo

Schwager el 15% de la propiedad‖, consignó la firma en un hecho esencial.

6.98.- Director para España y Portugal reemplaza a Andrea Brentan a cargo de Endesa (Fuente: Pulso, 02.10.14):

El presidente de Endesa, Borja Prado, propondrá al consejo de administración de Endesa la designación de José Bogas,

actual director general del negocio en España y Portugal, como nuevo consejero delegado de la eléctrica en sustitución

de Andrea Brentan, quien ocupaba este cargo desde 2009. Bogas ha desempeñado diversos puestos en Endesa desde

1982 y tiene un ―profundo conocimiento‖ tanto de la compañía como del sector eléctrico español, así como ―probadas

capacidades para gestionar procesos regulatorios complejos‖, destacó la empresa en un comunicado enviado a la

Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de España. La dimisión de Brentan, que fue comunicada ayer, se

producirá en la reunión del consejo de la compañía del próximo 7 de octubre. No obstante, Brentan seguirá vinculado a

Endesa como consejero de sociedades pertenecientes al grupo empresarial, como Enel Green Power o Enersis. Prado

agradeció a Brentan su ―absoluta dedicación y compromiso‖ con la eléctrica y destacó que Endesa logró bajo su

dirección reforzar su posición industrial y financiera en un entorno marcado por la crisis económica y los cambios

regulatorios, señala el comunicado. Nacido en Madrid e ingeniero industrial de formación, Bogas toma las riendas de la

eléctrica en un momento en el que debe diseñar un nuevo plan industrial y de inversión en España una vez vendidos los

activos de la española en Latinoamérica a su principal accionista, la italiana Enel. Tras realizar esta transacción, José

Bogas debe centrarse en la preparación de un nuevo plan de negocio y el diseño y ejecución de una oferta pública de

venta en la que se dará entrada a nuevos socios, que tomarán entre un 25% y un 30% del capital -actualmente sólo cotiza

un 8 %. El objetivo de la empresa con este nuevo plan estratégico es aprovechar las oportunidades de una mejora del

contexto macroeconómico y un marco macroeconómico y regulatorio adecuado y estable. Brentan, nacido en Tánger

(Marruecos) en 1949 y licenciado en Ingeniería, llegó a Endesa en 2007 tras la adquisición de la compañía por Acciona

y Enel, en la que entonces era consejero delegado Fulvio Conti, para ocupar la vicepresidencia del Consejo de

Administración. Tras la salida de Acciona de Endesa, en marzo de 2009 fue nombrado consejero delegado, puesto que

ha mantenido hasta ahora. La salida de Brentan de Endesa llega pocos meses después de que Enel renovara su cúpula

directiva con el nombramiento de Francesco Starace como nuevo consejero delegado en sustitución de Conti. Tras estos

cambios, en junio pasado Enel cambió a sus representantes en el Consejo de Administración de Endesa. Brentan entró en

Enel en 2002 como director de desarrollo internacional y en la compañía italiana fue el responsable del área

internacional de fusiones y adquisiciones. Antes de trabajar en la eléctrica ocupó puestos en empresas como Grupo de

Industrias Electromecánicas (GIE), absorbido después por Ansaldo Energía; Sae Sadelmi, vinculada al grupo eléctrico

suizo ABB; y Alstom.

6.99.- La Nueva Enersis Bajo el Alero de Enel (Fuente: Estrategia, 02.10.14): Luego que el Consejo de

Administración de Endesa España aceptó la oferta de su matriz Enel para hacerse de su filial Enersis y así tomar el

control del 60,62% de sus activos en Latinoamérica, en 8.253 millones de euros (unos US$10.670 millones), ahora sólo

resta que la junta general de accionistas de la hispana dé el visto bueno a la transacción, para lo cual se convocó a una

asamblea extraordinaria para el próximo 21 de octubre. Y en se sentido, existe una plena coincidencia de que esto no se

trata sólo de un cambio formal de controlador, sino que para el holding chileno se avecinan favorables vientos de

cambio. Y un primer aspecto positivo para los accionistas, es que finalmente los informes independientes que encargó

Enel, valorizaron las acciones de Enersis en $215 cada una, monto superior a los $172 en que se colocó el aumento de

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capital por US$6.022 millones que concluyó a fines de marzo del año pasado. A nivel local, esto constituyó un potente

mensaje de la italiana hacia los minoritarios, luego de las discrepancias que surgieron a raíz de la citada emisión

accionaria. Se estima que la transacción entre Endesa España y Enel quedará perfeccionada en su totalidad hacia fines de

este año, y de ahí en adelante se iniciará una nueva fase para Enersis y sus filiales. A mediano plano, en las juntas

ordinarias de accionistas de abril se concretarían cambios en las mesas directivas de las eléctricas latinoamericanas,

puestos que serían ocupados por hombres de plena confianza de los italianos. En todo caso, a nivel de administración el

actual gerente general del holding, Ignacio Antoñanzas, recibió un fuerte espaldarazo a su gestión al ser ratificado en su

cargo por el CEO de Enel, Francesco Starace. Pero en lo inmediato, analistas ven con optimismo la ―independencia‖ que

logrará Enersis de su matriz Endesa España, pues como sólo le reportará a Enel ahora tendrá una mucho mayor

flexibilidad y eficiencia para llevar adelante sus proyectos, considerando la burocracia que implicaba tener un doble

controlador. Y en ese sentido, fuentes cercanas a la compañía revelaron a Estrategia que aún le quedan en caja unos

US$1.800 millones del aumento de capital para concretar nuevas operaciones de compra a accionistas minoritarios en

empresas que controla o para transacciones de fusiones y adquisiciones. Y en ese sentido, desde Fitch Rating

manifiestan que el perfil crediticio de Enersis incorpora su amplia liquidez consolidada con US$2.200 millones en caja a

junio y un acceso de US$768 millones en líneas de crédito comprometidas y US$856 millones no comprometidas.

Agrega que los vencimientos de deudas son manejables, con US$929 millones en obligaciones corrientes y vencimientos

anuales en el rango de US$600 millones a US$900 millones hacia adelante. La clasificadora espera que la compañía

refinancie parte de estos. Esta holgura financiera resulta fundamental, considerando que el mayor holding eléctrico de la

región está llevando adelante un plan de inversiones por US$9.000 millones para el periodo 2014-2018. Sin embargo, en

el mercado no descartan que dichos montos puedan verse incrementados, dado que Enel podría colocar en bolsa entre un

20% y un 22% de Endesa España –hoy apenas se cotiza un 8%-, con lo cual se podrían captar importantes recursos del

mercado, los que se destinarían a Latinoamérica y a Iberia-Portugal. Pero además de los recursos frescos que llegarían

desde Europa, Fitch espera que la compañía incremente su Ebitda a un nivel por encima de los US$4.000 millones en el

periodo 2015-2018, principalmente como resultado del crecimiento orgánico del negocio de distribución de energía y

por la normalización de las operaciones en Brasil. Cabe destacar que a junio de este año la compañía registró un Ebitda

consolidado de US$3.800 millones, mostrando una reducción de 14% respecto del cierre de 2013, principalmente por el

impacto negativo de las operaciones en Argentina. Analistas estiman que el próximo paso que podría dar Enersis en su

plan de expansión local, es la compra de los activos de la hidroeléctrica Pilmaiquén, la cual abrió un data room para los

interesados en comprarla. La operación, que involucraría unos US$320 millones, comprende la Central Rucatayo, que el

13 de diciembre de 2012 comenzó a inyectar su producción al SIC: 57 MW, además de los proyectos Central

Hidroeléctrica Los Lagos (50,8 MW) y la Central Hidroeléctrica Osorno (54,3 MW). En todo caso, el nuevo controlador

de Enersis está decidido a no cometer los errores del pasado en el desarrollo de sus proyectos, para lo cual está llevando

a cabo una política de mayor cercanía con las comunidades. Nuevo espíritu que proviene de Starace, considerando que la

carrera del italiano se desarrolló al mando de Enel Green Power, brazo ―verde‖ de Enel. Así, Endesa Chile –filial de

Enersis- podría prever de una mejor manera los serios conflictos que ya ha enfrentado con Punta Alcalde, Bocamina II e

HidroAysén. A Enersis aún le quedan en caja unos US$1.800 millones del aumento de capital para concretar nuevas

operaciones de compra a accionistas minoritarios en empresas que controla o para transacciones de fusiones y

adquisiciones. A la fecha las operaciones ya realizadas con fondos del aumento de capital son:

- El 30 de abril, Enersis anunció la suscripción de compraventa con Inkia Americas Holdings Limited por US$413

millones para aumentar del 37,5% al 58,6% la participación económica en Edegel (21,1%). La eléctrica adquirirá el

39,01% que posee Inkia en Generandes, compañía que controla el 54,2% de Edegel. Los efectos del mayor resultado

neto, como consecuencia de esta mayor participación accionaria por parte del holding, se verán reflejados en los

estados de resultados de la sociedad a partir del momento en que se verifiquen las condiciones suspensivas, entre

éstas, el análisis por parte de la autoridad de competencia de Perú, Indecopi (Instituto Nacional de Defensa de la

Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual).

- El 16 de mayo, Enersis concluyó el periodo adicional de 90 días de la OPA Voluntaria de Coelce sobre las acciones

ordinarias. Enersis adquirió 38.162 títulos adicionales, equivalentes al 0,049% del capital social de Coelce, a un valor

promedio ponderado de 49,20 reales por acción, para lo cual se efectuó una inversión de US$829.393. Concluido

este periodo y la subasta del 17 de enero, Enersis alcanzó una participación final directa e indirecta en Coelce de

74,05%, invirtiendo el equivalente a US$243 millones.

6.100.- Histórico de Endesa España queda a la cabeza de eléctrica en el marco de su reestructuración (Fuente: El

Mercurio, 02.10.14): Como un hombre de la Endesa "profundísima" es definido al interior de la firma española el nuevo

consejero delegado de Endesa España, José Damián Bogas, quien reemplazará al italiano Andrea Brentan en el cargo. El

cambio se produce luego que Brentan, hombre de las filas de Enel, decidió dejar -a sus 65 años- los puestos que

desempeñaba en la compañía. Este último lideró el diseño de la reestructuración societaria de Endesa y su consolidación

en el mercado español, y continuará vinculado al grupo como director en varias sociedades, como Enersis -que

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concentra las inversiones del grupo en Latinoamérica- y Enel Green Power. Bogas es un ejecutivo que inició su carrera

en las filas de la hispana en 1982, y que desde 1998 es director general de Endesa para España y Portugal. Según

cercanos, es la pieza perfecta para comandar la etapa que se viene, pues su trabajo ha estado concentrado en los

territorios de la nueva Endesa Ibérica. Bogas es español y un ejecutivo histórico del sector energético ibérico. Por lo

mismo, se presume que se mueve bien en la zona de influencia en que se concentrará Endesa, una vez que Enel tome el

control directo de Enersis. Esto significará que Ignacio Antoñanzas, gerente general de Enersis, reportará directo a la

italiana como director de operaciones de Enel en Latinoamérica. El nuevo escenario se configurará una vez que los

accionistas de Endesa España -donde Enel tiene el 92%- aprueben el que es el eje de la reestructuración, en junta de

accionistas el 21 de octubre. Se trata de la compra del 60,62% -en unos US$ 10.670 millones- que tiene la hispana en

Enersis por parte de la italiana. Enel manejará ahora de forma directa la firma con sede en Chile. Bogas es ingeniero

industrial de la Universidad Pontificia de Comillas, y pertenece a la promoción de 1978. También tiene un máster en

Energy Management con Arthur D. Little en Cambridge-Massachusetts y otro en Esade. Desde 1987 desempeñó un

papel fundamental en el desarrollo del marco legal del sector eléctrico y es una de las voces más respetadas del rubro en

España, tanto a nivel nacional como internacional. Sin Enersis, Endesa España reorientará todos sus esfuerzos a la

península ibérica con el diseño de un nuevo plan industrial. En ese marco, Bogas deberá liderar la colocación de cerca de

un 22% de Endesa España en bolsa con el objeto de proveer de liquidez a la acción y también de levantar recursos para

futuros proyectos. Hoy la hispana tiene poco más del 7% de la propiedad en bolsa y la idea sería ampliar ese porcentaje

al 30%. US$ 10.670 millones es la propuesta que realizó Enel a su filial Endesa España para quedarse con el 60,62% que

esta última tiene en la firma latinoamericana Enersis. La propuesta se aprobará el 21 de este mes en junta de accionistas

de Endesa España.

