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Boletín Noticias ACENOR

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BOLETÍN ACENOR A.G. Nº 198/14 – 03.11.14 (Comprende información ocurrida durante la segunda quincena de octubre de 2014)

INDICE

Pág.

1.- GENERACIÓN ………………………………… 06

A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes ………………………………… 06

B.- Demanda y Generación Eléctrica ………………………………… 14

C.- Insumos Energéticos ………………………………… 16

Hidroeléctricas ………………………………… 17

Gas ………………………………… 18

Carbón ………………………………… 38

Petróleo ………………………………… 40

Nuclear ………………………………… 42

Otras Energías No Convencionales ………………………………… 49

D.- Política Energética ………………………………… 52

E.- Contratos y Precios ………………………………… 53

F.- Artículos Relacionados ………………………………… 58

2.- TRANSMISIÓN ………………………………… 62

3.- DISTRIBUCIÓN ………………………………… 62

4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA ………………………………… 67

5.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO ………………………………… 67

6.- SERVICIOS Y NEGOCIOS ………………………………… 70

RESUMEN Fitch dice que la energía seguirá cara: “La competitividad global de las compañías chilenas seguirá siendo

afectada por la presión en los costos de energía”, destaca la clasificadora.

Comisión de Minería y Energía despachó proyecto que promueve una baja en las tarifas eléctricas: La

propuesta entrega mayores atribuciones a la CNE para conducir los procesos de licitación de suministro para clientes

regulados; y fomenta la competencia y transparencia del sistema.

Monto de proyectos ingresados al SEA cae 56% entre enero y septiembre: La cifra acumulada en 2014 es la más

baja registrada en los últimos cinco años. El sector minero lidera el frenazo, evidenciando una baja de 88% a

septiembre frente igual lapso de 2013.

Fondo eléctrico de MBI planea inversiones por US$600 millones: Buscan invertir en todo tipo de proyectos,

dándose un plazo de 5 años para lograr el objetivo. Ya ingresaron la Declaración de Impacto Ambiental para

construir un parque fotovoltaico en Illapel. Hasta ahora, sería el más cercano a Santiago. El Fondo de MBI, IMELSA

y cinco family offices buscan crecer de manera tal, que en el corto plazo puedan abrirse a Bolsa como empresa.

Gobierno proyecta al 2029 entrada de sólo tres centrales termoeléctricas: 4.629 MW entrarían al SIC al 2029,

para los cuales las iniciativas de ERNC explican el 77% de la energía que entrará al sistema, y la generación eólica

explica el 27% de la energía que ingresará al SIC al 2029. El Plan de Obras de la CNE de octubre 2014 no considera

ningún proyecto hidroeléctrico de alta generación.

Estos serán los nuevos consumidores de energía en el SIC: Líneas 3 y 6 del tren capitalino, sanatorios en Angol y

Lautaro, así como un mall en Valdivia entre los principales proyectos.

Demanda de energía de la minería crecerá en 400 MW en el SIC: Entre las iniciativas figuran la expansión de

Los Pelambres, del grupo Luksic; el yacimiento de cobre y hierro Dominga, de Andes Iron Spa; y proyectos en la

división Andina de Codelco.

Centrales hidroeléctricas en construcción suman 1.000 MW de capacidad: Si bien gran parte de las iniciativas

ingresadas este año son solares, el aumento de proyectos que operan con agua anticipa un futuro con precios más

bajos, dicen desde el Ministerio de Energía. Representación de esta fuente en la matriz cayó de 48% a 28% en

últimos trece años.

Tribunal Ambiental de Santiago ordenó acumulación de causas interpuestas por HidroAysén: En agosto

pasado, la empresa interpuso reclamaciones en Santiago y Valdivia contra dos resoluciones del Servicio de

Evaluación Ambiental que finalmente le quitaron la aprobación ambiental al proyecto. Compañía afirma que al

existir dos tribunales conociendo del caso, hay un riesgo de que se generen fallos contradictorios. Solicitan que el


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proceso sea visto en Santiago.Los alegatos ante Tribunal especializado de Valdivia se realizarán en febrero del 2015

en la ciudad de Coyhaique.

Energía Austral: “El rechazo a HidroAysén no es un precedente”: En el nacimiento del río Cuervo se planea

levantar la central Cuervo, que tendrá 640 MW. En ese sentido, la otra eléctrica de Aysén destaca el mensaje del

gobierno sobre el rol de los recursos hídricos del sur. La firma sigue con la evaluación de la línea de transmisión

submarina de la central Cuervo. Tardarán dos años en elaborar el Estudio Ambiental del trazado, dice su gerente

general.

Endesa habría desechado proyecto en río Futaleufú y recorta su potencial hidroeléctrico: La empresa buscaría

evitar otro conflicto con las comunidades, que derivan en judicialización y otro tipo de trabas.

Hidroeléctricas muestran preocupación por futuras modificaciones al Código de Aguas: El gerente de recursos

de la generadora Pacific Hydro aseguró que hidroeléctricas tienen muchos puntos en común con los agricultores.

Reforma al Código de Aguas inquieta a Pacific Hydro: Gerente de recursos de la hidroeléctrica pidió que los

cambios sean consensuados.

Generación con carbón creció 365% en 10 años, mientras agua retrocedió 11%: Prácticamente toda la

producción de energía adicional tanto en el SIC como en el SING entre 2003 y 2013 se explica por nueva capacidad

a carbón, según datos de la CNE y los CDEC.

¿Independencia energética? El rol que toma el carbón en Chile: Mina Invierno, empresa controlada por Copec y

Ultramar, producirá este año del orden de 4 millones de toneladas de carbón, que abastecerán a empresas como E-

CL, AES Gener y Guacolda. Resuelta la gran mayoría de los focos de conflictividad, la compañía hoy se enfoca en

lograr números azules.

Endesa Chile cifra en US$148 millones plan de mitigación por central Bocamina: El gerente de Finanzas de la

compañía, Fernando Gardeweg, precisó que la firma espera la sentencia de la Corte Suprema para iniciar dichos

planes.

Tribunal Ambiental informa a Suprema que hay dos reclamaciones en Caso Bocamina II: El Tercer Tribunal

Ambiental respondió un oficio de la Corte Suprema.

Endesa decide aplazar inversión de central termoeléctrica Punta Alcalde: Pese a que en enero la Corte Suprema

autorizó la construcción de Punta Alcalde y que la firma había manifestado que iniciaría la construcción en 2015 y

que la primera central de 370 MW comenzaría a inyectar al SIC en 2019, Endesa habría decidido aplazar la inversión

del proyecto termoeléctrico a carbón Punta Alcalde, en la zona del Huasco, en la Región de Atacama. Entre las

razones de la postergación estaría la paralización de proyectos mineros de Atacama y la fuerte demanda de ERNC.

Además, la empresa espera ver cómo se resuelve la interconexión.

Biobíogenera reactiva terminal y central a gas de 640 MW que entrarían a operar en 2018: Entre este mes y el

próximo planean ingresar los Estudios de Impacto Ambiental. Proyectos suman US$ 8109 millones.

La caída en los precios del petróleo amenaza el auge energético en EE.UU.: El valor del crudo ha retrocedido

25% desde junio pasado. De seguir esta senda, los estados ricos en este combustible fósil podrían crear menos

empleos y el sector ver derrumbarse sus ganancias. Sin embargo, los mayores beneficiados de los precios más bajos

del petróleo son los consumidores.

Petróleo bajó a US$80,52 luego de incremento de reservas en Estados Unidos: El Departamento de Energía

informó sobre el incremento en los inventarios de petróleo, reflejado en reservas que alcanzaron los 7.1 millones de

barriles y se situaron en poco más de 377 millones de barriles.

OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015: Durante la XXXV Conferencia

Petrolera y Monetaria, el secretario general del organismo, Abdallah El-Badri, dijo que “no creo que el 2015 se

encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado”.

Venezuela dice que mercado petrolero entró en “guerra de precios”: El presidente de la estatal Petróleos de

Venezuela (PDVSA), Eulogio Del Pino, dijo el miércoles que el mercado petrolero, enfrentado a una baja sostenida

del barril de crudo, entró en una “guerra de precios” que “no conviene” a nadie.

SunEdison, CorpBanca y BBVA acuerdan financiación por US$130 millones para planta solar: Los fondos de

este acuerdo serán utilizados para la construcción del proyecto Javiera, de 69,5 MW, el que suministrará energía por

medio de un PPA a Minera Los Pelambres.

Proyectos de ERNC suman US$20.034 millones, el 66% de la cartera de generación: La CBC dijo que si se

ejecutan todos los planes en desarrollo -al 30 de junio-, en 2025 este tipo de energías serían el 27% de la capacidad

instalada en el país.

Centrales renovables no convencionales totalizan más de 1.800 MW: La región de Coquimbo lidera la capacidad

instalada ERNC, de la mano de los proyectos eólicos que sólo en esa región alcanzan los 592 MW de potencia.


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Estos son los 10 proyectos fotovoltaicos más poderosos que vienen en Chile: Hoy este tipo de energía representa

el 0,67% de la matriz total del país, representando la energía fotovoltaica hoy el 12% del total que aportan las

ERRNC, siendo su talón de aquiles es el almacenamiento.

Sernageomin destaca que el potencial geotérmico de Chile es de 16.000 MW: Organismo público participará en

el seminario “Geotermia Energía de la Tierra ¿Qué pasa en el fondo?”, organizado por Agencia Italiana para el

Comercio Exterior en colaboración con Acera, que se realizará el 24 de octubre en el ex Congreso Nacional de

Santiago.

El creciente poder de las ERNC en generación: La estimulación del desarrollo de las Energías Renovables No

Convencionales es fundamental para el Chile de hoy, que, según sus actores, el resultado será al ver cumplido la

meta del 20/25 antes de que inicie la próxima década.

Foro EOLO: industria energética se reúne para abordar desafíos del desarrollo eólico: Encuentro que se realiza

en diciembre tiene por objetivo analizar proyectos, tecnologías, equipos y servicio e ingeniería, las posturas desde los

sectores público y privado sobre este tipo de fuente ERNC.

Chile pide ayuda a Alemania para potenciar energía solar: Gobierno financiará durante 10 años el desarrollo de

investigación aplicada para buscar potencialidades del Desierto de Atacama en esta área.

Experiencia italiana en desarrollo de geotermia se presentará en Chile: Seminario organizado por la embajada

de Italia y Acera abordará temáticas como la generación eléctrica a partir de este recurso, junto con la posibilidad de

que la geotermia sea usada en ciudades para la calefacción de hogares.