6.101.- Eléctrica Puntilla está abierta a entrada de nuevos accionistas (Fuente: Revista Electricidad, 03.10.14): El

gerente general de la generadora, Alejandro Gómez, tras la adjudicación de los contratos de obras civiles por parte de

Vial y Vives-DSD, así como el de equipamiento y montaje al Grupo Andritz, donde ambos involucran costos por unos

US$257 millones, para la construcción de la Central Ñuble, entraría en servicio en junio de 2017, conversó con

Estrategia sobre la compañía y lo que conlleva participar en la bolsa.

- ¿Cuál es el origen de los capitales de la empresa?: Los capitales de Eléctrica Puntilla se originan en el aporte de sus

socios, todos regantes de la Sociedad de Canal de Maipo. Con su apertura a la bolsa, se abre la posibilidad de ingreso

de nuevos accionistas a la empresa. A principios de septiembre de este año, en una junta extraordinaria de

accionistas, se aprobó un aumento de capital por US$120 millones con lo que el capital total de la sociedad llegará a

una suma cercana US$440 millones.

- -¿Cómo se componen sus ingresos?: Los ingresos de la empresa provienen de las seis centrales hidroeléctricas que la

empresa tiene operación, que en conjunto permiten generar 54 MW.

- Respecto a Central Ñuble, ¿cómo se concretó la adjudicación de los contratos?: Para la adjudicación de ambos

contratos primero se hizo una precalificación, a la que fueron invitadas 26 empresas de obras civiles y 12 de

equipamiento electromecánico. De ese proceso se seleccionaron siete empresas de obras civiles y cuatro para el

equipamiento, considerando tanto los aspectos técnicos como financieros de los proponentes.

- ¿Cuál es la relevancia de este proyecto para el actual escenario energético del país?: Las centrales de pasada

constituyen una fuente de energía renovable fundamental para la matriz energética de Chile. Específicamente en el

caso del proyecto Ñuble, que aprovecha el potencial hidroeléctrico del río Ñuble, entregará al SIC 136 MW, que

equivalen al consumo de energía eléctrica de una gran ciudad como Concepción.

- ¿Qué otros proyectos tiene en carpeta la empresa?: Hay algunos en construcción, otros en etapa de calificación y

algunos en estudio. Entre ellos, podemos destacar los proyectos Itata, Lontué, Allipén, Teno, Tinguiririca, entre

otros. De ellos, ya se inició la construcción de la central de pasada Itata, con una capacidad de 20 MW, y que entrará

en operación el 2015.

6.102.- CGE avanza en proceso de ventas y serían dos los inversionistas interesados en sus activos (Fuente: El

Mercurio, 04.10.14): CGE una de las mayores empresas del sector eléctrico del país controlada por capitales chilenos, y

que está ligada con las familias Marín, Hornauer y Pérez Cruz, podría pasar a manos extranjeras en el corto plazo. Según

información recabada por ―El Mercurio‖, al menos dos oferentes internacionales se encontrarían negociando

actualmente la compra de activos de esta compañía. Y aunque todavía no existe nada cerrado, ambos procesos

registrarían un alto grado de avance. Consultada la compañía, declinó referirse al tema. En el contexto bursátil, las

acciones de CGE subieron ayer 6.13% y, en los últimos tres días, 11.8%. Entre enero y el 30 de septiembre, estos

papeles acumulaban un alza de solo 0.18%. El primero de los interesados sería el fondo de inversión australiano IFM

Investors, que tiene bajo su administración más de US$ 43 mil millones y controlado por treinta fondos de pensiones

ligados con ese país. Entre sus principales activos figuran Anglain Water y los aeropuertos de Melbourne, Perth,

Brisbaine y Adelaida. Su foco está centrado principalmente en activos maduros y en negocios que aporten rentabilidades

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de largo plazo, como los ligados con la infraestructura. Hasta ahora, sus inversiones se centran en Australia, Estados

Unidos y Europa. Para la operación con CGE, la estrategia del fondo sería lanzar Oferta Pública de Adquisición de

Acciones (OPA) por el 100% de los papeles de la empresa, por la que también tomaría el control de Gasco, donde CGE

Holding tiene el 56.62% y sus subsidiarias, que distribuyen gas licuado a clientes residenciales, comerciales e

industriales, entre las regiones de Tarapacá y Magallanes. Además, se quedaría con el 51.84% que la eléctrica tiene en

Metrogas, la mayor operadora de gas domiciliario de la Región Metropolitana. Este fondo ya estuvo en negociaciones

muy avanzadas con CGE a mediados de este año, pero finalmente no prosperaron. Sin embargo, esta empresa iría solo

tras los activos del área de distribución de CGE. CGE Holding tiene el control de varias distribuidoras de electricidad,

tanto en Chile como en Argentina. En total, según cifras de su balance al cierre de 2013, abastece a 3.427.037 clientes.

En Chile, la operación está concentrada en las filiales CGE Distribución, Conafe, Emelari, Eliqsa, Elecda, Emelat,

Emelectric, Emetal, Edelmag, las que, en conjunto, abastecen a 2.571.753 clientes entre la Región de Arica y Parinacota

y la de Los Ríos, además de la Región de Magallanes. En Argentina, opera a través de Edet, Ejesa, Ejsedsa y Energía

San Juan, que abastecen a 855.284 clientes distribuidos en las provincias nortinas de Tucumán, Jujuy y San Juan. La

compañía latinoamericana estaría interesada en comprar todo el paquete de distribución eléctrica. Esta operación ya

finalizó su etapa de due dilligence o revisión de estados contables y financieros de la empresa y, ahora, entraría a una

fase más avanzada de la negociación. La CGE donde actualmente es presidente del directorio Jorge Marín y gerente

general Eduardo Morandé es la mayor empresa de distribución eléctrica controlada por capitales chilenos. Se fundó en

1905. El año pasado registró utilidades por $81.411 millones, una disminución de $6.137 millones respecto de 2012.

Esta merma se produjo porque ese año mostró un resultado extraordinario de $57.373 millones, como consecuencia de la

venta de la participación accionaria de Ibener, su área de generación eléctrica, según las cifras de la última memoria del

grupo CGE. La firma alcanzó un Ebitda, ganancias antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones a

nivel consolidado que ascendió a $438.085 millones, con un incremento de 24% respecto de 2012 y es considerado uno

de los más elevados en la historia de CGE.

6.103.- Revisa los inversionistas interesados en los activos de CGE (Fuente: El Mercurio, 06.10.14): CGE -una de las

mayores empresas del sector eléctrico del país controlada por capitales chilenos, y que está ligada con las familias

Marín, Hornauer y Pérez Cruz- podría pasar a manos extranjeras en el corto plazo. Según información recabada por ―El

Mercurio‖, al menos dos oferentes internacionales se encontrarían negociando actualmente la compra de activos de esta

compañía. Y aunque todavía no existe nada cerrado, ambos procesos registrarían un alto grado de avance. Consultada la

compañía, declinó referirse al tema. En el contexto bursátil, las acciones de CGE subieron el viernes pasado 6,13% y, en

los últimos tres días, 11,8%. Entre enero y el 30 de septiembre, estos papeles acumulaban un alza de solo 0,18%. El

primero de los interesados sería el fondo de inversión australiano IFM Investors, que tiene bajo su administración más

de US$ 43 mil millones y es controlado por treinta fondos de pensiones ligados con ese país. Entre sus principales

activos figuran Anglian Water y los aeropuertos de Melbourne, Perth, Brisbaine y Adelaida. Su foco está centrado

principalmente en activos maduros y en negocios que aporten rentabilidades de largo plazo, como los ligados con la

infraestructura. Hasta ahora, sus inversiones se centran en Australia, Estados Unidos y Europa. Para la operación con

CGE, la estrategia del fondo sería lanzar una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA) por el 100% de los

papeles de la empresa, por la que también tomaría el control de Gasco -donde CGE Holding tiene el 56,62%- y sus

subsidiarias, que distribuyen gas licuado a clientes residenciales, comerciales e industriales, entre las regiones de

Tarapacá y Magallanes. Además, se quedaría con el 51,84% que la eléctrica tiene en Metrogas, la mayor operadora de

gas domiciliario de la Región Metropolitana. Este fondo ya estuvo en negociaciones muy avanzadas con CGE a

mediados de este año, pero finalmente no prosperaron. Sin embargo, se reactivaron intensamente hace un par de

semanas. El segundo interesado en comprar activos de esta compañía sería una empresa latinoamericana ligada con el

rubro eléctrico. Sin embargo, esta empresa iría solo tras los activos del área de distribución de CGE. CGE Holding tiene

el control de varias distribuidoras de electricidad, tanto en Chile como en Argentina. En total, según cifras de su balance

al cierre de 2013, abastece a 3.427.037 clientes. En Chile, la operación está concentrada en las filiales CGE

Distribución, Conafe, Emelari, Eliqsa, Elecda, Emelat, Emelectric, Emetal y Edelmag, las que, en conjunto, abastecen a

2.571.753 clientes entre la Región de Arica y Parinacota y la de Los Ríos, además de la Región de Magallanes. En

Argentina, opera a través de Edet, Ejesa, Ejsedsa y Energía San Juan, que abastecen a 855.284 clientes distribuidos en

las provincias nortinas de Tucumán, Jujuy y San Juan. La compañía latinoamericana estaría interesada en comprar todo

el paquete de distribución eléctrica. Esta operación ya finalizó su etapa de due dilligence -o revisión de estados contables

y financieros de la empresa- y, ahora, entraría a una fase más avanzada de la negociación. La CGE -donde actualmente

es presidente del directorio Jorge Marín y gerente general Eduardo Morandé- es la mayor empresa de distribución

eléctrica controlada por capitales chilenos. Se fundó en 1905. El año pasado registró utilidades por $81.411 millones,

una disminución de $6.137 millones respecto de 2012. Esta merma se produjo porque ese año mostró un resultado

extraordinario de $57.373 millones, como consecuencia de la venta de la participación accionaria de Ibener -su área de

generación eléctrica-, según las cifras de la última memoria del Grupo CGE. La firma alcanzó un Ebitda -ganancias

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antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones- a nivel consolidado que ascendió a $438.085 millones,

con un incremento de 24% respecto de 2012 y es considerado uno de los más elevados en la historia de CGE.

6.104.- Familia y negocios: La compleja relación entre los accionistas de CGE (Fuente: Pulso, 07.10.14): El ―pacto‖

entre los Marín Correa, los Pérez Cruz y los Hornauer fue firmado en noviembre del 2000 para ―defender‖ a la firma

energética CGE del ingreso de la estadounidense PP&L a la propiedad de la empresa. No obstante, en el 2011, tras

hacerse públicas las desavenencias entre las familias, los accionistas de los denominados Grupo Familia Marín y Grupo

Almería decidieron poner término al pacto controlador celebrado conjuntamente con la Familia Pérez Cruz. Los grupos

Almería y Familia Marín reconocieron que no fue posible superar a través de la mediación, ante el Centro de Arbitraje y

Mediación de la Cámara de Comercio de Santiago, las discrepancias con el grupo Pérez Cruz iniciadas a raíz de las

designaciones en los directorios de algunas filiales de la compañía. Para muchos fue la muerte del ex presidente de CGE,

Gabriel del Real, en septiembre de 2006, el origen de las discrepancias. Su deceso, luego de 38 años en la mesa de la

firma, dio paso a que dos fuerzas contrapuestas tuvieran libertad para confrontarse. Casado con Loreto Marín Estévez,

Del Real era la unión entre las diversas ramas de los grupos controladores. El ex presidente era el puente de

comunicación entre los Pérez Cruz y los Marín. Con su fallecimiento, y con la llegada de Jorge Marín Correa a la

presidencia del grupo en los meses siguientes, las facciones encontraron espacio para dar a conocer sus divergencias.

Hasta ese momento, los líderes que manejaban la compañía eran Del Real, José Claro (padre del empresario Juan Claro)

y Pablo Pérez Zañartu, padre del actual director de la distribuidora eléctrica. La venta de Claro a la estadounidense

PP&L, en 2000, deshizo el histórico triunvirato que gobernaba el holding y gatilló un reacomodo de fuerzas. La muerte

de Del Real acrecentaría la brecha. En 2007, el directorio de CGE se preparaba para el ingreso de directores

independientes. Para evitar que se diluyera el poder, Pablo Pérez Cruz conversó con Jorge Marín y le hizo una

propuesta: aumentar de siete a nueve los miembros de la testera, para mantener intactas las fuerzas al interior de la mesa

y dejar espacio para dos integrantes externos. Marín dijo que lo pensaría. Sin embargo, a días de la reunión en la cual se

renovó el directorio, habría comunicado que no se modificaría la cantidad de sillones. La rama de los Pérez Cruz debía

conformarse con Pablo como su representante, y con sumar a un independiente como su aliado. El elegido: el ex gerente

general de Gener, Juan Antonio Guzmán. El impasse fue superado, pero no olvidado por los Pérez Cruz. Dos años

después, un fondo extranjero se interesó en Gasco, filial de CGE, e hizo una propuesta a Marín. Si bien las

conversaciones no rindieron frutos, para el clan Pérez el solo hecho de haber evaluado vender una firma especialmente

importante para ellos les molestó. Fue el jefe de la familia, Pablo Pérez Zañartu, quien levantó Gasco y la transformó en

la más importante de su rubro. Desde ahí los ánimos quedaron resentidos, hasta el quiebre definitivo.