Acera: Potencial geotérmico en el país es de 2.500 MW en diez años: Gremio realizará seminario sobre esta

fuentes de energía en el ex Congreso para mostrar la experiencia internacional y ver la factibilidad de desarrollar

proyectos eléctricos en el país.

Especialistas chilenos visitan Suiza para conocer realidad energética: Una delegación compuesta por veinte

representantes del sector público, privado, de la sociedad civil y medios de comunicación comenzaron este sábado un

recorrido por distintas ciudades del país europeo para estudiar el desarrollo de grandes proyectos que consideraron el

relacionamiento comunitario.

Gobierno envía proyecto para que Enap amplíe presencia en mercado de la generación: Iniciativa apunta a que

la firma estatal participe en un modelo de asociatividad con privados en todo tipo de unidades eléctricas y que facilite

la concreción de nuevas centrales. El Ministro Pacheco dijo que la idea es dotar a Enap de facultades legales para

desarrollar proyectos, donde la estatal podrá tener hasta el 49% de esos negocios, y que luego entren privados y

tomen el control.

Marcelo Tokman, Gerente General de Enap: “No fuimos parte en ninguna de las decisiones que

desencadenaron el derrame”: Dice que tras la contingencia en Quintero, la empresa contratará a expertos en

riesgos para que revisen los protocolos para este tipo de situaciones. Firma evalúa la construcción de un gasoducto

como alternativa al tercer terminal de GNL que el gobierno ve para la zona sur del país. Tokman dice que la idea de

que Enap participe en proyectos de generación tiene por fin contar con oferta para futuras licitaciones.

Entrada de Gas Natural Fenosa. ¿Menos gas para Colbún y Gener?: Metrogas, futura filial de la española Gas

Natural Fenosa (GNF), es el principal proveedor de gas para las centrales a ciclo combinado de las eléctricas en el

país.

CNE confirma que Metrogas excedió límites de rentabilidad permitida en 2012 y 2013: La CNE informó al

Ministerio del área que la empresa distribuidora de gas natural en Santiago tuvo una rentabilidad que llegó a 11,4% y

16,9% en 2012 y 2013, respectivamente, superando el límite fijado en un 11%. El Ministro de Energía Máximo

Pacheco dijo que como las cuentas de gas de la firma superan lo establecido por ley, el Gobierno se tomará tres

semanas para evaluar qué acciones adoptará con la distribuidora de gas natural. Como primer paso hoy el ministro de

Energía, se reunirá con asesores de su cartera. Asimismo, SERNAC estudiará antecedentes y CONADECUS prepara

demanda colectiva. En ese sentido, el Gobierno analiza opciones legales para regular a Metrogas tras chequeo anual

de rentabilidad de gas por redes.

Cálculo del gobierno cifra en US$ 85 millones exceso de rentabilidad de Metrogas: La distribuidora insiste en

que el cambio en la valoración de las conversiones por parte de autoridad sería expropiatorio.

El origen del conflicto del gas: La consultora Valgesta hizo el chequeo de rentabilidad de las empresas del rubro y

concluyó que Metrogas superó límite. La tensión se generó por la confusión entre las empresas por intentar incluir

otros costos dentro de la distribución, pues la CNE dice que esos activos no son parte del negocio de distribución y

empresa reclama por inversiones.

Los distintos cálculos con que se estimó la rentabilidad de Metrogas: Diferencias entre estudios de la firma,

Systep y los encargados por el Gobierno, con brechas de seis puntos porcentuales, obedecieron a la forma en que se

contabilizaron las inversiones.


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Compañía insiste que no sobrepasó el máximo y podría recurrir al TDLC: Firma controlada por el Grupo CGE

afirma que las diferencias en los resultados obedecen a forma de medir las conversiones. En 2013 los costos de

ventas de Metrogas cayeron un 28,16%, según su Memoria.

Metrogas: TDLC debe resolver diferencias entre informes: Metrogas dijo que de acuerdo a la institucionalidad

vigente este proceso “debe continuar su conducto regular en el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

(TDLC)”.

Nicole Nehme y ex TDLC asesoran a Energía por Metrogas: Expertos se reunieron con el ministro de Energía,

Máximo Pacheco, para asesorarlo en los pasos a seguir, luego que el gobierno revelara esta semana que Metrogas

rebasó el límite máximo de rentabilidad permitido por ley.

Víctor Turpaud, Gerente General de Metrogas: “Autoridad desconoce inversiones que ha hecho Metrogas”:

La firma discrepa de los cálculos de rentabilidad del Gobierno y dice que no se les contabilizaron inversiones por

US$ 661 millones. Ahora busca radicar la discusión en el Tribunal de la Libre Competencia. Señaló que no están

desconociendo que la cocina del Ministro Pacheco sea de la empresa, sino que piden que se reconozcan las

inversiones que han realizado para poder dejar a los clientes consumiendo gas.

Asociación solicita que se exhiban públicamente estudios de rentabilidad de Metrogas: Se busca que dichos

estudios sean parte de la demanda colectiva que presentarán contra la compañía en línea con la Ley de Protección de

los Derechos de los Consumidores y a la Ley de Servicios del Gas.

Firmas de gas se oponen a que CNE publique chequeos de rentabilidad: Trascendió que las firmas de gas

habrían rechazado transparentar la totalidad de los estudios, al considerar que los informes contienen datos

relevantes, relacionados principalmente con costos incrementales de desarrollo. Al respecto Metrogas fue la única

compañía que excedió el límite de rentabilidad.

Francisco Agüero: Caso Metrogas Llegaría al TDLC Y Terminaría en Fijación Tarifaria: El director del

Centro de Regulación y Competencia de la Universidad de Chile, Francisco Agüero, advirtió además que el proceso

de excesiva rentabilidad podría finalizar en demandas colectivas por parte de los consumidores afectados por la

compañía de gas natural, que serían cerca de 600.000.

Economista afirma que solo en Magallanes habría un monopolio natural de gas: Informe de Alexander

Galetovic dice que en la región del sur del país la distribución es 10 veces mayor que en Santiago, considerando que

son menos hectáreas y habitantes. Asimismo que solo dos de tres clientes con acceso a red de gas se conectan a esta:

Informe dice que sector, excepto en Magallanes, no es monopolio natural, y que por eso las tarifas no deben fijarse.

767.568 clientes potenciales con acceso a la red de gas natural existen en Santiago. De ellos, solo se conecta un 65%

y el resto usa sustitutos. En Santiago la cobertura de la red es 12 veces mayor a la de Magallanes, pero allí la

distribución es superior. Según Galetovic la ley no fija rentabilidad máxima, pero dice que si se sobrepasa ese

umbral, el TDLC puede mirar, y si encuentra que pasa algo, puede regular, pero podría concluir que los retornos son

altos porque la empresa es eficiente.

Ministro Pacheco definirá en tres semanas si envía antecedentes al TDLC: Gobierno dio plazo hasta el viernes

para que firmas de gas decidan si autorizan que su información contable pueda ser pública. Esto, con el fin de

transparentar el proceso.

Por exceso de rentabilidad TDLC podría fijar tarifas de gas o acusar de abuso a Metrogas: Estos son los dos

escenarios que se barajan si se prueba que superó límites. Compensación es un escenario difícil mientras no se

compruebe que se pasó el límite, pues según estudio encargado por el Gobierno concluyó que la empresa ligada al

grupo CGE obtuvo una rentabilidad de 16,9% en 2013 siendo el límite 11%.

Ministro Pacheco: Decisión sobre demandar o no a Metrogas será tomada en dos semanas: "Estamos

esperando algunos análisis técnicos que están preparando los equipos del Ministerio", dijo el titular de Energía.

Asimismo, el Gobierno definiría en noviembre opción para fijar tarifa de Metrogas. El ministro Pacheco dijo que la

legislación del gas es precaria y criticó el cálculo de conversiones de la firma.

Ex titular de la CNE y batalla por regulación del gas: “La industria tiene características de monopolio”: María

Isabel González, ahora gerenta general de la consultora Energética, dice que la ley que regula el negocio del gas es

"muy antigua" y tiene vacíos. Explica que el gas arriba a Quintero a 7 dólares por millón de BTU, y le llega a la

gente a 34 dólares, por lo que "hay algo que no cuadra". A fines del año pasado, en el mercado ya advertían que

Metrogas podría encontrarse con una situación compleja frente al gobierno.

Gobierno Apostaría Por Acudir a la FNE por Exceso de Rentabilidad de Metrogas, como otra opción al

TDLC: De concretar tal medida, la autoridad no haría caso del planteamiento expuesto por la Asociación de

Distribuidoras de Gas Natural que exigen que sea el Tribunal de la Libre Competencia que evalué el caso.

Diputados piden adelantar ley de tarificación del gas: Diversas reacciones generó en la Cámara de Diputados el

resultado del estudio del gobierno sobre rentabilidad de las firmas de gas.


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Municipios Presentan Acción en TDLC Por Exceso de Rentabilidad de Metrogas: El presidente de la

Asociación Chilena de Municipalidades, Christian Vittori, solicitó al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

que ordene al Ministerio de Energía la fijación de tarifas.

SVS oficia a Gas Natural Fenosa y pide modificar términos de OPA lanzada por CGE: Regulador pidió

rectificar precio, identificar a accionistas finales de la catalana y aclarar si compañía seguirá siendo una sociedad

anónima abierta.

Controladores de CGE se refieren por primera vez a oferta de Gas Natural Fenosa: Mediante una carta a la

SVS, Jorge Marín, José Luis Hornauer, Andrés Pérez-Cruz y otros se refirieron a las condiciones de la OPA, las que

consideran atractivas para todos los accionistas.

Tercer Tribunal Ambiental admite a trámite causa contra RCA parque eólico Negrete: En nota publicada el

jueves, se había atribuido la propiedad del parque eólico Negrete a la chileno-irlandesa Mainstream RP. La dueña de

la iniciativa es la alemana WPD. Por esa razón, reproducimos la nota corregida.

Sin acuerdo finalizó mesa técnica que evalúa trazado del proyecto de transmisión eléctrica Cardones-

Polpaico: La mesa técnica se conformó en torno al llamado Plan de Expansión Chile LT 2x500 kv Cardones-

Polpaico. Está integrada por los alcaldes afectados por el actual trazado, más expertos en medioambiente y derecho

ambiental y el diputado de la Comisión de Medio Ambiente, Christian Urízar, junto con representantes del

Ministerio de Energía y la empresa Interchile.

Suez pone fecha a línea SING-SIC: junio de 2017: El proyecto está en estudios de ingeniería de detalle, los que

tardarán seis meses. Las obras tardarán otros 30 meses.

FNE observa el funcionamiento del mercado energético: El fiscal nacional económico, Felipe Irarrázabal, afirmó

que el ente antimonopolio ha estado trabajando en estudiar a fondo el funcionamiento del sector energético local, al

ser uno que tiene la característica de ser de alto impacto para los consumidores. Eso sí, no entregó detalles a lo que él

llamó el “cómo, cuándo y dónde”.

Cigré analiza integración de ERNC al sistema de transmisión: Comité Chileno del organismo realiza seminario

de análisis de la norma técnica que rige para este segmento del sector eléctrico, donde la CNE mostró los principales

cambios regulatorios en licitación de suministro, transmisión, gas distribuido y eficiencia energética, entre otros

puntos.

Asesor canadiense de la CNE evalúa tres alternativas de interconexión: La empresa Manitoba Hydro

International ya comenzó el análisis de las opciones para interconectar el SING con el SIC. Durante 5 meses 15

expertos realizarán la evaluación técnica y económica.

CDEC-SING abordó en Lima perspectivas de la integración energética regional: El director ejecutivo del

organismo, Daniel Salazar, se refirió al nexo existente con Argentina y las posibilidades de complementariedad con

el mercado peruano.

Notas sobre el proyecto de ley de licitaciones de distribuidoras: El proyecto de ley libera a las distribuidoras de la

responsabilidad de asegurar el suministro, le permite al regulador asignar cuotas entre tecnologías de generación y le

asigna a los generadores aquella parte del suministro regulado que no pueda ser contratado en las licitaciones.

También 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.

Reforma al sistema de licitaciones eléctricas: Surgen algunas críticas de expertos que merecen ser atendidas

considerando la relevancia del sector.

Diputados aprueban proyecto que introduce modificaciones a la Ley de Servicios Eléctricos: La iniciativa, que

busca perfeccionar el sistema de licitaciones de suministro para clientes sometidos a regulaciones de precios, será

analizada ahora en el Senado.

AES Gener pide autorización al Gobierno para vender electricidad a Argentina desde el SING: La eléctrica

solicitó formalmente al Ministerio de Energía permiso para traspasar electricidad a través de la línea de transmisión

Andes-Salta 345 kV, por un plazo mínimo de diez años. Esto, una vez que se concretaron todas las pruebas técnicas

y estudios.

Estudio: Chile será líder regional en contaminación si no cambia modelo de expansión eléctrico: El análisis

realizado por la U. de Berkeley en alianza con el National Resources Defense Council (NRDC) de EEUU dice que si

por el contrario, se deja de construir centrales a carbón, el costo de la electricidad en Chile crecería en sólo 3%.

GNL e hidroeléctricas en Aysén son las medidas más eficaces para reducir emisiones: En 2015 en París, Chile

deberá presentar un plan obligatorio de mitigación que deberá ponerse en marcha en 2020. El informe, que se

presenta hoy, analiza el impacto de diversas medidas sobre la economía y concluye que si bien pueden afectar el PIB

y empleo en los primeros años, luego la tendencia se revierte. Según Pablo Badenier, Ministro Medio Ambiente este

año 2014 se quiere empezar con la actualización del plan de descontaminación atmosférica de la RM, siendo el

primero que incorpora el cambio climático.


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Se inicia road show energético en Colombia: Iniciativa tiene como objetivo captar a eventuales nuevos actores que

ingresen al negocio de la generación en el país.

Gobierno evalúa separar consulta indígena del SEA: Autoridad busca perfeccionar regulación para promover

acuerdos y evitar judicialización.

Cómo será el arribo de GNF a Chile: posible visita a Bachelet y llegarán catalanes a los directorios: Como

hace una semana el grupo Gas Natural Fenosa anunció la compra de CGE, surgen varias coincidencias y aspectos

curiosos en la transacción. Por ejemplo, Gas Natural Fenosa también se llamó CGE en una etapa de su historia.

Además, uno de los fundadores de CGE a inicios del siglo XX fue también gestor del estudio Claro y Cía., el mismo

bufete que asesoró a la firma española en esta transacción.

Salvador Gabarró "Le dije a la Presidenta: nosotros hemos venido a Chile para quedarnos": El presidente de

Gas Natural Fenosa, dice ser un admirador de Chile, y que por años -y a través de distintas compañías- estuvo

buscando la fórmula para ingresar al mercado nacional. Hasta que lo logró.

Ex presidente ejecutivo de Codelco asume como director de AES Gener: El ex presidente ejecutivo de Codelco y

ex ministro de Educación del gobierno de Eduardo Frei Ruiz-Tagle, José Pablo Arellano, asumió ayer como director

independiente de la eléctrica AES Gener.

Antoñanzas: “Habrá cambios que son incómodos”: El gerente general de Enersis, Ignacio Antoñanzas, mandó un

mensaje de tranquilidad a los empleados del grupo, que ahora dependen directamente de la italiana Enel.

La cristalización del modelo ideado por Starace para Enersis: Esta semana se concretaron los primeros pasos de

la nueva estrategia de la italiana a nivel local, con las salidas de Joaquín Galindo de la gerencia general de Endesa,

quien fue reemplazado por Valter Moro, y la de Christian Fierro de Chilectra, cuyo puesto asumió Andreas

Gebhardt.

Enersis y Endesa convocan a directorio extraordinario y anunciarían nuevos cambios: La cita está fijada para

este martes 04.11.14. Jorge Rosenblut, actual presidente de Endesa Chile sería el nuevo presidente de la mesa de

Enersis. La salida de Ignacio Antoñanzas, gerente general de Enersis ya estaría zanjada por lo que dejaría el cargo

pronto.

1.- GENERACIÓN

A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes

1.1.- Enel Green Power inicia construcción de nueva central fotovoltaica en Tal Tal (Fuente: Enel Green Power ha

iniciado las obras de construcción de Lalackama II, la cuarta central fotovoltaica de la empresa en Chile, informó este

miércoles la compañía. Con una capacidad de 19 MW, una vez funcione a pleno rendimiento, la central de Lalackama II

podrá generar más de 50 GWh al año, equivalente a las necesidades de consumo de unos 30.000 hogares y evitará la

emisión a la atmósfera de más de 30.000 toneladas de CO2. La central fotovoltaica Lalackama II será construida en el

municipio de Taltal, en la región de Antofagasta, unos 950 km al norte de Santiago. La central, que comprenderá un área

de aproximadamente 40 hectáreas, es una ampliación del proyecto original de Lalackama, que en la actualidad se

encuentra en fase de finalización. Con Lalackama II se logrará que la potencia instalada total de la central fotovoltaica

sea aproximadamente de 79 MW. La inversión total requerida para la construcción de la nueva central generadora es de

aproximadamente US$32 millones. A Lalackama II está asociado un contrato de venta de energía para el abastecimiento

de clientes privados. En Chile, Enel Green Power gestiona los parques eólicos de Talinay y Valle de los Vientos, cada

uno con una potencia de 90 MW, y está completando la construcción de su mayor parque eólico en todo el país, Taltal

(99 MW) y del proyecto eólico de 61 MW Talinay Poniente. Enel Green Power está también completando la

construcción de las centrales solares Diego de Almagro (36 MW), Lalackama (60 MW) y Chañares (40 MW). La

empresa también está activa en el sector de la geotermia con la exploración de varias concesiones con un potencial

superior a los 100 MW.

1.2.- Proyectos de ERNC suman US$20.034 millones, el 66% de la cartera de generación (Fuente: El Mercurio,

16.10.14): En la Agenda de Energía, el Gobierno tiene como meta levantar las barreras para las Energías Renovables No

Convencionales (ERNC), comprometiendo que 45% de la capacidad de generación eléctrica que se instalará en el país

entre 2014 y 2025 provenga de ese tipo de fuentes. Así se cumpliría el objetivo de un 20% de inyección de ERNC al

sistema eléctrico al 2025. Actualmente son el 8,9% de la potencia del sistema. En Chile, la mayor parte de la cartera de

proyectos de generación con cronograma -a junio de este año- se compone de iniciativas de ERNC. Este tipo de energía


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son solares, eólicas, geotérmicas, bioenergía, minihidro (hasta 20 MW) y mareomotriz, aunque en este último caso no

hay registros. Según un catastro de la Corporación de Bienes de Capital (CBC) existen 129 planes de generación con

cronograma, de los cuales el 82% son ERNC. Estas últimas explican 58% de los 12.101 MW de la capacidad nominal de

generación del portafolio, que también consideran las energías renovables convencionales (ERC, que son embalses y

centrales de pasada sobre 20 MW) y las no renovables (ENR, como carbón gas y petróleo). Los proyectos en gestación

de ERNC suman inversiones por US$ 20.034 millones, el 66% -dos tercios- de los US$ 30.150 millones totales del

catastro de la CBC. De las 106 iniciativas de ERNC, el 80% se encuentra aprobado ambientalmente, mientras que en el

caso de los otros tipos de energía, el 61% se encuentra en esa condición. Al revisar el estado de avance, se advierte que

hay 31 proyectos de ERNC -29% de su total- terminado o en construcción. En cuanto a las ERC o ENR, el 35% está en

fase de construcción, porcentaje que equivale a ocho iniciativas. Las regiones de Antofagasta y Atacama concentran el

61% de la capacidad -4.273 MW- de las iniciativas renovables no convencionales. Algunos de los proyectos que están

avanzando, indicó la CBC, son Parque Solar Quillagua (primera etapa), planta de generación de bioenergía Molina,

parque eólico Punta Palmeras I y el proyecto Parque Solar Javiera. La CBC señaló que si se ejecuta toda la actual cartera

de proyectos con cronograma definido -al 30 de junio-, a 2025 las ERNC representarían 27% de la capacidad instalada

en el país, por lo que sería factible que inyecten 20% de la energía al sistema. Pero la CBC advierte que ese escenario es

sin considerar diversos factores como, por ejemplo, desistimientos de planes. La CBC dijo que las iniciativas de ERNC

están sujetas a una alta variabilidad. Señaló que si bien se gestan rápidamente y son aprobadas ambientalmente, no

tienen asegurados contratos de suministro de electricidad que las viabilice económicamente.

1.3.- Gobierno proyecta al 2029 entrada de sólo tres centrales termoeléctricas (Fuente: La Tercera, 17.10.14): Entre

2014 y 2029 ingresarían al SIC 4.629 MW. Así se desprende del Programa de Obras definitivo, elaborado por la CNE, y

dado a conocer ayer a través de su sitio web. El informe -que muestra una visión referencial de las inversiones en

construcción y proyectadas en el sector y que se utiliza para determinar los valores del precio de generación eléctrica-

mostró que ingresarían al sistema solo tres proyectos de generación termoeléctrica por un total de 885 MW. Entre ellos

se encontraría la iniciativa desarrollada por Endesa, Punta Alcalde (de US$ 1.400 millones) y el proyecto de Colbún,

Santa María II, cuya inversión es de unos US$ 850 millones. La ex secretaria ejecutiva de la CNE, María Isabel

González, explicó que el hecho de que exista una estimación baja respecto de los proyectos en base a carbón que podrían

ingresar al sistema, da cuenta de una realidad que tiene que ver con la falta de iniciativas aprobadas ambientalmente.