6.105.- Gas Natural Fenosa entra en disputa por CGE y acción sube 17% en el mes (Fuente: El Mercurio,

07.10.14): El anuncio de la venta de la CGE remeció a la bolsa local. Ayer, la acción de la firma subió 4,7%, y en las

cuatro jornadas bursátiles de este mes el valor de los papeles se ha incrementado un 17,06%. Entre enero y el 30 de

septiembre, solo acumulaban un alza de 0,18%. Según trascendió, además de las ofertas recibidas por parte del fondo de

inversión australiano IFM Investors y de una empresa latinoamericana del rubro eléctrico, la firma controlada por la

familia Marín, Hornauer y Pérez Cruz también está recibiendo propuestas de la española Gas Natural Fenosa, llamada

así tras la adquisición de la empresa Unión Fenosa por parte de Gas Natural en 2009. Esta última ha manifestado su

interés por entrar al mercado nacional, y con esta operación ingresarían de lleno. Hoy su presencia en Chile se limita a

un contrato firmado hace pocos meses para el suministro de gas a la central Kelar, propiedad de BHP Billiton.

Consultada por su interés en la compra de CGE, la firma declinó hacer comentarios al respecto. Al igual que el IFM

Investors, la empresa estaría interesada en la compra de todos los activos -distribución, gas y servicios-, mientras la

firma latinoamericana solo está ofertando por el área de distribución. Ayer, luego que el sábado ―El Mercurio‖ publicara

sobre la existencia de propuestas por el control de CGE, la SVS ordenó suspender desde las 9:00 horas hasta las 11:30

horas, la oferta pública, cotización y transacción de acciones de CGE. La empresa publicó un hecho esencial, donde se

señaló que los accionistas mayoritarios han recibido ofertas no vinculantes para la adquisición de la totalidad de sus

acciones, lo que contemplaría una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA), tras lo cual el regulador permitió

reactivar la cotización de sus papeles en bolsa. En la comunicación de la empresa se señaló que el directorio aprobó por

unanimidad dar acceso a la información interna de la sociedad con el objeto de que se realice un due diligence. ―Hasta el

momento no se ha recibido una oferta vinculante que contenga un precio, que dependerá de su aceptación por los

destinatarios de la oferta y del resultado del due diligence, ni se han negociado aun los términos y condiciones

específicas de una eventual adquisición de acciones‖, sostuvo Eduardo Morandé, gerente general del grupo CGE. CGE

participa en diversas áreas de negocios, entre las que figuran distribución eléctrica y de gas, además de transmisión y

servicios. En el negocio de gas CGE controla Gasco, con un 56,62%, y esta última, a su vez, maneja Metrogás, con un

51,84%. Esta distribuidora participa de Gasandes, GNL Chile y GNL Quintero. CGE es la firma más grande del rubro de

distribución eléctrica del país. Esta área de negocios representa el 50% del total de los ingresos ordinarios de la

compañía. Con sus operaciones en Chile y Argentina abastece a un total de 3.427.037 clientes. En el país tiene nueve

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distribuidoras, que abastecen entre la Región de Arica y Parinacota y la de Los Ríos, además de la Región de

Magallanes. En Argentina tiene 855.284 usuarios distribuidos en las provincias nortinas de Tucumán, Jujuy y San Juan.

Tres familias son los accionistas mayoritarios de CGE y suman el 55,05% de las participaciones directas.

6.106.- Contacto con oferente de CGE data de hace un año. Oferta superaría los US$3.000 millones (Fuente: Pulso,

07.10.14): Apenas cuarenta minutos después de la apertura del mercado -que abrió con los títulos de la eléctrica

suspendidos- el gerente general de CGE, Eduardo Morandé, reconoció vía hecho esencial la recepción de una oferta ―no

vinculante‖ para la adquisición de la totalidad de las acciones constitutivas de la propiedad de la sociedad. Fuentes del

mercado señalaron a PULSO que los tres grupos controladores, las familias Marín y Pérez Cruz y el grupo Almería,

aceptaron preliminarmente los términos de la propuesta. No fue revelado oficialmente el oferente. En la comunicación,

Morandé planteó que los accionistas mayoritarios de la compañía (que en conjunto manejan más del 65% de la

propiedad de la empresa energética), habían recibido propuestas que contemplarían ―la formulación de una oferta

pública que se dirigiría en términos igualitarios a todos los accionistas de CGE para la adquisición de la totalidad de las

acciones emitidas, con un mínimo de la mayoría absoluta de las acciones y el control de CGE‖. Según precisó el timonel

de la empresa energética a través de un comunicado público, la mesa de la compañía decidió por unanimidad ―dar

acceso a información interna, con el objeto de que se realice un proceso de revisión denominado due diligence. Este

proceso no se encuentra terminado‖, señaló Morandé. A ello se añade que en caso de formularse una OPA, requeriría de

al menos el 50+1 de las acciones o un cambio en el control para ser declarada exitosa. Si bien no ha sido revelado el

precio de la oferta, algunos actores del mercado especulan que podría acercarse a los US$3.000 millones e incluso por

sobre esa cifra, considerando que el market cap del cierre de ayer fue de unos US$2.350 millones y que normalmente

estas operaciones incluyen un premio respecto del cierre de los títulos previo de hacerse públicas las negociaciones. A

ello se suma el potencial del negocio del gas, en el que la empresa está presente a través de su filial Gasco y, vía ésta

compañía, de Metrogas. Al ser socia del terminal GNL Quintero, la compañía tiene acceso privilegiado a los

incrementos de capacidad del puerto de licuefacción y a contratos de largo plazo, lo que genera el interés de los

productores de energía que requieren de este insumo para operar centrales de ciclo combinado. Además -y a pesar del

interés del gobierno por regular las tarifas en el negocio de distribución de gas natural- la idea de incrementar el

consumo del energético para suplir a la leña en el sur del país también potencia a CGE. En ese sentido, el holding es el

propietario de las principales redes de distribución de gas natural en la zona, como Innergy y Gas Sur, lo que la

posiciona fuertemente en este negocio. No obstante, la falta de un indicador de precio de la oferta hizo mantener la

cautela a los agentes de mercado. Ayer, los títulos del holding subieron 4,7% -acumulando un incremento de 17,06%

sólo en lo que va del mes de octubre, aunque durante el día llegaron a subir casi 7%. Aunque esa especie de freno con el

que se movió la acción de CGE ayer tiene que ver, no obstante, porque está latente la posibilidad de que la OPA

finalmente no sea exitosa, lo que dependerá de las familias controladoras que tienen la cantidad de acciones necesarias

como para hacer fracasar la operación. La movida de los controladores, según especulaciones, apuntaría a apurar a los

oferentes -el nombre que ronda es el del fondo australiano IFM Investors, propietario de la generadora Pacific Hydro- a

lanzar pronto una oferta vinculante antes de que el precio siga subiendo. En esa línea iría, precisamente, la filtración del

fin de semana, que según fuentes provino de la propia compañía. El hecho de que IFM Investors sea dueña de Pacific

Hydro podría hacer intervenir a la Fiscalía Nacional Económica, lo que en ningún caso podría paralizar la operación,

pero sí podría, eventualmente, poner algunas condicionantes y dilatarla más de lo presupuestado por los interesados.

Otro punto relevante en este principio de acuerdo para enajenar CGE tiene que ver con la fecha en la que los

controladores de CGE fueron notificados del interés de IFM Investors por ingresar a la propiedad de CGE. Según

fuentes, las conversaciones datan del año pasado y ya estarían en una fase terminal. Aunque se trata de empresas

distintas, un antecedente de lo que esperan los dueños de la compañía es el premio que pagó en 2007 CGE por el grupo

Emel, distribuidora eléctrica que opera en el norte y centro del país y que CGE adquirió mediante una OPA. Entonces, el

premio ofrecido por las familias Marin, Pérez Cruz y Hornauer a la estadounidense PPL llegó al 3%, desembolsando

unos US$660 millones. Si se considera que Emel tenía, al momento de la compra, 580 mil clientes, el valor pagado por

cada cliente supera levemente los US$1.130. Así, si se calcula que CGE tiene 2,4 millones de clientes, el precio rondaría

los US$2.500 millones. A eso habría que agregar los activos en el área de gas tanto en Chile como en Argentina, más las

mencionadas participaciones en Metrogas, las distribuidoras del sur y la participación en GNL Quintero. Si bien se

especuló con la recepción de una oferta sólo por el negocio de la distribución, el documento presentado por CGE aclara

que la venta se haría por el total de las acciones de la sociedad. Ello dejaría fuera de carrera a EPM, la colombiana que

en Chile está presente en el negocio de las energías renovables y que estaba interesada en analizar la adquisición de CGE

Distribución, sin contar con los demás activos. Hace dos años, CGE se deshizo de los activos de generación incluidos en

Ibener, por el que la estadounidense Duke Energy pagó US$440 millones. Esa operación también fue seguida de cerca

por Pacific Hydro -vehículo en Chile de IFM Investors- y por la propia EPM que efectivamente presentó una oferta, pero

que fue desplazada por la de la norteamericana. Los Marín Correa, los Pérez Cruz y los Hornauer han diversificado su

portafolio de inversiones, el que no sólo se remite a sus acciones en CGE. El primer grupo apostó por el área

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inmobiliaria, entrando en la propiedad de Territoria, para luego vender su parte. Hoy, uno de los principales negocios de

la familia es su participación en Detroit Chile. La firma posee dos principales segmentos de negocios: Naval, que se

dedica a la construcción de embarcaciones en Brasil y Chile, incluyendo la prestación de servicios marítimos y

portuarios. Luego está Motores, que representa a reconocidos fabricantes a nivel global, destacando la prestación

recurrente de servicios de mantenimiento y asesoría técnica, especialmente a empresas de la gran minería a través de

contratos de largo plazo con sus clientes. Por su parte, los Pérez Cruz tienen una serie de sociedades agrícolas, y han

desarrollado la viña que lleva los apellidos de la familia. El clan destaca por la calidad de sus vinos y por la premiada

arquitectura de su bodega en Paine, Región Metropolitana. Los Hornauer han apostado por el negocio inmobiliario y

debutarán próximamente en la industria hotelera con un inmueble en Maitencillo.

6.107.- E-CL calcula en US$44 millones el impacto de la reforma tributaria en su balance (Fuente: Diario

Financiero, 07.10.14): Sumándose a los grupos Angelini y Matte, que el viernes pasado informaron el impacto que cada

uno tendrá producto de la aprobación de la Reforma Tributaria, la generadora de la franco-belga GDF Suez, E-CL,

comunicó ayer que deberán reconocer un impacto no recurrente de unos US$ 44 millones, a septiembre de este año. La

mayor generadora del Sistema Interconectado del Norte Grande agregó que el impacto para el año completo sólo se

conocerá una vez terminado el ejercicio. Además, comunicó que la Reforma agrega un impuesto a las emisiones de

termoeléctricas –su principal fuente de generación- a partir del año 2017, el que aún no puede ser cuantificado con

exactitud, pues la realidad operativa de sus centrales podría cambiar para dicho año respecto de la situación actual.

6.108.- CGE: Las razones de los controladores para vender (Fuente: La Segunda, 08.10.14): Como en una receta de

cocina, que reúne varios ingredientes que por sí solos pueden resultar desagradables pero que mezclados se convierten

en un plato sabroso, las razones que tienen los controladores de la eléctrica CGE -las familias Marín, Pérez Cruz y

Hornauer- para vender su negocio, también son varias y se han ido cocinando a "fuego lento". Pese a que el hermetismo

al interior de la eléctrica es prácticamente total -la empresa ha optado por comunicar cualquier información a través de

hechos esenciales, como el que envió ayer para informar de la recepción de ofertas por las acciones de los controladores-

, fuentes cercanas a ella y del mercado explican que el principal motivo para considerar estas ofertas es el buen precio

que les pagarían por sus participaciones. El año pasado, CGE obtuvo una utilidad de $283.152 millones, superando las

cifras de años anteriores. Además, según un estudio realizado por Renta Inversiones en julio pasado, la empresa valdría

US$2.300 millones, por lo que si se considera que los controladores tienen más del 60% de la propiedad, de existir una

Oferta Pública de Acciones (OPA) por el 100%, las familias Marín, Hornauer y Pérez Cruz recibirían en torno a

US$1.400 millones. Sin embargo, también habría otros motivos, más desagradables que impulsarían la operación de

venta encargada al banco de inversiones JP Morgan. Entre ellos, la incertidumbre regulatoria que alega el empresariado

con los cambios en la estructura de impuestos, en educación, en la Constitución, la agenda laboral, pero por sobre todo,

por la discusión que se está dando respecto a la regulación del mercado de distribución de gas por cañería: más de la

mitad del flujo de la compañía proviene precisamente del negocio del gas y ha sido uno de sus fuertes durante los

últimos años con Metrogas, compañía de la cual posee más del 51% y que durante el año pasado aumentó fuertemente

su participación en el mercado industrial, con un alza en las ventas de 12% y de 6,3% en el segmento residencial y

comercial. Otro motivo que nadie quiere admitir públicamente, es que el quiebre que se produjo entre fines de 2010 y

principios de 2011 entre las familias controladoras fue tan profundo que las relaciones al interior de la empresa quedaron

dañadas y todavía no lograron recomponerse del todo. En agosto de 2011, los Hornauer y los Marín informaron a la SVS

que daban por finalizado el pacto de accionistas que tenían junto a los Pérez Cruz, quienes se enteraron del fin del

acuerdo a través del hecho esencial enviado por los dos primeros a la autoridad. La división se habría producido primero

por la conformación de los gobiernos corporativos y la definición del número de directores que le correspondía a cada

uno, por los malos resultados de la empresa y luego por una compra de acciones de CGE que hicieron los Pérez Cruz.

Sobre este punto hay dos versiones: una dice que la molestia se produjo porque con dicha compra, el porcentaje de los

grupos que integraban el pacto controlador llegó a 66,2%, demasiado cerca del 67% que los obligaría a lanzar una OPA;

y la otra, que con la compra, los Pérez Cruz habrían violado un acuerdo de palabra a través del cual los tres clanes se

comprometieron a no elevar sus participaciones.

6.109.- Gas Natural Fenosa tiene equipo en Chile para analizar inversión de CGE (Fuente: Estrategia, 08.10.14):

Atractivo ha generado el proceso de venta que vive la CGE, el cual fue anunciado este lunes, a través de un hecho

esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), pues no sólo el fondo australiano IFM Investors

estaría interesada, sino que además Gas Natural Fenosa, empresa española que ya contaría con un equipo para analizar la

futura adquisición de la mayor distribuidora eléctrica del país. Si bien aún no se ha recibido una oferta vinculante que

contenga un precio, el cual dependerá de su aceptación por los mayores accionistas de CGE: familias Marín y Pérez

Cruz y el Grupo Almería, ya existe interés por parte de la española en tomar su control, pues, según un medio ibérico,

Fenosa quiere ingresar con fuerza al mercado chileno. Aquel primer paso lo dio en mayo pasado cuando suscribió un

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contrato de largo plazo con Minera Escondida, de BHP Billiton, para suministrar GNL a partir del 2016. Combustible

que será entregado en el terminal de Mejillones, en la Región de Antofagasta. Según el medio español, a fines de agosto

pasado el Comité de Inversiones Extranjeras de Chile (CIE) confirmó que distintos de sus representantes viajarían a

España para reunirse con varias compañías del sector energético, entre las que se encontraban OHL y Gas Natural

Fenosa. ―Tras estos encuentros el portavoz del CIE explicó a este periódico que Gas Natural había creado un equipo en

Chile cuya misión era estudiar los nuevos proyectos que podían interesar a la compañía y analizar las oportunidades de

inversión‖, señala el medio de prensa. Fuentes cercanas el Comité de Inversiones Extranjeras, si bien no confirmaron la

información de la prensa española, señalaron que ―hay una representante de la empresa viendo el tema en Chile‖. A su

vez, desde Fenosa no quisieron entregar detalles de su eventual interés por CGE.

6.110.- Fondo que va tras CGE vendería negocio de distribución (Fuente: La Tercera, 08.10.14): El anhelo del

gobierno de diversificar el mercado de la energía parece estar tomando forma, aunque no necesariamente a propósito de

la Agenda de Energía. En los últimos días, trascendió que el fondo australiano IFM Investors busca quedarse con el

100% de las operaciones de CGE, a través de una Oferta Pública de Acciones (OPA). La operación, que involucraría

unos US$ 2.300 millones, según estimaciones de analistas, tendría un segundo capítulo. Esto, dicen fuentes conocedoras

del negocio, porque los australianos considerarían vender el negocio de distribución de gas y electricidad de CGE a la

colombiana EPM, firma que ya le ha manifestado al gobierno, junto a Endesa y la española Fenosa, su interés de entrar

al negocio de distribución de gas de redes. Los trascendidos sobre un eventual cambio de propiedad de CGE,

controladora de Metrogas, surgen justo cuando el gobierno se apronta a hacer público un estudio sorbe rentabilidades del

sector, que justamente cuestionaría a la firma.

6.111.- Grupo CGE: El dilema de venderlo “trozado” (Fuente: Pulso, 09.10.14): La última joya de la corona. Así

catalogan muchos al centenario grupo energético, controlado por las familias Marín (con tres ramificaciones), Pérez

Cruz y Almería, que agrupa a los Hornauer. ¿Y por qué? Por estar en manos nacionales, familiares y principalmente por

el mix de sus activos, que la convierten junto a Colbún en la única eléctrica chilena de gran tamaño. Si bien desde CGE

confirman que las ofertas son exclusivamente por el control del holding (lo que desataría una OPA) y que no está en la

cabeza de nadie al interior del grupo separar activos, para desprenderse por separado de ellos, conocedores de la

operación -a cargo de JP Morgan y liderada por Alfonso Eyzaguirre- admiten que la venta separada de los activos en tres

áreas de negocios sería lo más eficiente y rentable. Es decir, desprenderse por separado del negocio eléctrico (CGE

Distribución, Conafe, las ex filiales de Emel en el norte y la zona central, y las transmisoras Transnet y Transemel) de

los activos de distribución de gas natural y licuado domiciliario e industrial (principalmente Gasco y Metrogas en Chile)

y de las redes gasíferas. Esto sin contar el potente mix geográfico que ofrece el grupo, con compañías en Chile

(mayoritariamente), Argentina y Colombia. Por eso, personas que conocen el deal -que tiene como principales

interesados al fondo australiano IFM Inverstors (controladores de Pacific Hydro), la compañía pública colombiana EPM

y Gas Natural Fenosa-, aseguran que esa opción desde el punto de vista económico es más atractiva, tanto para los

vendedores como para los compradores, aunque hace la operación más compleja y lenta. Y es ahí donde las familias

controladoras han querido despejar dos temas en la venta: que no exista ni el más mínimo cuestionamiento de los

accionistas minoritarios (aquí las AFP son muy pequeñas, con menos del 2%) y que la compañía se transfiera tal como

está. Sin embargo, hay quienes afirman que esta es una primera etapa, y que no se podrá impedir dividir los activos una

vez vendidos. Incluso ya hay quienes sostienen que los australianos -que liderarían la carrera- no tienen una obsesión por

el negocio eléctrico y que su objetivo principal es el gas. Por el contrario, los de Medellín (una curiosa y exitosa empresa

gestionada por el municipio de la ciudad y que se abre paso en Chile) apostaría por la redes de distribución eléctrica.

Sólo los españoles pujarían por el 100% de los activos. Si al final ganan los oceánicos, no es descartable que vendan el

negocio eléctrico a los colombianos. Gasco, el brazo industrial a través del cual el grupo CGE controla directa o

indirectamente el negocio del gas en tres países, podría ser el destino para que una de tres familias mantenga presencia

en la compañía. Los Pérez Cruz tienen una participación minoritaria directa que está fuera del pacto controlador, que

podrían mantener una vez lanzada y aceptada la OPA. Sin embargo, los últimos acontecimientos, que han puesto a la

industria del gas en la mira de la autoridad sería un incentivo para desprenderse de esa participación.

6.112.- Colbún Respalda Cambios en HidroAysén y Agradece Labor de Fernández (Fuente: Estrategia, 10.10.14):

Por otra parte, Colbún reafirmó su convicción de que desarrollar parte del potencial hidroeléctrico de la región de Aysén

es estratégico para Chile, por encontrarse en esa región los ríos más caudalosos y estables de Chile, fuentes de energía

renovable y autónoma. Esto especialmente relevante cuando en los últimos años hemos visto en Chile un aumento en

los costos y en la dependencia energética, mientras nuestros países vecinos han logrado contener dicha tendencia

desarrollando proyectos energéticos en base a recursos propios como la hidroelectricidad, indicó. De esta forma, Colbún

dice ser consciente de que junto con su potencial energético, la región de Aysén tiene importantes valores ambientales,

culturales y sociales así como un gran potencial turístico. En este sentido, Colbún reafirma que deben ser los procesos

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participativos de política energética de largo plazo y de planificación territorial para el desarrollo hidroeléctrico futuro

ya iniciados por el Ministerio de Energía, las instancias para discutir sobre cómo desarrollar el potencial hidroeléctrico

de la región de Aysén en sana convivencia con sus valores ambientales, sociales y culturales. Por lo tanto, HidroAysén

esperará sus tiempos y definiciones en función de las políticas que emerjan de los procesos participativos antes

mencionados. Finalmente, la empresa considera oportuno recalcar que los activos y derechos de HidroAysén

(Resolución de Calificación Ambiental, derechos de aprovechamiento de aguas, concesiones, solicitudes, estudios,

ingeniería, autorizaciones e inmuebles, entre otros), representan elementos necesarios y valiosos sobre los cuales debe

basarse el desarrollo del potencial hidroeléctrico de los ríos Baker y Pascua de la región de Aysén, en la forma y

condiciones que determinen los procesos participativos referidos. Y en este sentido reafirma la importancia de defender

su valor en las instancias institucionales correspondientes.

6.113.- IFM Investors y Gas Natural Fenosa en lista corta por CGE (Fuente: Pulso, 10.10.14): Sólo dos

competidores siguen en carrera para hacerse del control de CGE: el fondo australiano IFM Investors, propietario de la

generadora Pacific Hydro, y la española Gas Natural Fenosa, resultante de la fusión entre Gas Natural y Unión Fenosa.

Cada uno de los interesados en la eléctrica siguen negociando con los tres grupos controladores de CGE: las familias

Marín y Pérez Cruz y el grupo Almería (la familia Hornauer) y analizando la información que les presentó la compañía

en el marco del due diligence anunciado a comienzos de esta semana. De acuerdo con información proporcionada por

fuentes al tanto de las conversaciones, el proceso contempla que en los próximos quince días haya una definición, tras lo

cual se desataría una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA), por el total de la empresa. Ello, pues ambas

firmas van por el 100% de CGE, descartándose en esta etapa la venta parcializada, aún cuando el futuro dueño pueda,

eventualmente, proceder a enajenar los activos por separado. La multinacional que logre un acuerdo con las familias que

controlan CGE tendría asegurado más del 65% de la propiedad de la compañía. Acercarse al 100% dependerá del

resultado de la OPA. Si bien no ha sido revelado el valor total que podría alcanzar la operación, algunos actores del

mercado especulan que podría acercarse a los US$3.000 millones e incluso por sobre esa cifra. Ello, considerando

únicamente el costo por cliente pagado en operaciones similares. En 2007, la propia CGE pagó US$1.100 por cada

cliente de Emel. Así, se calcula que sólo la distribuidora eléctrica valdría unos US$2.500 millones. A ello hay que sumar

la participación de CGE en Gasco y en otras sociedades. En la única comunicación oficial que ha realizado la empresa, a

principios de semana, el gerente general de CGE, Eduardo Morandé, dijo que los accionistas mayoritarios de la

compañía (que en conjunto manejan más del 65% de la propiedad de la empresa energética), habían recibido propuestas

que contemplarían ―la formulación de una oferta pública que se dirigiría en términos igualitarios a todos los accionistas

de CGE para la adquisición de la totalidad de las acciones emitidas, con un mínimo de la mayoría absoluta de las

acciones y el control de CGE‖. Según precisó el timonel de la empresa energética, la mesa de la compañía decidió por

unanimidad ―dar acceso a información interna, con el objeto de que se realice un proceso de revisión denominado due

diligence. Este proceso no se encuentra terminado‖, señaló Morandé. A ello se añade que en caso de formularse una

OPA, requeriría de al menos el 50+1 de las acciones o un cambio en el control para ser declarada exitosa. Según varias

fuentes consultadas, el fondo australiano IFM Investors estaría en la pole position. Mientras, la acción de CGE sigue

escalando en bolsa. Ayer, los títulos de la eléctrica subieron 8,83 %. De esta manera, en una semana, y luego de

conocerse el interés de venta, la capitalización bursátil de la eléctrica ligada a las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer,

ha subido US$614,7 millones, alcanzando los US$2.603,6 millones. La Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) se

encuentra monitoreando los movimientos registrados por la acción de CGE en los días previos a que se anunciara la

recepción de una oferta por la propiedad de la compañía.