Otro actor de la industria, en tanto, manifestó que “la cantidad de energía térmica proyectada, es una señal insuficiente

respecto de las necesidades reales del país”. De acuerdo con lo anterior, también llamó la atención la falta de proyectos

de generación hidroeléctrica de gran magnitud, como lo es HidroAysén, de Endesa y Colbún (que fue eliminado del plan

de obras en agosto). En esa línea, el informe establece que solo entrarían en operación de aquí al 2029 seis iniciativas de

este tipo (hidros de pasada), de las cuales cinco serían por 20 MW cada una y solo una por 60 MW. En el informe

preliminar de la CNE -dado a conocer en septiembre- ya se estimaba que un alto porcentaje de la generación proyectada

para los próximos diez años sería en base a ERNC, como centrales hidro de pasada menores a 20 MW; energía eólica,

solar-fotovoltaica, de geotermia y biomasa. Así, el documento mostró que el 77% de los 4.629 MW proyectados serán

en base a este tipo de energías, siendo la solar la que más pesa en la carpeta. “Solo el cumplimiento de la Ley 20/25

implica que en los próximos 10 años el 50% de la energía nueva provenga de la ERNC. Del 77%, un 50% está dado por

dicha norma”, señaló una fuente de la industria. En esa línea, agregó que las ERNC se han visto beneficiadas por las

actuales condiciones de mercado, que han logrado que iniciativas que llevaban mucho tiempo en carpeta estén viendo la

luz.

1.4.- Gobierno envía proyecto para que Enap amplíe presencia en generación (Fuente: El Mercurio, 17.10.14): El 8

de octubre, el Gobierno ingresó un proyecto a la Cámara que modifica la ley que crea la Empresa Nacional del Petróleo

(Enap) y amplía su giro para que tenga una participación más activa en generación. La iniciativa busca que la estatal

facilite la concreción de proyectos de todo tipo de generación, sin preferencia tecnológica, afirman en el Gobierno.

"Queremos dotar de facultades legales a Enap para que pueda desarrollar proyectos de generación y luego asociarse con

privados que sean accionistas mayoritarios, tengan el control y estén a cargo de la operación", dijo el ministro de

Energía, Máximo Pacheco. Agregó que la opción de empaquetar proyectos en todo el país con distintas tecnologías

facilitará la entrada de nuevos actores, lo que dará competencia y hará bajar precios. La empresa podrá como máximo

tener el 49% de la propiedad de los proyectos. "Queremos aportar a la expansión del mercado eléctrico de manera que

existan ofertas competitivas en las próximas licitaciones de las distribuidoras", dijo Marcelo Tokman, gerente general de

Enap. La idea es que se contribuya a viabilizar unidades de generación, especialmente a gas, y ojalá traer nuevos actores,

pero que no signifique una mayor demanda de recursos para Enap. Así, después de lograda la aprobación de todos los

requisitos de un proyecto, la idea es ir a buscar socios privados que los financien, los construyan y operen, sostuvo. La

iniciativa va en línea con lo que propone la Agenda de Energía para enfrentar la estrechez de suministro: hacer de Enap

un actor relevante. Hasta ahora, la estatal solo puede participar en planes vinculados a hidrocarburos y geotermia.


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Susana Jiménez, de LyD, advierte que esta ley se basa en un "entendido equivocado" de que Enap, al ser una firma

estatal, podría tener menos dificultades que los privados para avanzar en los proyectos. La iniciativa está en línea con

propuesta de Presidenta en 2013, pues el 24 de septiembre del año pasado, "El Mercurio" publicó que la propuesta

energética de Bachelet era transformar a Enap en una Empresa Nacional de Energía, ampliando su giro. Esto "corregiría

la imperfección del mercado energético que frena el desarrollo de la productividad económica", decía. El hecho fue

desmentido un día después. Con el proyecto de ley recién ingresado se confirma la idea de la campaña de hacer de la

firma un actor relevante en el sector.

1.5.- Se inicia la construcción de la planta fotovoltaica Luz del Norte (Fuente: El Mercurio, 18.10.14): La Presidenta

de la República, Michelle Bachelet, instaló el primer panel solar de lo que será la planta fotovoltaica más grande de

Latinoamérica. Con un aporte de 141 MW al SIC, el proyecto Luz del Norte posiciona a la Región de Atacama como

líder en la generación de energía solar. La planta está ubicada a 58 kilómetros al norte de Copiapó y espera ser

inaugurada en diciembre de 2015. Bachelet valoró el aporte energético de la planta y enfatizó que "sin energía no hay

crecimiento".

1.6.- Estos son los 10 proyectos fotovoltaicos más poderosos que vienen en Chile (Fuente: Las Últimas Noticias,

19.10.14): Si en un edificio se coloca la primera piedra, en los parques fotovoltaicos que generan energía eléctrica a

partir del sol, se coloca el primer espejo. Eso fue lo que hizo el viernes la presidenta Michelle Bachelet, cuando inauguró

el comienzo de las obras de la planta “Luz del Norte”, ubicada a 58 kilómetros al norte de Copiapó. La planta, de la

empresa estadounidense First Solar, generará 141 MW, los que se venderán en forma de contrato abierto. La planta, que

estará operando a plena capacidad en diciembre del próximo año, generará energía usando 1,7 millones de módulos

fotovoltaicos. Este año estamos ingresando más de 1.000 MW a nuestro sistema energético, provenientes de diferentes

formas de ERNC. Con ello damos un paso importante en la meta de que para el año 2025 el 20% de nuestra matriz

energética provenga justamente de este tipo de energías, dijo la presidenta. La cosa se viene ardua, eso sí, si se considera

que actualmente la importancia que tienen la energía fotovoltaica en la matriz total es de sólo el 0.67%. El 2015

probablemente tripliquemos el aporte solar que tenemos en la actualidad y si logramos que al menos un 10% de los

proyectos aprobados se construya, esto significaría sobrepasar los 1.000 MW solares, un aporte importante para la

matriz nacional, explica Fernando Hentzschel, gerente técnico del Centro de Energías Renovables, CER. La importancia

de esta energía en la canasta de las ERNC tampoco es tan alta y llega al 12%. Esa importancia es la que apuestan por

incrementar los nuevos proyectos aprobados por la Comisión de Evaluación Ambiental. De hecho en los próximos 10

años hay inversiones proyectadas por US$10.000.000.000 en el área. Los top ten en carpeta ya aprobados suman un total

de 1.619 MW, energía capaz de iluminar al Gran Concepción y Arica juntas. Para Rodrigo Castillo, director ejecutivo de

la asociación que reúne a las empresas de distribución y transmisión eléctrica, Chile está viviendo una revolución en el

tema de la energía fotovoltaica, la que debiera potenciarse para aprovechar las ventajas comparativas que el país tiene en

su zona norte. Por sus características, que impiden el almacenamiento, están limitadas a las horas de luz. Eso significa

que el país no puede renunciar a las otras fuentes de energía base con alto factor de planta (que se pueden almacenar),

como la térmica, la hidroeléctrica, y la geotérmica.

1.7.- Biobíogenera reactiva terminal y central a gas de 640 MW que entrarían a operar en 2018 (Fuente: El

Mercurio, 20.10.14): Biobíogenera, la empresa chilena de generación controlada por Andes Mining & Energy -sociedad

ligada a ex ejecutivos de Salfaorp y a la familia Norton-, está próxima a reactivar sus dos proyectos ubicados en la

Región del Biobío y que se están desarrollando desde 2012. La empresa ingresará este mes el Estudio de Impacto

Ambiental (EIA) del terminal Penco-Lirquén, mientras en noviembre hará el mismo proceso para El Campesino, su

central a gas natural de ciclo combinado que se ubicará en la comuna de Bulnes. Allí se espera implementar una primera

unidad de 640 MW de capacidad que inyectará energía a través del Sistema Interconectado Central (SIC). El terminal

"offshore" -o tipo isla- se conectará al ya existente Gasoducto del Pacífico. La obra de Biobíogenera (50%) y Cheniere

(50%) considera una inversión de US$ 150 millones y la firma espera que entre en operaciones en 2018. La compañía

pretende usar alrededor del 20% de la capacidad del terminal, y lo restante quedará abierto para otros actores

interesados. Según trascendió, Enap podría estar interesada en participar en ese suministro. La central que hace

Biobíogenera en conjunto con Electricité de France (EDF) debería empezar a operar a fines de 2018. En un principio se

consideró para El Campesino una inversión de US$ 620 millones, pero la cifra ha aumentado cerca de US$ 40 millones

por la transformación de un sistema de enfriamiento de agua a uno de aire. Fuentes de la compañía aseguran que en su

plan tienen contemplado obtener la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) de ambos proyectos el próximo año.

Además de Biobíogenera, Andes Mining & Energy (AME) tiene otros proyectos en mente. En la actualidad está

desarrollando el proyecto "Sol del Loa", de 70 MW, y esperan empezar su construcción a fines de este año o principios

de 2015. En Perú ya están operando Termochilca, central a gas de 200 MW. Allí AME está asociada con SCL Activa,


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una filial de LarrainVial. Actualmente, la firma se encuentra midiendo los vientos en la Región del Biobío para

desarrollar un proyecto eólico en Renaico.

1.8.- Monto de proyectos ingresados al SEA cae 56% entre enero y septiembre (Fuente: Pulso, 21.10.14):

¿Incertidumbre? Los proyectos de inversión son el mejor reflejo del desempeño de una economía. Del termómetro de un

país. Según datos solicitados por Pulso al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), los proyectos de inversión

ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental rozan los US$22.000 millones entre enero y septiembre de

este año, un 56% menos que en igual periodo del año anterior. Más aún: la cifra acumulada en 2014 es la más baja

registrada en los últimos cinco años, período en que entró a regir el Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto

Ambiental (R-SEIA) y la reforma medio ambiental. El sector minero es el que evidencia la mayor caída en los proyectos

de inversión presentados a evaluación: en los primeros nueve meses del año bajan 88% respecto a igual periodo de 2013.