6.114.- Francesa EDF y Copec también suenan en la operación (Fuente: Pulso, 10.10.14): Pese a que la idea de los

controladores es vender el paquete completo, la alternativa de un proceso de venta ―trozada‖ es seguida con atención por

actores del mercado. Esto, pues tanto la distribuidora como los activos de gas presentan atractivos específicos para

distintos tipos de compañía, lo que abre una opción para hacer un negocio luego de la adquisición del control accionario

de CGE. Se especula con que IFM Investors haría un proceso de venta de algunos activos en caso de asumir el control.

En ese caso, hay algunos actores que habrían manifestado su interés en las firmas. Inicialmente se planteó la opción de la

colombiana Empresa Pública de Medellín (EPM), que ha puesto a Chile como su objetivo prioritario para su estrategia

de crecimiento internacional. Ahora se habrían sumado otros como la estatal francesa Électricité de France (EDF), que

miraría los activos de distribución, y eventualmente Copec, al que le interesaría la participación que Gasco, filial de

CGE, posee en Metrogas y, mediante esta, en GNL Chile y en el terminal GNL Quintero. En el caso de la francesa, en

los últimos meses ha fortalecido su presencia en Chile. En junio se inscribió en la Cámara de Comercio Franco-Chilena,

y ha sostenido reuniones con las autoridades del área energía, como el ministro Máximo Pacheco. Además, fue una de

las empresas que participó en el road show que el secretario ejecutivo de la CNE realizó en Europa hace semanas. Desde

Empresas Copec, en tanto, negaron tajantemente esta versión, señalando que no ha habido ninguna manifestación ni

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tampoco existe un proceso en curso. En el caso de Gas Natural Fenosa, el modelo integrado de CGE tiene sentido

estratégico, pues es exactamente el mismo modelo que poseen en España, con presencia en el sector eléctrico y de gas.

6.115.- Colombiana EPM descarta interés por activos de CGE (Fuente: La Tercera, 11.10.14): Con la colombiana

fuera, la operación quedaría en disputa de un fondo australiano y Fenosa. El presidente de la junta directiva de Empresas

Públicas de Medellín (EPM) y alcalde de esa ciudad, Aníbal Gaviria, descartó ayer que el conglomerado eléctrico

colombiano esté interesado en los activos de CGE, firma que en los últimos días confirmó negociaciones para su cambio

de controlador. ―Debemos ser muy directos y francos. No han existido contactos‖, dijo Gaviria al inaugurar el parque

eólico de EPM Los Cururos, junto a la Presidenta Michelle Bachelet y el ministro de Energía, Máximo Pacheco. Añadió

que la vinculación de EPM al negocio ―se trata de una simple especulación. No creo que esa alternativa esté en el

portafolio de EPM‖, dijo Gaviria, ya que ―lo que tiene que ver con nuestra estrategia de adquisiciones y participaciones

está prácticamente copado, entonces no habría espacio para otras inversiones‖. Asimismo, explicó que ―no creo que

haya capacidad de inversión para enfrentar el portafolio de proyectos y adquisiciones con una nueva alternativa‖. El

presidente del directorio de EPM manifestó que ve el mercado de generación eléctrica bastante ―concentrado‖, aunque

destacó que tienen ―interés‖ en las políticas del gobierno para atraer a nuevos actores. Con lo anterior, la puja por CGE

queda libre para el fondo australiano IFM Investors y la española Gas Fenosa. En tanto, Bachelet anunció en la ocasión

que el Ejecutivo enviará al Congreso un proyecto de Ley de Asociatividad entre las empresas eléctricas y las

comunidades, que permita que estas últimas se vean beneficiadas por los proyectos emplazados en su entorno.

―Necesitamos que las comunidades puedan verse beneficiadas en su vida cotidiana con estos proyectos‖, dijo la

Mandataria, quien puso como ejemplo el contrato de usufructo que tiene la comunidad de La Cebada con EPM,

recibiendo del conglomerado colombiano el 3% de las ganancias que la última obtenga por concepto de venta de

energía. El ingreso de este proyecto está previsto para antes de fin de año. Por su parte, Pacheco se refirió a los

resultados del informe de rentabilidad de gas y de tasa de capital que encargó la Asociación de Distribuidoras de Gas

Natural (AGN) a las consultoras Systep y EY, que descartaba, en parte, que Metrogas se excediera del límite exigido por

la autoridad. ―Les hemos pedido a las empresas que nos manden una copia de ese estudio, pero no lo hemos recibido‖,

aseguró Pacheco, quien aclaró que el gobierno publicará los suyos la próxima semana.

6.116.- Gas Natural Fenosa lanza su mayor compra por CGE en una OPA que se extenderá hasta el 11 de

noviembre (Fuente: Diario Financiero, 13.10.14): Al tiempo que comunicó al regulador del mercado hispano, Gas

Natural Fenosa concretó la publicación en Chile del aviso de la Oferta Pública de Adquisición con la que busca hacerse

del 100% de la propiedad de la centenaria CGE, considerada la mayor utility integrada de Latinoamérica. Esta

operación, que la española calificó como "la mayor compra internacional de su historia" y que al mismo tiempo es la

OPA más alta lanzada hasta ahora a nivel nacional, demandará un desembolso en torno a los US$ 3.300 millones y se

materializó a partir del acuerdo que la filial chilena de Gas Natural Fenosa selló la noche del sábado con los grupos

Marín, Pérez Cruz y Almería (familia Hornahuer) que en conjunto poseen el 54,19% de la propiedad de CGE. De

acuerdo con lo informado por la española, la OPA, que está siendo administrada por Banchile Corredores de Bolsa,

comenzó hoy y culminará el próximo 11 de noviembre y bastará únicamente que las tres familias mencionadas cumplan

el compromiso suscrito para declarar exitosa la operación, ya que la aceptación mínima definida para que ello suceda es

del 51% de las acciones emitidas (equivalente a 212.522.288 títulos). La rapidez con la que se finiquitó la oferta de Gas

Natural Fenosa sorprendió, aunque no el interés de la europea por entrar al mercado eléctrico local, luego que en mayo

de este año diera sus primeros pasos en el segmento del gas natural, al suscribir con la minera BHP Billiton un acuerdo

para suministrar este hidrocarburo a la central Kellar, que la angloaustraliana construye en la Región de Antofagasta.

Ayer, a través de un comunicado, la firma que preside Salvador Gabarró Serra calificó la adquisición como "la mayor

compra internacional de su historia", ya que al considerar la deuda y la participación minoritaria de sus filiales, asciende

a unos US$ 7.500 millones. Además, indicaron que ésta será la OPA más grande que se haya lanzado en Chile. La

española dijo que su ingreso a la controladora de Gasco y la mayor distribuidora eléctrica nacional, por presencia

geográfica, se enmarca en su objetivo de internacionalización y crecimiento en el negocio de distribución de energía "en

países con potencial desarrollo de la generación eléctrica y que permiten acceder a sinergias en el negocio midstream de

gas, de acuerdo con lo anunciado en su plan estratégico 2013-2015", con inversiones anuales previstas por 1.700

millones de euros, fortaleciendo y consolidando además su posición en Latinoamérica, todo, dijeron, desde "una

posición de liderazgo". A mediados del próximo mes, cuando se concrete la toma de control de CGE, Gas Natural

Fenosa, cuyos mayores accionistas son La Caixa (34,6%) y Repsol (30%), aumentará su presencia en nuestro continente,

la que actualmente considera a México, Costa Rica, Panamá, República Dominicana, Puerto Rico, Colombia, Perú,

Argentina y Brasil, donde entrega servicios de generación de energía, distribución de electricidad o gas natural. A nivel

global están en más de 25 países en los cinco continentes y atienden a cerca de 20 millones de clientes con una potencia

instalada de 15,4 GW y un mix diversificado de generación de electricidad. En gas natural licuado, operan flotas de

buques, gasoductos que unen a España con los yacimientos en Argelia, están en exploración de este hidrocarburo y

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participan en plantas de regasificación y licuefacción de GNL. En 2013, en tanto, se adjudicaron el proyecto de

distribución masiva de gas natural en el suroeste de Perú. En 2013, Gas Natural Fenosa reportó una utilidad de 1.445

millones de euros, monto que evidenció mejorías respecto de los resultados informados en 2012 y 2011. El acuerdo

sellado por Gas Natural Fenosa y los mayores accionistas de CGE considera una oferta de $ 4.700 por acción, lo que

representa un premio de 31,6% comparado con los $ 3.571 a los que cerraron los títulos de la eléctrica el viernes pasado,

es decir $ 1.129 por cada papel. Sin embargo, en el aviso de la OPA la firma ibérica asegura que el premio por control

asciende a 71,7% en relación al precio de mercado de cada acción de CGE, "que según la definición legal es de $2.737",

considerando lo establecido, dicen, en la Ley de Mercado de Valores y teniendo como fecha en que se efectuaría la

adquisición el día 14 de noviembre de 2014. Gas Natural Fenosa añadió en su comunicación, que el domingo fue

publicada en Chile y comunicada a la Comisión Nacional del Mercado de Valores español, que dispone de recursos para

cubrir esta operación, la que por ende, no está sujeta a la obtención de financiamiento. En ese momento, la española se

haría con el control de CGE que a su vez tiene como filiales a Gasco, Metrogas, CGE Distribución, que van desde parte

de la Región Metropolitana, hasta parte de la Araucanía; así como las operaciones nortinas en este último segmento del

grupo Emel (Arica, Iquique y Antofagasta), también Conafe y Emelectric y Emetal, que atienden en la Región de

O'Higgins, las que hace un tiempo, al igual que una operación en Ovalle, están en proceso de fusión con CGED y

Conafe, respectivamente. A esto se suma Transnet, que brinda servicios de transmisión.

6.117.- Fenosa inicia hoy OPA para adquirir el 100% de CGE en US$ 3.300 millones (Fuente: La Tercera,

13.10.14): Desde hoy y hasta el 11 de noviembre se prolongará la Oferta Pública de Acciones (OPA) presentada por el

grupo español Gas Natural Fenosa, por el 100% de la propiedad de la CGE. La oferta es por un monto aproximado de

US$ 3.300 millones o $ 4.700 por acción. Sin embargo, si se incluye la deuda consolidada de CGE y la participación

minoritaria de sus filiales, la inversión llega a US$ 7.500 millones. La transacción contempla un premio por control de

71,1% en relación con el precio de mercado de cada papel de CGE , el que se fijó en $ 2.737. El valor es 31,6% superior

al cierre de la acción de CGE del viernes pasado, de $ 3.751,2. Desde que a principios de mes los controladores de la

empresa reconocieron estar negociando la venta a una compañía extranjera, la acción inició un ―rally‖ que hizo subir su

precio en 25,53%, durante octubre. Finalmente, el sábado se concretó la venta del 54,19% que poseen los controladores -

Grupo Familia Marín, Grupo Almería y Grupo Familia Pérez Cruz- a la gasífera europea. En los próximos días, el

directorio de la sociedad deberá entregar un informe a la SVS, en el que cada integrante analice la conveniencia para los

minoritarios de aceptar la OPA. Por su parte, Fenosa finiquita su ingreso al mercado nacional. ―Para Gas Natural Fenosa,

esta operación supone un hito estratégico clave, porque le permite entrar en el mercado energético de Chile desde una

posición de liderazgo, a través de la principal empresa de distribución de electricidad y gas del país, que cuenta con más

de 2,5 millones de clientes y que distribuye electricidad al 40% del mercado chileno, incluyendo parte de la capital

Santiago‖, declaró la entidad en un comunicado. Subrayaron que con esta operación, la firma ―estará presente en el

negocio energético en siete de las nueve mayores urbes de Latinoamérica y en las cinco principales capitales del

continente (Bogotá, Buenos Aires, México DF, Río de Janeiro y Santiago). A fines de 2013, Gas Natural Fenosa

manejaba proyectos con una capacidad instalada de 15.420 MW y tenía activos por 44.945 millones de euros.

6.118.- Española Gas Natural Acuerda Comprar CGE por US$3.300 Millones (Fuente: Estrategia, 13.10.14): La

multinacional energética española Gas Natural Fenosa llegó a un acuerdo para adquirir CGE por unos US$3.300

millones. Según informó CGE en un comunicado enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) el viernes

por la noche, los accionistas mayoritarios de la compañía suscribieron con Gas Natural una promesa de compraventa en

la que se comprometieron a vender a la eléctrica española todas sus acciones, que representan cerca del 54% del total. El

contrato obliga a Gas Natural a realizar una oferta pública de adquisición (OPA) de acciones para tomar el control del

100% de los títulos de CGE, con un mínimo inicial del 51% de la propiedad de la firma chilena. El precio de compra de

las acciones de la OPA es de 4.700 pesos por acción (unos 8 dólares) y CGE tiene más de 416 mil títulos, por lo que la

operación tendrá un valor aproximado de US$3.300 millones. El comunicado enviado a la SVS precisa que Gas Natural

debe lanzar la OPA en un plazo de diez días a contar desde este sábado. Gas Natural Fenosa, una de las principales

distribuidoras de gas natural del mundo, ingresó al mercado chileno a fines de mayo tras adjudicarse un contrato para

dotar de GNL a la planta generadora a gas natural Kelar, construida y operada por un consorcio formado por Korea

Southern Power Co. y Samsung C&T Corp. La compañía había manifestado su interés por adquirir CGE el pasado 6 de

octubre a través de otro hecho esencial enviado a la SVS.

6.119.- OPA de Gas Natural Fenosa por CGE se extenderá hasta 11 de noviembre (Fuente: Diario Financiero,

13.10.14): Al tiempo que comunicó al regulador del mercado hispano, Gas Natural Fenosa concretó la publicación en

Chile del aviso de la Oferta Pública de Adquisición con la que busca hacerse del 100% de la propiedad de la centenaria

Compañía General de Electricidad (CGE), considerada la mayor utility integrada de Latinoamérica. Esta operación, que

la española calificó como ―la mayor compra internacional de su historia‖ y que al mismo tiempo es la OPA más alta

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lanzada hasta ahora a nivel nacional, demandará un desembolso en torno a los US$ 3.300 millones y se materializó a

partir del acuerdo que la filial chilena de Gas Natural Fenosa selló la noche del sábado con los grupos Marín, Pérez Cruz

y Almería (familia Hornahuer) que en conjunto poseen el 54,19% de la propiedad de CGE. De acuerdo con lo informado

por la española, la OPA, que está siendo administrada por Banchile Corredores de Bolsa, comenzó hoy y culminará el

próximo 11 de noviembre y bastará únicamente que las tres familias mencionadas cumplan el compromiso suscrito para

declarar exitosa la operación, ya que la aceptación mínima definida para que ello suceda es del 51% de las acciones

emitidas (equivalente a 212.522.288 títulos). La rapidez con la que se finiquitó la oferta de Gas Natural Fenosa

sorprendió, aunque no el interés de la europea por entrar al mercado eléctrico local, luego que en mayo de este año diera

sus primeros pasos en el segmento del gas natural, al suscribir con la minera BHP Billiton un acuerdo para suministrar

este hidrocarburo a la central Kellar, que la angloaustraliana construye en la Región de Antofagasta. Ayer, a través de un

comunicado, la firma que preside Salvador Gabarró Serra calificó la adquisición como ―la mayor compra internacional

de su historia‖, ya que al considerar la deuda y la participación minoritaria de sus filiales, asciende a unos US$ 7.500

millones. Además, indicaron que ésta será la OPA más grande que se haya lanzado en Chile. La española dijo que su

ingreso a la controladora de Gasco y la mayor distribuidora eléctrica nacional, por presencia geográfica, se enmarca en

su objetivo de internacionalización y crecimiento en el negocio de distribución de energía ―en países con potencial

desarrollo de la generación eléctrica y que permiten acceder a sinergias en el negocio midstream de gas, de acuerdo con

lo anunciado en su plan estratégico 2013-2015″, con inversiones anuales previstas por 1.700 millones de euros,

fortaleciendo y consolidando además su posición en Latinoamérica, todo, dijeron, desde ―una posición de liderazgo‖. A

mediados del próximo mes, cuando se concrete la toma de control de CGE, Gas Natural Fenosa, cuyos mayores

accionistas son La Caixa (34,6%) y Repsol (30%), aumentará su presencia en nuestro continente, la que actualmente

considera a México, Costa Rica, Panamá, República Dominicana, Puerto Rico, Colombia, Perú, Argentina y Brasil,

donde entrega servicios de generación de energía, distribución de electricidad o gas natural. A nivel global están en más

de 25 países en los cinco continentes y atienden a cerca de 20 millones de clientes con una potencia instalada de 15,4

GW y un mix diversificado de generación de electricidad. En gas natural licuado, operan flotas de buques, gasoductos

que unen a España con los yacimientos en Argelia, están en exploración de este hidrocarburo y participan en plantas de

regasificación y licuefacción de GNL. En 2013, en tanto, se adjudicaron el proyecto de distribución masiva de gas

natural en el suroeste de Perú. En 2013, Gas Natural Fenosa reportó una utilidad de 1.445 millones de euros, monto que

evidenció mejorías respecto de los resultados informados en 2012 y 2011. El acuerdo sellado por Gas Natural Fenosa y

los mayores accionistas de CGE considera una oferta de $ 4.700 por acción, lo que representa un premio de 31,6%

comparado con los $ 3.571 a los que cerraron los títulos de la eléctrica el viernes pasado, es decir $ 1.129 por cada

papel. Sin embargo, en el aviso de la OPA la firma ibérica asegura que el premio por control asciende a 71,7% en

relación al precio de mercado de cada acción de CGE, ―que según la definición legal es de $2.737″, considerando lo

establecido, dicen, en la Ley de Mercado de Valores y teniendo como fecha en que se efectuaría la adquisición el día 14

de noviembre de 2014. Gas Natural Fenosa añadió en su comunicación, que el domingo fue publicada en Chile y

comunicada a la Comisión Nacional del Mercado de Valores español, que dispone de recursos para cubrir esta

operación, la que por ende, no está sujeta a la obtención de financiamiento. En ese momento, la española se haría con el

control de CGE que a su vez tiene como filiales a Gasco, Metrogas, CGE Distribución, que van desde parte de la Región

Metropolitana, hasta parte de la Araucanía; así como las operaciones nortinas en este último segmento del grupo Emel

(Arica, Iquique y Antofagasta), también Conafe y Emelectric y Emetal, que atienden en la Región de O‘Higgins, las que

hace un tiempo, al igual que una operación en Ovalle, están en proceso de fusión con CGED y Conafe, respectivamente.

A esto se suma Transnet, que brinda servicios de transmisión.

6.120.- Gas Natural Fenosa no se Plantea Vender Activos de CGE y Espera Crecer en Chile (Fuente: Estrategia,

13.10.14): Gas Natural Fenosa, que ayer anunció que lanzará una OPA sobre la compañía chilena CGE, ha asegurado

hoy que no se plantea vender los activos que herede de esta compañía y que espera crecer en este país en todos los

negocios en los que está presente CGE, entre ellos distribución de gas y electricidad. En una conferencia con analistas

para presentar los detalles de la operación anunciada ayer, por la que Gas Natural pagará hasta unos US$3.300 Millones

por CGE, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha destacado que el mercado chileno presenta

muchas oportunidades y ofrece un marco regulatorio "muy estable". A pesar de que las autoridades chilenas sopesan

cambios regulatorios en el negocio de distribución de gas, Villaseca ha apuntado que Gas Natural ya era consciente de

estos "posibles cambios" cuando se planteó adquirir CGE, que es el mayor grupo integrado de luz y gas de

Latinoamérica. De hecho, Gas Natural tiene garantizado el éxito de la OPA, puesto que ha sellado un acuerdo con los

propietarios del 54,19 % del capital social de CGE: el grupo Familia Marín, El Grupo Almería y el Grupo Familia Pérez

Cruz, que le venderán sus acciones a unos 6,27 euros por título. A la pregunta de si prevén sinergias con otras de sus

actividades en Latinoamérica, el director general económico-financiero de la compañía, Carlos J. Álvarez, ha precisado

que no se contemplan. Por otra parte, los directivos de Gas Natural se han mostrado interesados en desarrollar todos los

negocios de CGE en Chile y en participar incluso en futuros proyectos de generación de electricidad en el país.

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Asimismo, Gas Natural ha resaltado que la adquisición de CGE le asegura estar presente en el mercado de gas natural

licuado, al participar en la terminal Quintero. La multinacional española ha asegurado que esta operación, que es la

mayor compra exterior en su historia, le permitirá tener participación directa en Gasco, una de las tres principales

distribuidoras de gas licuado del petróleo (GLP) con un 27% de cuota de mercado, y Metrogas, la principal distribuidora

de gas del país con más de 580.000 clientes.

6.121.- Cómo se gestaron las últimas 72 horas de la venta de CGE, la mayor operación de la década (Fuente: El

Mercurio, 13.10.14): Las negociaciones comenzaron hace algunas semanas, se precipitaron el jueves y se cerraron el

sábado. Esta es la síntesis de la venta de CGE a la española Gas Natural Fenosa, una de las mayores transacciones de

una empresa nacional por parte de un conglomerado extranjero. La disputa por CGE se jugó siempre a dos bandas. Por

un lado estuvo el fondo australiano IFM, que incluso realizó un avanzado due diligence -revisión contable y financiera-

de la eléctrica chilena y llegó a presentar una oferta preliminar. Sin embargo, su competidor español fue más agresivo.

Tras el adelanto de las negociaciones publicado por "El Mercurio" el sábado 4 de octubre -con el consecuente

reconocimiento de CGE a la SVS, el lunes 6, a primera hora-, las negociaciones se precipitaron. Incluso, aparecieron

nuevos interesados que pidieron demorar la definición del tema. Pero finalmente Gas Natural pisó el acelerador a fondo.

A mediados de la semana pasada llegó al país Antonio Basolas, director general de Estrategia y Desarrollo de Gas

Natural Fenosa. Su mandato era claro: cerrar el negocio. Como contraparte, los controladores de CGE habían designado

como negociador a Jorge Marín, presidente de la compañía y cabeza de la familia con más acciones. Según cercanos a la

transacción, el rol de Marín fue clave para llegar a buen puerto. Las negociaciones continuaron intensamente el viernes,

hasta que el sábado -a las 18:00 horas- ambas partes cerraron el acuerdo en las oficinas del estudio de abogados

Guerrero Olivos, el asesor legal de CGE. Ese día, Basolas -o "Toni", como le dicen sus cercanos- había hecho una oferta

difícil de equiparar por su competidor australiano, y casi imposible de rechazar por los accionistas chilenos: $4.700 por

acción. Los españoles -que celebraron la noche del sábado en el restaurante Cuerovaca- valoraron la compañía debido a

los cerca de US$ 8.000 millones que tiene en activos, menos la deuda. Inmediatamente después, CGE citó a una reunión

de directorio extraordinaria, donde se aprobó el negocio y el contrato de promesa de compraventa con los controladores.

Cerca de las 22:00 horas del sábado, notificó a la SVS. CGE fue asesorada también por JP Morgan, aunque la familia

Pérez Cruz -que mantendrá el 13% de participación en Gasco- tuvo el apoyo de BNP. Gas Natural Fenosa, a su vez, por

Citi España, Banchile Citi y por el estudio de abogados chileno Claro. Las AFP recibirían US$ 56,7 millones y ganarían

US$ 23,7 millones por sobre el precio de mercado. La operación de venta de CGE resulta una paradoja para las AFP. La

compañía es la eléctrica en la que los fondos de pensiones tienen la menor participación en la propiedad -solo el 1,71%-

entre todas las empresas del sector. Sin embargo, e incluso considerando esta baja exposición, las AFP harían un

excelente negocio con esta transacción. Si se toma el precio de cierre de CGE del viernes -cuando la acción terminó en

$3.571,2 en la Bolsa de Comercio- y se compara con los $4.700 ofertados en la OPA, los fondos de pensiones lograrían

un retorno de US$ 13,6 millones. La cifra sería aun mayor si se compara el precio de la OPA con el llamado "precio de

mercado" -que es el promedio ponderado de transacción de los últimos meses-, que la misma Gas Natural Fenosa fijó en

$2.737. Las AFP recibirían US$ 56,7 millones por sus acciones, US$ 23,7 millones más que el precio de mercado, lo

que equivale al 72% de premio que están pagando los españoles por CGE. Las diez preguntas clave del negocio del año:

- ¿Qué es una OPA?: "La Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA) es una operación a través de la cual un

comprador busca comprar el 100% de las acciones de una empresa, para tomar una participación significativa de

esta, generalmente ligada al control. La OPA entrega el mismo precio de compra a todos los accionistas, evitando así

que algunos tengan mejores condiciones que otros".

- ¿Quién es el comprador?: "La multinacional española Gas Natural Fenosa, una de las principales operadoras

globales, con presencia en 25 países y más de veinte millones de clientes".

- ¿Quiénes son los dueños de CGE?: "Las familias controladoras son Marín, Hornauer y Pérez Cruz. Juntas tienen el

54,19% de la propiedad. Las AFP son muy minoritarias, con el 1,71%".

- ¿Cuánto se ofrece por acción?: "$4.700. Los papeles cerraron el viernes en $3.571 en la Bolsa de Comercio. El

precio más alto al que llegaron este año fue de $3.900 y el más bajo, $2.150".