La industria energética evidencia un alza de un 52%, pero hay que considerar que la mayoría de los proyectos

presentados a la autoridad son Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) pues son iniciativas de Energías Renovables

No Convencionales, las que en su mayoría no declaran impactos ambientales significativos. Más aún, muchas obras de

ERNC tienen aprobados sus DIA, pero aún no se construyen pues no tienen el financiamiento para aquello. Por su parte,

las obras de Infraestructura de Transporte y las iniciativas de tratamientos ambientales, ligada a la industria sanitaria,

registraron una caída interanual de 70,6% y 89,8%, respectivamente, en sus ingresos al SEIA. En los primeros nueve

meses de 2013, ingresaron al sistema U$19.200 millones en proyectos mineros, cifra que cae dramáticamente a

US$2.333 millones en lo que va de este año. “Efectivamente, contrasta la baja cantidad de proyectos mineros sometidos

al SEIA en lo que va de este año, con la gran cantidad de proyectos de este sector que se gestaron e iniciaron su

evaluación ambiental en años previos, especialmente en pleno súper-ciclo del cobre. Esto se explica, en parte

importante, por la pérdida de competitividad que enfrenta la minería chilena. Afecta también el cambio de énfasis de la

minería mundial, desde políticas enfocadas en el crecimiento, hacia políticas de control de costos y de retorno de los

activos”, afirma el presidente ejecutivo del Consejo Minero, Joaquín Villarino. El dirigente es aún más cauto, por cuanto

destaca que el catastro de proyectos de las empresas socias del Consejo Minero ha venido mostrando, consistentemente,

que existe una carpeta amplia de proyectos “en evaluación”, en su gran mayoría ya ingresados al SEIA. “No existe

respecto a ellos una decisión de concreción tomada y en las condiciones actuales percibimos que la indefinición

continuará”, dice. Para la activación de estos proyectos y el desarrollo de otros nuevos, Joaquín Villarino afirma: “Lo

clave es recuperar competitividad, lo que a su vez requiere que como industria y como país avancemos en distintos

frentes, incluyendo suministro de energía y de agua, productividad y mayor claridad regulatoria”. Álvaro Merino,

gerente de Estudios de la Sociedad Nacional de Minería (Sonami), complementa que, en algunos casos, se han

postergado proyectos por decisiones de los tribunales, particularmente en relación con la interpretación del Convenio

169 de la OIT. “La postergación de proyectos, en definitiva, se traduce en menor crecimiento, empleo y desarrollo”,

destaca el ejecutivo. Sobre este punto, ayer el ex ministro de Hacienda del gobierno de Sebastián Piñera, Felipe Larraín,

se mostró escéptico frente a la posibilidad que la economía chilena crezca en torno a un 3% en 2015. “El gobierno dice

3,6%. Yo creo que con dificultad Chile llegará al 3%”, sostuvo en la inauguración del Encuentro Nacional de

Agricultura (Enagro), ocasión en la que hizo un llamado al Ejecutivo: “Esta economía se está afectando por la

incertidumbre y las mañas políticas como la reforma tributaria”. También en Enagro, el subsecretario de Hacienda,

Alejandro Micco, dijo que la política fiscal del gobierno es transitoria. “No se puede crecer en el mediano y largo plazo

a punta de estímulos fiscales”, dijo. A pesar de la tendencia negativa en cuanto al ingreso de proyectos de inversión, hay

dos sectores que presentaron características particulares. En la industria energética, el ingreso de Declaraciones de

Impacto Ambiental (DIA) creció un 67%, esto, principalmente por la mayor presentación de iniciativas renovables no

convencionales, las que en su gran mayoría no declaran impactos ambientales. En los últimos meses, iniciativas como la

Planta de Concentración Solar de Potencia Copiapó Solar (US$2.000 millones) y la Central Cerro Dominador de

Abengoa (US$1.300 millones) aumentaron los montos. El sistema registró además una caída de un 68% en el ingreso de

proyectos inmobiliarios. Mientras en 2013 las iniciativas alcanzaron los US$2.817 millones, en los primeros nueve

meses del presente ejercicio las obras que se presentaron al SEIA llegaron sólo a US$883 millones. La razón de esta

caída obedece a que en el nuevo reglamento del SEIA, que entró en vigencia el 25 de diciembre de 2013, se eximió de

ingresar al sistema a los proyectos inmobiliarios que se encontraban en zonas con planes de descontaminación vigente.

Este cambio fue revertido por el actual gobierno y ahora todas las iniciativas deben tramitarse.

1.9.- Arenas respalda Alto Maipo: "Los proyectos que cumplan con la institucionalidad se van a implementar"

(Fuente: Diario Financiero, 22.10.14): El ministro de Hacienda, Alberto Arenas, dijo esta mañana que el Comité de

Ministros está terminando un informe que busca modificaciones legales que entreguen mayores certidumbres y permitan

desarrollar los proyectos de forma más rápida. "Entregaremos un informe con las gestiones necesarias para que los

proyectos que cumplen con las normativas y se encuentren retrasados por problemas de gestión pública queden en

condición de materializarse", dijo el ministro en un seminario de Sofofa-UDD. En este contexto, Arenas respaldó


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públicamente el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo (AES Gener y Antofagasta Minerals), el que ha enfrentado una gran

resistencia por parte de la comunidad local y grupos ambientalistas. "Proyectos como Alto Maipo, que ingresó al

sistema de evaluación ambiental en mayo de 2008, que tiene su RCA aprobado de 2009 y resolución de DGA de

septiembre de 2011, deben construirse para que entre en operación en los tiempos contemplados. Este proyecto es

fundamental para el desarrollo energético. En Chile la institución debe funcionar y los proyectos que cumplan con la

institucionalidad se van a implementar", comentó. Cabe recordar que Alto Maipo contempla la construcción de dos

centrales de pasada con una capacidad de 531 MW y una inversión de unos US$ 2.000 millones. Arenas además reiteró

que tanto el sector público y el privado, trabajarán en conjunto para el crecimiento del país. "Cuando colocamos los

intereses de Chile por delante, claramente podemos trabajar juntos y estoy absolutamente seguro que el sector privado y

público van a trabajar codo a codo en una alianza estratégica para el crecimiento en Chile...y hay un ánimo positivo. Hay

que cuidar las expectativas y todos trabajan justamente para lo que está esperando el mercado, que el año 2015 sea

mucho mejor que el 2014", comentó. A la salida del seminario organizado, el secretario de Estado reiteró que "hay un

ambiente positivo", en torno a las reformas que quiere implementar el gobierno para seguir creciendo. "Se está

consolidando que en Chile hay mejores expectativas para el próximo año, eso es lo importante. Es posible avanzar con

las reformas profundas que requiere el país para enfrentar la desigualdad, pero para ello también necesitamos crecer",

dijo.

1.10.- Centrales hidroeléctricas en construcción suman 1.000 MW de capacidad (Fuente: 27.10.14): En agosto de

este año se registraba un total de 3.518 MW en construcción, tanto en el SIC como en el SING. Lo anterior, equivale a

42 proyectos de todo tipo de fuentes. De estos, cerca de 1.000 MW corresponden a centrales hidroeléctricas, según datos

entregados por el Ministerio de Energía, liderado por Máximo Pacheco. En total, son catorce las iniciativas de este tipo

que se están llevando a cabo actualmente en el país y que entrarán a operar en los próximos años. Entre ellas destacan

las dos unidades del proyecto Alto Maipo, de AES Gener, que aportarán un total de 531 MW; Central Los Cóndores de

Endesa, que inyectará 150 MW al sistema, y también Central Ñuble, que aportará 136 MW al sistema interconectado y

que es propiedad de Eléctrica Puntilla, controlada por la Sociedad de Canalistas del Maipo. Los demás son proyectos de

menor tamaño. En los últimos 13 años la energía hidroeléctrica ha mostrado una fuerte caída en la matriz eléctrica,

pasando de representar un 48% a un 28%, considerando tanto las centrales de pasada como las de embalse. “Chile no

puede sentirse cómodo con una participación tan baja de la hidroelectricidad en nuestra matriz energética, tratándose de

una fuente limpia y abundante en nuestro país”, señalan desde el Ministerio de Energía. Explican que si bien la caída

puede ligarse al impacto de la persistente sequía del último tiempo, sin duda también se ha producido un rezago en

materia de infraestructura. “El hecho que hoy estén en construcción casi 1.000 MW a través de distintos proyectos

hidroeléctricos refleja que, como país, vamos dando pasos concretos hacia una matriz más sustentable, diversificada y

con precios más bajos”, dicen desde la cartera. Del total de MW hoy en construcción, las iniciativas que han mostrado

un incremento más notorio de marzo a la fecha son las plantas solares, registrando un crecimiento de 452% en los

últimos seis meses. Los proyectos térmicos, en tanto, tuvieron en el mismo período una avance de 201%, lo que se

explica sobre todo por el ingreso de la central de gas Kelar (517 MW), propiedad de BHP Billiton. En esos seis meses, la

hidroelectricidad mostró un alza de 139%, indican datos del Gobierno. Con la ayuda del Centro de Cambio Global de la

Universidad Católica, el Gobierno actualmente se encuentra trabajando para dar a conocer en el corto plazo cuáles son

las cuencas prioritarias para el uso de hidroelectricidad desde las regiones de O‟Higgins hasta Aysén, como señalan en la

Agenda de Energía. “Este análisis, que ya fue licitado y está en pleno desarrollo, no solo se basará en criterios técnicos

hidrológicos, sino también ambientales, económicos y socioculturales”, explican.

1.11.- Fondo eléctrico de MBI planea inversiones por US$600 millones (Fuente: El Mercurio, 27.10.14): Grandes son

las metas de Energía 7, el fondo eléctrico que creó MBI Inversiones en septiembre de 2013 en asociación con Imelsa -

empresa que busca los proyectos- y cinco family offices de clientes de alto patrimonio. En cinco años buscan invertir

cerca de US$ 600 millones en proyectos de diversas fuentes energéticas y en distintos lugares geográficos, señala Jordi

Dagá, portfolio manager del fondo. Así, pretenden en este plazo tener la capacidad y el tamaño para salir a bolsa como

empresa eléctrica y que los inversionistas actuales permanezcan solo como accionistas. “En un año estaremos operando

con 100 MW mínimo”, dice Karin Küllmer, socia de MBI. Así, esta iniciativa considera una primera etapa que consta de

un fondo con un patrimonio de US$ 65 millones que, sumado a la deuda, es capaz de invertir US$ 200 millones. Pero en

el próximo quinquenio buscarán triplicar este aporte y operar las centrales que construyan en el largo plazo, explican los

ejecutivos. Por el momento, ya ingresaron la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de un proyecto fotovoltaico por

49 MW en Illapel, que considera una inversión de US$ 90 millones. “Seríamos la planta de este tipo más cercana a

Santiago, hasta el momento”, aseguran Küllmer y Dagá. Y agregan que al estar más cerca de la capital, los problemas de

transmisión que afectan a este tipo de plantas se reducen. Energía 7 busca que este proyecto entre en operación en 2015.