- ¿Cuál es el monto global de la operación?: "Es de US$ 3.300 millones, ya que el comprador ofreció comprar la

totalidad de 416.710.367 acciones de CGE".

- ¿Hay alguna condición para que no se realice la OPA?: "Varias, pero el escenario más probable es que se declare

exitosa. Una de ellas es que al menos el 51% de los accionistas venda. Pero, como ya tienen un acuerdo con el grupo

controlador (las familias Marín, Hornauer y Pérez Cruz), que tiene el 54,19% de la propiedad, esta condición se daría

por superada".

- ¿Cuál es el premio por control?: "Según los cálculos oficiales de la misma Gas Natural Fenosa, el premio es de

71,7%. Esta diferencia se sustenta entre el precio que pagará la compañía por acción ($4.700) y el "precio de

mercado" legal, que llega a $2.737, y que corresponde al promedio de las últimas semanas".

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- ¿Cuánto dura la OPA?: "Dura 30 días. Entre el 13 de octubre y el 11 de noviembre, a la hora de cierre del mercado

bursátil".

- ¿Cómo se les paga a los accionistas que acepten?: "Si la OPA es exitosa, el abono se hará en pesos, a más tardar el

décimo día hábil bancario siguiente a la publicación del resultado, mediante transferencia electrónica de fondos a la

cuenta corriente que el accionista indique cuando acepte ante Banchile Corredores de Bolsa".

- ¿Qué lugares hay para acudir si se quiere información adicional?: "Varios. Se puede acudir a las oficinas de CGE

(Av. Presidente Riesco 5561, Las Condes), de lunes a viernes entre 9:00 y 17:30 horas. También a las oficinas de

Banchile (Agustinas 975, piso 2, Santiago) de lunes a viernes en el mismo horario. Y a la SVS (Alameda 1449,

Santiago), de lunes a viernes de 9:00 a 13:30 horas.

6.122.- Grupo español mira a la generación tras OPA por CGE (Fuente: La Tercera, 14.10.14): Una oportunidad

para participar en futuros proyectos de generación eléctrica, es la que ve la española Gas Natural Fenosa (GNF) en el

país, indicó ayer su consejero Delegado, Rafael Villaseca. En el marco de una presentación ante analistas, Villaseca dijo

que las condiciones del mercado local presentan una ―oportunidad de participar en futuros proyectos de generación‖. En

esa línea, explicó que ―CGE no está en ese negocio (generación) pero sí lo está GNF, como saben. Uno de nuestros

objetivos es hacer crecer el portafolio general de plantas generadoras‖. El sábado, la firma anunció la mayor OPA de la

historia de Chile, para quedarse con el 100% de CGE, controlada por Grupo familia Marín, Grupo Almería y Grupo

Familia Pérez Cruz y que comprometieron el 54,19% de la propiedad. Para eso, la española -que ya tiene asegurada la

adquisición del control- ofreció unos US$ 3.300 millones, en una transacción que rondaría US$ 7.500 millones al incluir

la deuda consolidada de la chilena y la participación minoritaria de sus filiales. La multinacional aseguró que no planea

vender los activos que herede de CGE y que la idea es crecer en el país a través de todas las líneas de negocios,

centradas en la distribución de gas y electricidad. Asimismo, descartó realizar una nueva OPA por Gasco, ya que la

adquisición incluiría su participación indirecta. Villaseca también aplaudió la política macroeconómica del país. Señaló

que se espera que Chile crezca 3,3% este año con el apoyo de un entorno empresarial ―sólido‖. Asimismo, agregó que se

ven riesgos bajos para inversionistas y que Chile es uno de los países de América Latina mejor posicionado en libertad

económica. En cuanto al marco regulatorio, Villaseca indicó que el país es ―muy estable‖ y adelantó que la firma está

consciente de los cambios regulatorios que el Ejecutivo prepara para el mercado de distribución de gas, aspecto que

estaría considerado dentro de los análisis que se han realizado. En la oportunidad, la empresa también precisó que la

transacción le permitirá cumplir los objetivos de su plan estratégico, dentro del cual está el obtener un beneficio neto de

unos US$ 1.903 millones en 2015. Respecto a la deuda de CGE, indicó que por ahora la empresa no planea refinanciarla.

Detalló que para concretar la compra no requerirá de financiamiento, ya que la efectuará con recursos propios (cuenta

con caja y líneas de crédito). Frente al negocio del gas, indicó que ve una demanda de 4,9 millones de GNL anual en

Chile de aquí al 2020. ―Se espera que Chile se convierta en uno de los principales mercados importadores de GNL

regido por mecanismos de fijación de precios internacionales, y donde GNF podría aprovecharse del potencial de su

plataforma mundial‖, dijo. Otros de los aspectos destacados por la empresa tienen que ver con el rol que tomará en

América Latina, ya que con la operación sus clientes crecerán en 17%. El ministro español de Industria, Energía y

Turismo, José Manuel Soria, destacó la transacción y señaló que es muestra de la ―potencia, fuerza y músculo‖ de la

compañía. Así como también de que es un referente internacional en el sector.

6.123.- Gas Natural Fenosa será la cuarta mayor distribuidora eléctrica de Latinoamérica tras la compra de CGE (Fuente: Diario Financiero, 14.10.14): A las grandes ligas en el negocio de distribución eléctrica en Latinoamérica

entrará la catalana Gas Natural Fenosa (GNF) cuando tome el control de la CGE. Las proyecciones de la europea apunta

a que ascenderá del séptimo al cuarto lugar en distribución eléctrica en la región, con 6,3 millones de clientes en seis

mercados: México, Panamá, Colombia, Brasil, Argentina y Chile. Hoy abastece a 2,9 millones de clientes. Así GNF será

superada sólo por Endesa (13,9 millones de clientes), la brasileña Cemig (11,5 millones), y el grupo AES Corp (8,2

millones). En el caso de la distribución de gas natural por redes la empresa también reforzará su posición, llegando a los

7,4 millones de clientes, muy por sobre su competidor más cercano, Promigas, que tiene 3,6 millones de clientes. El

impacto de la operación en el grupo será relevante, ya que tras concretar la compra de CGE, Latinoamérica pasará a

representar el 35% del negocio total del grupo, frente al 29% actual. Asimismo, y tal como ocurrió antes con Endesa

España, la región superará el aporte de la operación europea y en el futuro el 51% del Ebitda de la compañía provendrá

de Latinoamérica. Para 2014, GNF estimó un incremento de unos 5.000 millones de euros en este último indicador, de

los cuales la chilena aportaría unos 600 millones, mientras que su utilidad llegaría a unos 1.500 millones de euros, de los

cuales 100 millones corresponderían a CGE. Estimó un incremento de unos 5.000 millones de euros en este último

indicador, de los cuales la chilena aportaría unos 600 millones, mientras que su utilidad llegaría a unos 1.500 millones de

euros, de los cuales 100 millones corresponderían a CGE. Crecimiento en generación Ayer, los principales ejecutivos de

la hispana revelaron algunos alcances de la operación, que contempla recursos por unos US$ 3.300 millones para

hacerse con el 100% de la eléctrica nacional. Rafael Villaseca, consejero delegado de GNF, dijo que uno de los intereses

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de la firma en Chile es crecer en generación eléctrica, donde estiman hay un potencial para instalar unos 11.300 MW al

2030. Precisó que podrían desarrollar esta área al margen de CGE, que salió de este negocio en 2012, cuando vendió a

Duke Energry sus filiales Ibener y Enerplus, mientras que su cartera de proyectos hidroeléctricos (421 MW) fue

adquirida posteriormente por Eléctrica Puntilla. "CGE no está en el negocio de generación, pero GNF sí. Es uno de

nuestros objetivos incrementar el amplio portafolio de plantas de generación que tenemos. Alrededor del mundo hemos

desarrollado nuevas plantas hidroeléctricas, a carbón y gas natural. Es claro que el mercado chileno nos proveerá de

muchas oportunidades rentables, y ciertamente nuestra posición en CGE nos hará tener un mejor resultado", dijo

Villaseca. En ese sentido, fuentes del mercado dicen que el interés de la española por concretar inversiones en este

sector a nivel local no es nuevo. El propio Villaseca y otros ejecutivos de la firma se reunieron en diversas

oportunidades con el ministro de Energía, Máximo Pacheco, para hacerle ver que, en caso de llegar al mercado local,

como será el caso, también contribuirían a incrementar la base de generación, principalmente en el SIC, para lo cual ya

estarían buscando oportunidades. Una inquietud que despejó Villaseca es el eventual interés que tendrían por hacerse de

las participaciones minoritarias en filiales de CGE, como Gasco y Metrogas, al señalar que por el momento, eso está

descartado, pues están "cómodos" con la participación que alcanzarán en estas firmas tras hacerse con CGE. La eléctrica

ligada a las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer tiene el 56% de Gasco y controla el 51% de Metrogas. "Los

minoritarios en Gasco están en una situación estable. No estamos pensando en cambios. Para nosotros, esta es una

situación cómoda, veremos en el futuro si la mejoramos, pero ciertamente en el presente estamos muy cómodos", dijo.

Conocedores de la operación dijeron que GNF tendría un acuerdo con los actuales accionistas para no realizar ninguna

compra adicional en la matriz o sus filiales en los próximos doce meses, un tema no menor considerando que en el due

diligence las participaciones minoritarias en Gasco y Metrogas habrían sido valorizadas en unos US$ 1.900 millones. La

familia Pérez Cruz es el mayor accionista individual de Gasco, con un 12,8%; los Marín tienen el 4,9% y el grupo

Almería (Hornauer) el 3,6%, porcentajes que expresamente quedaron fuera de la transacción de CGE. La española

también descartó por ahora interés en vender o separar alguno de los negocios que adquirirán, aunque hay fuentes que

dicen que las definiciones están en espera de que el gobierno defina los alcances de la regulación del mercado del gas

por redes y el posible fin de la integración vertical del mismo. En todo caso, el riesgo regulatorio estaría incorporado en

el precio que la española ofertó. Otra interrogante que ronda en el mercado es el futuro de la plana ejecutiva de CGE tras

el cambio del controlador. Conocedores de la negociación señalan que, por el momento, los españoles no harán grandes

cambios en CGE, que hoy encabeza desde la gerencia general un histórico del grupo CGE, Eduardo Morandé, ni

tampoco en las filiales aguas abajo. La idea, dicen las fuentes, es que GNF se interiorice del negocio antes de emprender

una reestructuración en la eléctrica. Si bien el negocio de distribución eléctrica es el que aportará el mayor número de

clientes, GNF pondrá sus fichas en la expansión del negocio de gas por redes, tanto a nivel residencial como industrial, y

también en el Gas Licuado Petróleo (GLP). Según informó Villaseca, la firma ha realizado esfuerzos en los últimos años

para posicionarse como el principal actor en el segmento en la región, lo que se reforzará con la operación en curso.

Asimismo, indicó que la demanda local de gas, asociado al mayor consumo residencial, industrial y del sector eléctrico,

le entrega amplias posibilidades de crecimiento, estimando que la demanda se incrementará a unos 4,9 millones de

toneladas de GNL a 2020. "Estamos contentos con todos los negocios y dispuestos a desarrollarlos, especialmente Gasco

la distribución de gas deberá ser importante en el incremento del crecimiento", puntualizó Villaseca.

6.124.- La historia de la venta de CGE y Gas Natural Fenosa que terminó en la mayor OPA del país (Fuente: El

Mercurio, 14.10.14): La mayor operación de la década se cerró de manera rápida, aunque los primeros acercamientos

entre las partes se dieron hace poco más de siete meses. La historia de la oferta de compra de la CGE por parte de la

multinacional española Gas Natural Fenosa se inició los primeros días de marzo y se concretó el sábado a las 18 horas.