Además, están bastante avanzados en la DIA de una central de respaldo en La Ligua. El monto restante de esta primera

etapa se destinará a un proyecto minihidro y, tal vez, a otro parque fotovoltaico, dicen. En el primero podrían entrar con


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algún socio, comenta Dagá. Küllmer añade que si bien no es una definición del fondo invertir en ERNC, hoy las señales

que está dando el Gobierno apuntan a incentivar con fuerza este tipo de energía. “El costo de construcción de las plantas

fotovoltaicas ha caído muchísimo en los últimos años, y los plazos son mucho más cortos que en otro tipo de fuentes”,

señala.

1.12.- Energía Austral: “El rechazo a HidroAysén no es un precedente” (Fuente: La Tercera, 27.10.14): A 45

kilómetros al noroeste de Puerto Aysén, en el área donde se localizan los lagos Yulton y Meullín, se planea instalar la

central hidroeléctrica Cuervo. El proyecto es gestionado por Energía Austral, un joint venture entre el grupo suizo

Glencore y la empresa australiana Origin Energy. Después del rechazo que en junio sufrió HidroAysén por parte del

Comité de Ministros, la central Cuervo -con una capacidad instalada de 640 MW y una inversión que se estima superior

a US$ 800 millones- heredó varios carteles: hoy es el principal proyecto hidroeléctrico aprobado ambientalmente que se

quiere ejecutar en el país; es también el desarrollo eléctrico más relevante contemplado para la Región de Aysén y es,

además, la mayor iniciativa hídrica que se impulsa desde la inauguración de Ralco, en 2007. Cuervo, también, se

convirtió en uno de los proyectos clave que hoy está bajo la lupa de la organización ecologista Patagonia sin Represas,

férreos opositores a HidroAysén. El proyecto Cuervo ha recorrido un largo camino. Completa más de siete años desde

que inició su tramitación ambiental. No obstante el tiempo transcurrido, en la firma eléctrica están confiados en que la

iniciativa no correrá la misma suerte que HidroAysén. “El rechazo a HidroAysén no creemos que sea un precedente. Las

autoridades han sido muy claras y contundentes en afirmar la importancia que tiene para Chile el desarrollo de los

recursos hidroeléctricos, destacando el rol que pueden jugar los recursos de Aysén, desarrollados en un marco de

sustentabilidad y trabajo con las comunidades. Energía Austral está absolutamente en línea con esto”, asegura Alberto

Quiñones, gerente general de Energía Austral. A fines de agosto, la Corte Suprema ratificó la Resolución de Calificación

Ambiental (RCA) de Cuervo, otorgada por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) en septiembre de 2013. En la

compañía valoran la sentencia. “Es tremendamente relevante para seguir avanzando en el desarrollo del proyecto. Es un

hito contundente, sin embargo, recibimos este fallo con mesura y con la tranquilidad que otorga lo que consideramos es

un trabajo bien realizado”, destaca Quiñones. Si bien la iniciativa cuenta con aprobación ambiental, en la empresa

admiten que aún le restan algunas instancias que sortear: el Comité de Ministros, ante el cual fueron presentadas 11

reclamaciones administrativas contra la RCA de Cuervo, y el Tribunal Ambiental, donde hay una reclamación contra el

pronunciamiento favorable del Sernageomin. “Tenemos plena confianza en la información proporcionada a las

autoridades competentes en el proceso de evaluación ambiental del proyecto”, sostiene Quiñones. En Energía Austral

también están conscientes de que “las instancias legales y la judicialización son parte del contexto actual para el

desarrollo de proyectos de inversión en Chile”, dice el ejecutivo. Tal como se ha hecho hasta ahora, agrega, “la empresa

está disponible para aportar toda la información que requieran las autoridades en el marco de estos procesos”. De

desarrollarse, Cuervo representaría el 4% de la actual capacidad instalada del SIC, que va de Taltal a Chiloé y abastece

al 94% de la población. En lo inmediato, en la firma eléctrica están concentrando los esfuerzos en la definición de la

línea de transmisión, tendido de unos 800 kilómetros que unirá la planta hidroeléctrica con el SIC y que permitirá

conducir la energía desde el sur del país a la zona central. Inicialmente, HidroAysén y Energía Austral compartirían

parte del trazado de la línea de transmisión para reducir los impactos en el medioambiente y habían evaluado hacer un

tramo vía submarina. Tras el rechazo a HidroAysén, Energía Austral continúa el análisis de esa posibilidad. “Estamos

abocados a evaluar una opción mayormente submarina, que se extendería entre la comuna de Aysén y la Región de Los

Lagos, para conectar ahí con el SIC”, precisa Quiñones. En este contexto, explica el ejecutivo, la empresa está

desarrollando análisis de tipo técnico, social y ambiental. “En principio, los estudios ambientales preliminares que se

desarrollaron durante el verano y los estudios técnicos de técnicos para el desarrollo de esta opción”, comenta. Sin

embargo, aclara Quiñones, aún quedan otros estudios técnicos que efectuar, de mayor especificidad, para hacer una

evaluación económica adecuada de la alternativa submarina. Por lo mismo, la empresa aún no cuenta con la información

suficiente para estimar la inversión que requerirá el trazado. “Por ahora, no hay una ruta ni puntos de aterrizaje o lugares

de instalación de infraestructura definidos”, afirma. Para llegar a las definiciones que están pendientes, añade, “estamos

haciendo igualmente un análisis multicriterio, que considera factores sociales, ambientales, técnicos y económicos”. En

Energía Austral dicen que el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del tendido eléctrico no estará concluido en el corto

plazo. “Una vez que se haga la definición sobre la alternativa de transmisión preferida, estimamos que el EIA tomará

dos años en desarrollarse”, detallan. En todo caso, dice, si bien tanto Glencore como Origin mantienen su convicción

respecto de la relevancia y el aporte de la iniciativa, cualquier decisión de inversión por parte de los socios, se tomará

considerando el nivel de avance del proceso de aprobación ambiental del sistema de transmisión, señalan en Energía

Austral. En paralelo al diseño del proyecto de transmisión, Energía Austral está desarrollando un plan de trabajo

tendiente a cumplir con los 185 compromisos establecidos por la autoridad en la RCA de Cuervo y que están referidos a

la instalación de infraestructura turística en el sector de Bahía Acantilada, la mantención mensual de la Ruta X520, que

une Puerto Aysén con Bahía Acantilada, y la reducción tarifaria de la energía para quienes consumen 2 MW o menos en

la región. Para evitar abrir eventuales flancos de conflicto con las comunidades en el proyecto de transmisión, Energía


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Austral puso en marcha, en septiembre de 2013, un proceso de diálogo temprano entre Aysén y Puerto Montt. Este

acercamiento, explican en la firma, busca identificar las preocupaciones y visiones de comunidades indígenas,

pescadores artesanales, autoridades locales, ONG con intereses en la zona, asociaciones empresariales y expertos del

sector, entre otros, de modo de incluir estas consideraciones desde las primeras etapas del diseño del proyecto de

transmisión. “Hemos realizado más de 100 conversaciones con los distintos actores”, subraya Quiñones. En opinión del

ejecutivo, la oposición al desarrollo de estos proyectos es parte del proceso de cambio que vive la sociedad. “La

diferencia de opiniones y la oposición a determinadas iniciativas son parte de una sociedad que está cada vez más

informada, que es más participativa y que tiene una mirada acerca de la sustentabilidad del desarrollo, los beneficios,

temas ambientales, etc. Como Energía Austral, tenemos certeza de que hemos desarrollado un buen proyecto para

ofrecer a Aysén y al país”, plantea Quiñones.

1.13.- HidroAysén, la amenaza que persiste en la Patagonia (Fuente: Inserto Patagonia Sin Represas, La Tercera,

27.10.14):

- “HidroAysén, un proyecto en hibernación: Luego del rotundo y unánime rechazo del Comité de Ministros al

proyecto HidroAysén, la sociedad compuesta por Endesa y Colbún recurrió a tribunales para revertir la decisión. El

13 de agosto presentó un recurso ante el Segundo Tribunal Ambiental de Santiago y el 27 de agosto ante el Tercer

Tribunal Ambiental de Valdivia, destinando millonarios recursos para intentar revivir este mal proyecto y defender

un estudio de impacto ambiental insolvente.

- Una ofensiva contra Chile: A la luz del rechazo mayoritario expresado por sobre un 80% de la ciudadanía a

HidroAysén, y sus insalvables deficiencias técnicas, el gobierno de Michelle Bachelet, en una decisión histórica,

revocó en junio de este año la resolución de calificación ambiental con la cual la administración de Sebastián Piñera

intentó aprobar definitivamente el nefasto proyecto en enero pasado. Hoy, forzando la mano de lo que Chile ya

zanjó, las empresas, mediante argucias, insisten en represar la Patagonia. Ejemplo de ello es señalar que el Comité de

Ministros no tenía atribuciones para rechazar el proyecto o aludir a la demora del Estado cuando siempre pudieron

recurrir al silencio administrativo.

- Las incongruencias de Enel: Durante una reciente visita al país, Francesco Starace, consejero delegado de la eléctrica

italiana Enel-controladora de HidroAysén a través de Endesa, señalo tajantemente: Este proyecto no les gusta a los

chilenos y no se puede hacer algo en contra de un país. Nunca se puede construir en contra de la población. Si se

piensa que sí, se es loco. Hoy, los ejecutivos de Endesa y Colbún intentan, precisamente, revivir un descabellado

proyecto en contra del clamor del país.

- Derechos de agua, la piedra de toque de HidroAysén: Mientras HidroAysén controle más del 90 por ciento de los

derechos de agua de Aysén la amenaza de que construyan represas y gigantescas torres de alta tensión permanecerá

latente. Urge modificar la legislación actual sobre el dominio de los recursos hídricos para que esta no permita que se

entreguen cuencas completas, con sus paisajes y comunidades, a corporaciones y trasnacionales, ante la impotencia

legal y política de todo un país.

- HidroAysén contra un futuro renovable: La Agenda de Energía del gobierno define como tarea prioritaria la

elaboración de una Política Energética para la Región de Aysén, para lo cual se está trabajando con talleres

regionales. En esto, ejecutivos y funcionarios de HidroAysén han intervenido directamente para promover sus

proyectos de represas en desmedro de la posibilidad de implementar una matriz eléctrica local basada en energías

renovables no convencionales.

- HidroAysén contra el ordenamiento territorial: El ejecutivo determinó realizar un estudio de las principales cuencas

del centro sur del país para definir sus potenciales hidroeléctricos, sobre la base de sus cualidades hidrológicas,

ambientales, socioculturales y económicas. En una carrera contra el tiempo, desconociendo y adelantándose a sus

resultados, HidroAysén pretende imponer su iniciativa por vía judicial, incumpliendo lo señalado previamente: que

esperarían las definiciones del país antes de avanzar.

- Cuervo y Puelo, los otros peligros que acechan un territorio excepcional: El proyecto Río Cuervo se mantiene

vigente a la espera que el Comité de Ministros de Michelle Bachelet defina su futuro, a pesar de la insensatez de

proyectar un embalse de 13 mil hectáreas sobre una falla geológica activa y rodeado de decenas de volcanes, entre

ellos el Maca y el Cay. Y también sigue latente la central Mediterráneo que amenaza los ríos Manso y Puelo, donde

la empresa mandante no ha hecho las modificaciones que la comunidad exige. Esas iniciativas avanzan también

como amenazas a nuestra Patagonia.

- Una vez más, ¡Patagonia Sin Represas!: La decisión del Comité de Ministros sobre HidroAysén fue sin duda un paso

clave. Sin embargo, no puede ser el último. Necesitamos seguir avanzando en la defensa de los prístinos ecosistemas

y atributos sociales, culturales y económicos de la Patagonia ante todas las iniciativas destructivas que intereses

externos quieren imponer. El futuro de millones de chilenos y chilenas depende de las acciones que emprendamos

hoy para proteger biorregiones cuya intervención significaría una pérdida irremediable de un patrimonio natural y

cultural de la humanidad, como lo es la Patagonia chilena.


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Los antecedentes técnicos para el rechazo del proyecto HidroAysén siguen intactos y fueron los mismos que nunca se

subsanaron desde el inicio de la Evaluación Ambiental, por tanto no creo que haya cambios porque nosotros hicimos un

fallo contundente con un ministro experto en evaluación ambiental que va a ser a prueba de balas (Marcelo Mena,

subsecretario de Medio Ambiente, Radio Bío Bío, 05.10.14):

1.14.- Justicia ambiental posterga hasta 2015 decisión sobre HidroAysén (Fuente: Diario Financiero, 28.10.14): Al

menos hasta fines del primer trimestre del próximo año no habría resolución a los recursos de reclamación que

HidroAysén presentó en agosto pasado ante la justicia ambiental contra el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y el

Comité de Ministros. Esto luego que la Corte de Valdivia suspendió los alegatos fijados para el pasado 23 de octubre,

estableciendo como nueva fecha para la vista de esta causa el 3 de febrero de 2015. Según señaló el Tercer Tribunal

Ambiental la semana pasada, la audiencia se llevará a cabo en la Corte de Apelaciones de Aysén, considerando “la

relevancia y complejidad del asunto sometido a conocimiento de este tribunal, como asimismo la distancia existente

entre la ciudad de asiento del tribunal y la localización del proyecto”. A mediados de octubre y en virtud de una petición

de la sociedad integrada por Endesa Chile y Colbún, las acciones presentadas inicialmente ante los tribunales de

Valdivia y Santiago, como parte de la estrategia legal que la empresa llevaría adelante para defender el permiso

ambiental de la iniciativa, fueron fundidas en un sólo proceso. Los abogados de la empresa explicaron que la resolución

del recurso contra el SEA, que se tramitaba en Santiago, tenía directa relación con la causa que está en Valdivia contra el

dictamen del Comité de Ministros, que en julio revocó el permiso ambiental del proyecto. A fines de esta semana Daniel

Fernández dejará la vicepresidencia ejecutiva de HidroAysén. Los socios del proyecto aprobaron la semana pasada una

inyección de capital por $ 4.500 millones.

1.15.- Endesa decide aplazar inversión de central termoeléctrica Punta Alcalde (Fuente: El Mercurio, 28.10.14): El

futuro del proyecto termoeléctrico a carbón Punta Alcalde, propiedad de Endesa, sigue siendo incierto. Según trascendió

la firma controlada por Enersis, y a su vez por la italiana Enel, tomó la determinación de postergar la inversión en la

central por la incertidumbre que existe actualmente sobre la demanda efectiva de energía. Lo anterior, principalmente

por tres factores, entre ellos, porque actualmente los proyectos mineros de la Región de Atacama -como El Morro, de

Goldcorp, y Relincho, de Teck- están paralizados y, por lo tanto, no existe la certeza de que efectivamente la energía

generada sea contratada. A ello se suma que la oferta y las preferencias por ERNC se han elevado considerablemente; y

porque en la firma estarían esperando ver qué se resuelve en torno a la interconexión de los sistemas eléctricos SIC-

SING para avanzar en su iniciativa. El proyecto contempla la construcción y operación de dos unidades de generación

que suman una capacidad instalada total de 740 MW y US$ 1.400 millones de inversión, y se emplaza en Atacama,

cerca de Copiapó. Hasta ahora, fuentes conocedoras del proceso comentaban que la inversión no avanzaba, por la

dificultad de Endesa para ponerse de acuerdo con CAP para instalar el equipo de abatimiento de emisiones, medida de

mitigación exigida para concretar el proyecto termoeléctrico y que involucra una considerable inversión. De hecho, en la

junta de accionistas de CAP realizada en abril, Fernando Reitich, gerente general del grupo, explicó que estaban

revaluando la instalación de los equipos. Indicó que la revisión respondía al fallo de la Corte Suprema, que en enero

ratificó la aprobación de la iniciativa por parte del Comité de Ministros. Este, amparado en las mitigaciones adicionales

propuestas por la eléctrica, revirtió el rechazo inicial de la autoridad ambiental.

1.16.- SunEdison, CorpBanca y BBVA acuerdan financiación por US$130 millones para planta solar (Fuente:

Revista Electricidad, 29.10.14): SunEdison anunció el cierre de un acuerdo de financiación de deuda sin recurso de

US$130 millones con CorpBanca y BBVA. Los fondos de este acuerdo serán utilizados para la construcción de planta

solar Javiera, de 69,5 MW en Chile, el que suministrará energía por medio de un PPA (Contrato de Compraventa de

Energía) a Minera Los Pelambres, subsidiaria de Antofagasta Minerals. CorpBanca actuó como garante del crédito y

participó en la financiación en calidad de MLA (Mandated Lead Arranger), asumiendo, además, los roles de agente

administrativo y agente depositario de garantías, mientras que BBVA participó en calidad de MLA. Ambas entidades

también aportarán la financiación del IVA en pesos chilenos por el equivalente a US$30 millones. Este acuerdo supone

la primera vez en que únicamente bancos comerciales participan en un crédito de deuda principal para un proyecto de

energía solar en Chile. La interconexión de la planta de 69,5 MW está prevista para el primer trimestre de 2015.

TerraForm Power, subsidiaria indirecta de SunEdison, y propietaria y operadora de plantas de energía solar, tiene

intención de ejercer sus derechos de compra sobre Javiera en 2015, una vez sea interconectada. Mientras que SunEdison

operará la planta mediante un acuerdo de operación y mantenimiento (O&M) a largo plazo.

1.17.- Tribunal Ambiental de Santiago pide ver causa HidroAysén (Fuente: La Tercera, 29.10.14): Solicitó al

Tribunal de Valdivia inhibirse del proceso y lo ofició para el envío de antecedentes. En línea con la solicitud realizada

por HidroAysén -de propiedad de Endesa y Colbún-, el Tribunal Ambiental de Santiago pidió inhibirse a su par de

Valdivia y remitirle todos los antecedentes sobre el caso, para que la discusión se dé en sólo una de las sedes. Hasta


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ahora, existían dos procesos paralelos frente al proyecto hidroeléctrico: uno en el Tribunal Ambiental de Santiago, en el

que la empresa reclamó contra la resolución que invalidó los acuerdos tomados por el Comité de Ministros de enero de

2014 y que permitieron, posteriormente, dejar sin efecto la aprobación ambiental de la iniciativa, y otro en el de

Valdivia, donde la firma alegó en contra de la resolución que calificó desfavorablemente el proyecto. A través de un

comunicado, el Tribunal Ambiental de Santiago explicó que la acumulación de causas está regulada en el Código de

Procedimiento Civil, que en su artículo 92 dice que “la acumulación de autos tendrá lugar siempre que se tramiten

separadamente dos o más procesos que deban constituir un solo juicio y terminar por una sola sentencia”. Asimismo,

explicó que en el informe del SEA se establece que “existe una conexión” entre las resoluciones reclamadas por Hidro-

Aysén. Con todo, señaló que ofició al Tribunal Ambiental de Valdivia para que le remita el expediente de la causa y

precisó que la decisión del tribunal implica que tanto en Santiago como en Valdivia, deberá suspenderse el

procedimiento hasta que este último tribunal envíe los documentos de la reclamación. Puntualizó que, en caso de

generarse una contienda de competencias entre ambos tribunales, será la Corte Suprema quien determinará en qué sede

jurisdiccional se revisarán las reclamaciones.

B.- Demanda y Generación Eléctrica

1.18.- Tribunal Ambiental informa a Suprema que hay dos reclamaciones en Caso Bocamina II (Fuente:

Estrategia, 16.10.14): En el marco de la tramitación de causas vinculadas a la central termoeléctrica Bocamina II –de

Endesa Chile- ubicada en la región del Biobío, el Tercer Tribunal Ambiental respondió un oficio de la Corte Suprema,

donde se le pide información respecto a si han habido reclamaciones ante dicho tribunal contra la Resolución N° 421 de

11 de agosto de 2014, dictada por el Superintendente del Medio Ambiente, la que establecía una multa de $ 4.378

millones contra Endesa por incumplimientos relacionados a la central termoeléctrica. La solicitud de la Corte se hace

dentro del proceso sancionatorio “Sindicatos Independientes de trabajadoras pescadoras y recolectoras de algas y

actividades conexas de la caleta Lo Rojas y otros contra Endesa. El Tercer Tribunal Ambiental informó a la Suprema

Corte que en la actualidad hay dos reclamaciones. La primera (R-6-2014), fue admitida a trámite el 1 de septiembre de

2014, y se encuentra caratulada como “Empresa Nacional de Electricidad S. A. con Superintendencia del Medio

Ambiente”. En ella se solicita al Tribunal dejar sin efecto la Resolución Nº 421 de la SMA, y que se reduzca

sustantivamente la multa impuesta. La segunda reclamación, relacionada con la central Bocamina II, fue admitida a

trámite el 23 de septiembre de 2014 (R-7-2014), caratulada como “Marisol Ortega y Otro con Superintendencia del

Medio Ambiente”. En ella, representantes de organizaciones gremiales solicitan “aumentar las sanciones pecuniarias a

Endesa, así como dejar sin efecto su Resolución de Calificación Ambiental”, entre otras medidas derivadas de la misma

Resolución Exenta N° 421, de la SMA. En una resolución del pasado 7 de octubre, el Tercer Tribunal Ambiental

rechazó la solicitud de Endesa de hacerse parte de dicha causa. Una vez recibido este documento, la Corte Suprema debe

analizar el recurso y dictar un nuevo fallo, luego de que el viernes pasado dejara sin efecto su decisión anterior.