Muchos fueron los interesados en la eléctrica, pero dos llegaron a las negociaciones finales. Eso sí, la española hizo una

propuesta difícil de equiparar para el fondo australiano IFM: ofreció lanzar una Oferta Pública de Acciones (OPA) por la

totalidad de la eléctrica y pagará $4.700 por acción, valor que implica un premio de 72% sobre el precio de mercado. El

valor más alto en que se cotizaron los papeles este año fue de $3.900 y el más bajo, $2.150. El monto global de la

operación es por US$ 3.300 millones, ya que el comprador ofreció comprar la totalidad de las acciones de CGE. Las

únicas participaciones que no incluyen la venta de la eléctrica a Gas Natural Fenosa son algunos paquetes accionarios

que tienen las tres familias controladoras —Marín, Hornauer y Pérez Cruz— en Gasco. En concreto, el 12,8% que tienen

los Pérez Cruz y cerca de 9% que les pertenece a los otros dos accionistas mayoritarios. Gas Natural Fenosa está

presente en los principales mercados de Latinoamérica, como Brasil, Colombia, Perú y Argentina. Hace tiempo estaban

mirando oportunidades en Chile. Pero no habían aparecido opciones tan atractivas como la recién concretada, que les

permite entrar de lleno al mercado eléctrico nacional y en una posición relevante. Así se explica la llegada a mediados

de la semana pasada de Antonio Basolas, director general de Estrategia y Desarrollo de Gas Natural Fenosa, quien venía

con el mandato de cerrar el negocio lo antes posible. Durante los primeros días de marzo de este año, la multinacional

empezó a gestar lo que se transformó en su mayor compra internacional. En ese entonces, se sostuvieron reuniones entre

representantes de Gas Natural Sdg S.A. —entidad propietaria de la totalidad de Unión Fenosa Internacional S.A—, y

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algunos miembros del Grupo Marín, familia que tiene la mayor cantidad de papeles en la eléctrica. Jorge Marín,

presidente de CGE, fue designado entre los accionistas como el negociador. En esas fechas, la española de origen

catalán contrató a sus asesores legales y financieros, entre los que está el estudio de abogados Claro, Citi España y

Banchile Citi. Posteriormente, el 4 de julio, la empresa presentó una primera oferta no vinculante a los tres controladores

de la CGE: Grupo Marín (22,64%), Grupo Almería o familia Hornauer (20,99 %), y los Pérez Cruz (11,42%). La CGE

fue asesorada por el estudio de abogados Guerrero Olivos y por JP Morgan, mientras los Pérez tuvieron el apoyo de

BNP. La propuesta presentada por la firma española fue modificada el 5 de agosto, en virtud de lo cual el directorio de

la mayor eléctrica controlada por capitales chilenos aprobó por unanimidad de sus miembros dar acceso a Gas Natural

Sdg S.A., a realizar un proceso de revisión de la información interna de la compañía, o due diligence, según informaron

en el Prospecto publicado en la Bolsa de Comercio. Entre septiembre y principios de este mes, representantes y asesores

de la española participaron en una serie de reuniones y presentaciones con la administración de CGE y sostuvieron

conversaciones con algunos accionistas. Luego vinieron las negociaciones con los controladores para definir los

términos del contrato que se suscribió el sábado 11 de octubre. La OPA comenzó ayer y se extenderá hasta el 11 de

noviembre a las 17:30 horas.

6.125.- Gas Natural dice que no deshuesará CGE. Su foco serán nuevos proyectos en luz y shale gas (Fuente:

Pulso, 14.10.14): En marzo se iniciaron los contactos, y en julio Gas Natural Fenosa, futura controladora de CGE, envió

su primera oferta no vinculante. El precio ofertado era atractivo para los grupos que controlan la empresa: las familias

Marín y Pérez Cruz y el grupo Almería. Decidieron seguir conversando, aunque un invitado inesperado apareció: la

australiana IFM, también con una propuesta agresiva. En agosto se envió una segunda oferta no vinculante y se decidió

iniciar un due diligence. La oferta definitiva llegaría el fin de semana pasado y GNF le puso un deadline: si el negocio

no se cerraba antes de las 00:00 horas del sábado 11 de octubre, la oferta era retirada. Eso finalmente no ocurrió. Una de

las claves por las que Gas Natural Fenosa se quedó con CGE en vez del fondo australiano fue, además del precio

levemente superior, la simpleza del contrato. En apenas quince páginas la hispana incluyó sólo un puñado de cláusulas.

De entre las más importantes: ratificaba los compromisos de no crecer en las filiales de CGE -lo que permite descartar

de antemano una eventual OPA por Gasco- y no enajenar ningún activo relevante, algo que IFM no pudo ofrecer. Ayer,

Gas Natural Fenosa ratificó su interés en operar todas las líneas de negocio de CGE, además de asegurar que su plan es

crecer en el área eléctrica y en el gas. ―La adquisición de CGE aumenta la exposición de GNF a mercados emergentes y

ofrece una posición ventajosa a la compañía para explotar atractivas posibilidades de crecimiento orgánico en la región‖,

señaló la empresa a la Comisión de Valores Española. GNF explicó que ―para los próximos 12 meses a la fecha de

cierre, el oferente no contempla: fusionar, reorganizar o liquidar CGE o sus filiales distintos de la continuación de los

procesos de fusión en curso entre alguna de las filiales; vender o transferir una parte relevante de los activos de CGE o

sus filiales; ni un cambio en el modelo de negocios de CGE o sus filiales‖. Otra de las claves para GNF es crecer en

generación eléctrica, teniendo en cuenta que este es uno de los objetivos declarados de la compañía en los últimos meses

para su plan estratégico en Asia y en América Latina. En la conferencia telefónica de ayer con inversionistas se ratificó

este interés. Por ahora no existe un detalle de qué tecnología privilegiará la compañía para crecer en generación. No

obstante, la participación en gas natural le da un plus para ir por ese tipo de generación. Para ello, GNF posee ya los

contratos para adquirir gas desde Sabine Pass, terminal ubicado en EEUU y que será el primero en exportar shale gas.

Como era de esperarse, los títulos de CGE lideraron ayer las ganancias en la Bolsa de Santiago, avanzando 29,73% y

cerrando en $4.633 cada uno. Tras una apertura marcada por fuertes pérdidas, en torno al 4%, Gas Natural mitigó los

descensos y cerró en cifras positivas: 21,81 euros por acción, un alza de 0,11% respecto al cierre del viernes. La empresa

toma de este modo la compra de CGE, una operación de alrededor de US$3.300 millones con la que la compañía

española quiere hacerse un espacio en el mercado de distribución en Chile. La acción de Gas Natural partió la jornada de

ayer con una baja de hasta 4,93%, para luego pasar a terreno positivo. Si bien los analistas consideraron acertada la

operación, estimaron que el premio que se pagará por CGE (71,7%) sería excesivo. Desde Renta 4, en una primera

consideración sobre la compra, se ―valora positivamente desde un punto de vista estratégico‖ la operación, ―si bien en

términos de precios parece cara‖. Similares términos usaron los expertos de Bankinter: ―Esta operación encaja con la

estrategia de internacionalización de Gas Natural si bien los múltiplos implícitos son muy ajustados por lo que la

cotización podría recogerlo negativamente‖. Esperan que el impacto en la cotización sea negativo. Las especulaciones

sobre una posible oferta sobre CGE habían provocado que la acción se revalorizase cerca del 25% en nueve sesiones. La

SVS dijo que está analizando las transacciones. La multinacional asegura con la toma de control de CGE participación

directa en Gasco, una de las tres principales distribuidoras de gas licuado del petróleo (GLP) con un 27% de cuota de

mercado, y Metrogas, mayor distribuidora de gas natural del país con más de 580.000 clientes. El negocio se podría ver

potenciado con un reciente acuerdo que cerró con la estadounidense Cheniere cuyo valor ronda los US$13.000 millones

para adquirir gas desde un terminal ubicado en EEUU. El acuerdo es con libertad de destino y consistirá en el suministro

de gas desde la terminal texana de Corpus Christi a partir de 2019 durante 20 años, prorrogables a 10 más. Este nuevo

contrato se suma al ya anunciado en 2011 para el suministro de GNL procedente de la planta de Sabine Pass (Louisiana).

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En ese momento, la compañía se convirtió en la segunda del mundo en acordar la compra de gas natural a EEUU desde

que el país anunció el inicio de actividades de exportación de este hidrocarburo. En ese marco, para GNF es clave la

participación de Metrogas, controlada por Gasco, en GNL Quintero. ―Se espera que Chile se convierta en uno de los

principales mercados importadores de GNL regido por mecanismos de fijación de precios internacionales, y donde GNF

podría aprovecharse del potencial de su plataforma mundial de GNL‖, explicó la compañía.

6.126.- CGE: regulador indagaría operación y venta de acciones al concluir OPA (Fuente: Diario Financiero,

15.10.14): La fuerte alza en las acciones de la CGE antes de la OPA de Gas Natural Fenosa (GNF), está en el ojo del

regulador. La Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) pediría informes sobre las operaciones de compra y venta

de los papeles de la eléctrica, lo mismo que sobre la forma en que los mayores accionistas de la firma, las familias

Marín, Pérez Cruz y Hornanuer, procedieron en la negociación respecto de los accionistas minoritarios. Conocedores de

los procesos del regulador explicaron que todo esto ocurriría una vez finalizada la OPA. En el primer caso mencionado,

el objetivo de la SVS sería determinar quiénes fueron los inversionistas finales en estas transacciones, y si en ellas se

cumplieron todos los protocolos que exige la Ley de Valores. Respecto de la segunda materia, dicen las fuentes, la

intención es analizar si las tratativas se hicieron procurando el beneficio para todos los accionistas. La oferta pública,

vigente desde el lunes, se extenderá hasta el 11 de noviembre, y se declarará exitosa si GNF logra más del 51% de las

acciones, lo que estaría asegurado porque los accionistas relevantes comprometieron la venta del 54% de la propiedad de

CGE que poseen. En lo que va de octubre los títulos de CGE, tradicionalmente de baja liquidez, han subido un 63%, con

lo cual sus montos transados y su capitalización bursátil se ha disparado. Según datos de la Bolsa de Comercio de

Santiago, previo al anuncio oficial de la operación, el 6 de octubre, la capitalización de CGE era de unos US$ 2.250

millones y hoy es de US$ 3.286 millones, casi lo mismo que ofrece GNF. Desde el 20 de septiembre se han realizado

más de 5.000 operaciones de compra y venta de papeles de la eléctrica, totalizando unos US$ 135 millones. La mayor

parte de ellas fue en octubre. En los últimos 15 días, cerca del 5% de la propiedad de la firma ha cambiado de manos y

las mayores operaciones fueron realizadas por las corredoras LarrainVial, Bice, Banchile y Corpbanca. Regular los

niveles de integración vertical en el negocio de gas, tanto por redes como en cilindros, será el próximo objetivo del

gobierno. CGE, a través de sus filiales Gasco y Metrogas, es el principal actor de la industria. Según el ministro de

Energía, Máximo Pacheco, encargaron estudios al Banco Mundial sobre el tema y también les manifestó a los ejecutivos

de Gas Natural Fenosa que avanzará en este sentido. ―En las reuniones que hemos sostenido con ellos les ha quedado

claro. Ellos conocen bien la Agenda de Energía del gobierno, nuestros planteamientos y opiniones, estamos discutiendo

el tema con los actores del sector‖, dijo.

6.127.- E-CL: la eléctrica más afectada por el alza impositiva (Fuente: Pulso, 15.10.14): Inversiones Security

actualizó su cobertura de E-CL, estimando un precio objetivo de $950 en un horizonte de 12-18 meses, sumado a un

dividend yield de 1,5%, consistente con una recomendación Neutral. En su reporte señala que las proyecciones de la

Comisión Nacional de Energía estiman que las ventas de energía en el SING exhibirían un crecimiento anual compuesto

de 5,9%, en el período 2014- 2024. ―Este crecimiento es inferior a reportes anteriores, incorporando el menor

dinamismo macroeconómico para nuestro país en el mediano plazo‖, destaca. Dentro del plan de expansión de E-CL

destacan el parque de generación Infraestructura Eléctrica Mejillones (IEM), compuesto por 2 centrales a carbón de 375

MW de potencia cada una, y la línea de transmisión desde Mejillones hasta Copiapó, además de nuevas centrales de

ERNC. Security sostiene que dicho tendido cumpliría con los requisitos de un sistema de transmisión troncal y podría

ser la solución de interconexión de los sistemas SING y SIC. También permitiría a E-CL acceder a nuevos clientes

mineros e industriales principalmente en la tercera región, viabilizando la construcción de las centrales carboneras. Sin

embargo, ―consideramos que la magnitud del financiamiento requerido para el desarrollo de estos proyectos -cerca de

US$2.400 millones en total- constituiría un factor de presión sobre los títulos de la eléctrica. Con todo, la incorporación

de uno o más socios podría acotar dicho efecto‖. En tanto, dada la concentración de sus operaciones en Chile, Security

estima que sería una de las eléctricas bajo cobertura más afectadas por el aumento de la tasa impositiva de primera

categoría debido a la reforma tributaria. Por otro lado, indica que considerando las nuevas exigencias regulatorias como

la normativa de límites a emisiones y los impuestos asociados al CO2 de la reforma tributaria, ―estimamos que los

futuros contratos de energía deberán incorporar mayores precios de venta. Consideramos que los eventuales nuevos

contratos asociados al proyecto IEM de E-CL necesitarían precios mayores a US$130/MWh, a partir de la fecha de

inicio de abastecimiento‖.

Rubén Sánchez Menares

Director Ejecutivo ACENOR A. G.

2235 7024 & 9824 5870

rubensanchez@acenor.cl

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