1.19.- Estos serán los nuevos consumidores de energía en el SIC (Fuente: Diario Financiero, 17.10.14): Casi 30

proyectos, entre los que se cuentan centros comerciales, faenas mineras, hospitales y el transporte público de Santiago,

serán los principales nuevos consumidores de energía del SIC al 2019. El primer catastro sobre el tema, elaborado por el

CDEC-SIC, que coordina la operación de esta red, consigna que en el próximo quinquenio distribuidoras eléctricas y

clientes libres han declarado nuevos consumos por unos 900 MW en potencia. Estos corresponden principalmente a

iniciativas en construcción, con fecha conocida para el inicio de obras o que están prontos a entrar en operación. Hoy, la

normativa obliga a este tipo de consumidores a informar con anticipación su demanda de energía, con el objeto de

gestionar la operación de la red sin correr el riesgo de que algún usuario se quede sin suministro o no pueda dar marcha

a su proyecto por falta de energía. Las proyecciones de la CNE indican que la demanda eléctrica del SIC, incluyendo a

usuarios libres y regulados, crecerá en promedio 3,4% este año, mientras que en 2015 y 2016 lo haría 4,6% y 5%,

respectivamente, para incrementarse a un ritmo del 4% hacia fines de la década. El director técnico ejecutivo del Cdec-

SIC, Andrés Salgado, explicó que este catastro público, que forma parte de las nuevas funciones que tiene la instancia, y

cuya actualización deberá ser periódica, “se busca garantizar la adecuada comunicación entre titulares de nuevos

proyectos de generación, transmisión y consumo, que aún no se hayan interconectado al sistema eléctrico, con los

coordinados e integrantes del Cdec-SIC, así como con la Dirección Técnica de éste”. A raíz de lo anterior, el catastro del

Cdec-SIC también contempla las áreas de generación y transmisión. En la primera figuran los proyectos contenidos en el

plan de obras que la CNE recomienda para la próxima década y también la expansión necesaria de los sistemas de

transmisión de electricidad. Pese al incierto panorama que presentan algunas inversiones de la minería, producto de la

judicialización de iniciativas, como Pascua-Lama o El Morro, será este sector el que representa los mayores niveles de

nueva energía para los próximos años, con unos 400 MW. Entre las iniciativas figuran la expansión de Los Pelambres,

del grupo Luksic; el yacimiento de cobre y hierro Dominga, de Andes Iron Spa; y proyectos en la división Andina de

Codelco. El Metro de Santiago, con sus nuevas líneas 3 y 6, actualmente en construcción, seguirá siendo uno de los


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principales demandantes de electricidad en la Región Metropolitana. Ambos tendidos sumarán casi 8 MW al consumo

del ferrocarril metropolitano. La energía es un tópico clave para la estatal, ya que su costo por este concepto se disparó

en 77% en los primeros tres meses de vigencia de su nuevo contrato, que valoriza el suministro a costo marginal, luego

que en marzo no logró renovar su abastecimiento a precio fijo. En el área comercial, los nuevos consumos catastrados

corresponden al nuevo Mall Plaza San Francisco, de Copiapó, que abrirá sus puertas a mediados de noviembre; la

expansión del Mall Marina Arauco, en Viña del Mar; el Mall de Valdivia (previsto para diciembre de 2015) y el centro

comercial y supermercado Santa Isabel, emplazado en Ovalle. Estos proyectos sumarán una demanda máxima de

potencia al sistema de 15 MW, que debe ser abastecida por las distribuidoras que atienden en las zonas donde estos se

ubican. En el área salud destacan los hospitales de Angol y Lautaro (el primero en construcción y el segundo pronto a

comenzar obras), que demandarán en conjunto 2,5 MW.

1.20.- Demanda de energía de la minería crecerá en 400 MW en el SIC (Fuente: Diario Financiero, 17.10.14): Casi

30 proyectos, entre los que se cuentan centros comerciales, faenas mineras, hospitales y el transporte público de

Santiago, serán los principales nuevos consumidores de energía del SIC al 2019. El primer catastro sobre el tema,

elaborado por el CDEC-SIC, que coordina la operación de esta red, consigna que en el próximo quinquenio

distribuidoras eléctricas y clientes libres han declarado nuevos consumos por unos 900 MW en potencia. Estos

corresponden principalmente a iniciativas en construcción, con fecha conocida para el inicio de obras o que están

prontos a entrar en operación. Hoy, la normativa obliga a este tipo de consumidores a informar con anticipación su

demanda de energía, con el objeto de gestionar la operación de la red sin correr el riesgo de que algún usuario se quede

sin suministro o no pueda dar marcha a su proyecto por falta de energía. Las proyecciones de la CNE indican que la

demanda eléctrica del SIC, incluyendo a usuarios libres y regulados, crecerá en promedio 3,4% este año, mientras que en

2015 y 2016 lo haría 4,6% y 5%, respectivamente, para incrementarse a un ritmo del 4% hacia fines de la década. El

director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, Andrés Salgado, explicó que este catastro público, que forma parte de las

nuevas funciones que tiene la instancia, y cuya actualización deberá ser periódica, “se busca garantizar la adecuada

comunicación entre titulares de nuevos proyectos de generación, transmisión y consumo, que aún no se hayan

interconectado al sistema eléctrico, con los coordinados e integrantes del CDEC-SIC, así como con la Dirección Técnica

de éste”. A raíz de lo anterior, el catastro del Cdec-SIC también contempla las áreas de generación y transmisión. En la

primera figuran los proyectos contenidos en el plan de obras que la CNE recomienda para la próxima década y también

la expansión necesaria de los sistemas de transmisión de electricidad. Pese al incierto panorama que presentan algunas

inversiones de la minería, producto de la judicialización de iniciativas, como Pascua-Lama o El Morro, será este sector

el que representa los mayores niveles de nueva energía para los próximos años, con unos 400 MW. Entre las iniciativas

figuran la expansión de Los Pelambres, del grupo Luksic; el yacimiento de cobre y hierro Dominga, de Andes Iron Spa;

y proyectos en la división Andina de Codelco. El Metro de Santiago, con sus nuevas líneas 3 y 6, actualmente en

construcción, seguirá siendo uno de los principales demandantes de electricidad en la Región Metropolitana. Ambos

tendidos sumarán casi 8 MW al consumo del ferrocarril metropolitano. La energía es un tópico clave para la estatal, ya

que su costo por este concepto se disparó en 77% en los primeros tres meses de vigencia de su nuevo contrato, que

valoriza el suministro a costo marginal, luego que en marzo no logró renovar su abastecimiento a precio fijo. En el área

comercial, los nuevos consumos catastrados corresponden al nuevo Mall Plaza San Francisco, de Copiapó, que abrirá

sus puertas a mediados de noviembre; la expansión del Mall Marina Arauco, en Viña del Mar; el Mall de Valdivia

(previsto para diciembre de 2015) y el centro comercial y supermercado Santa Isabel, emplazado en Ovalle. Estos

proyectos sumarán una demanda máxima de potencia al sistema de 15 MW, que debe ser abastecida por las

distribuidoras que atienden en las zonas donde estos se ubican. En el área salud destacan los hospitales de Angol y

Lautaro (el primero en construcción y el segundo pronto a comenzar obras), que demandarán en conjunto 2,5 MW.

1.21.- AES Gener pide autorización al Gobierno para vender electricidad a Argentina desde el SING (Fuente:

Pulso, 29.10.14): No sólo al SIC, sino que también a Argentina podría enviar energía el sistema eléctrico del Norte

Grande. Hace algunas semanas, la eléctrica AES Gener -la segunda a nivel nacional con el 19% de la capacidad

instalada, tras Endesa- solicitó formalmente al Ministerio de Energía la autorización para exportar electricidad a

Argentina por un período de diez años, luego que concluyeran satisfactoriamente todas las pruebas técnicas y estudios

hechos entre diciembre de 2012 y diciembre de 2013. En ellas se comprobó que la operación técnica interconectada

entre el SING y el SADI argentino era técnicamente factible y que no alteraba el normal funcionamiento del sistema

chileno. Tras ello, la empresa -filial de la estadounidense AES- inició una segunda ronda de estudios, concentrándose en

realizar pruebas de funcionamiento de interconexión bajo condiciones controladas. La primera de ellas tuvo lugar en

febrero recién pasado, y consistió en el traspaso bidireccional de 50 MW. “El nivel de la frecuencia del SING mejora

notablemente con la interconexión, mejora la estabilidad y calidad de servicio del SING y se mejora los perfiles de

tensión y el nivel de cortocircuito de la zona sur cordillera del SING (Escondida-Zaldívar)”, explicó en una reciente

presentación Carlos Aguirre, gerente de Gestión del Margen y Transmisión de AES Gener, hechas en el marco del


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reciente Foro SING, que se realizó en Antofagasta y que fue organizado por Editec. Ahora, el Ministerio de Energía

deberá entregar una respuesta oficial a AES Gener, luego de analizar los informes que ya prepara la SEC. La cartera

deberá emitir un permiso de exportación y elaborar el reglamento con la normativa que regule con detalle la exportación

de electricidad. Según señaló Carlos Aguirre, el objetivo de esta interconexión es permitir la utilización de un activo

existente, mediante una baja inversión marginal para hacerla operativa. “La capacidad de generación en el SADI está

bastante ajustada a las demandas máximas. Las altas tasas de crecimiento de la demanda, y el alto consumo de petróleo

en generación abren la oportunidad a la exportación de excedentes de electricidad desde el SING”, dijo en su

presentación. Otros beneficios que aportaría la interconexión son: una mejora en la calidad de la frecuencia, del perfil de

voltaje en las barras del SING sur y mejora en la seguridad del servicio en situaciones de emergencia como un terremoto

o tsunami. En la empresa plantean también que se trata de exportación de excedentes de energía, por lo que el

abastecimiento interno del SING tendrá prioridad. “Los generadores que exportan obtienen una renta adicional que de

otra manera nunca obtendrían en Chile”, se añade. Además, se da un incentivo para que las máquinas de respaldo se

mantengan operativas, otorgando mayor seguridad al SING; en períodos en que Argentina pueda ofrecer mejores precios

que los locales, Chile podría importar energía a menores precios; y se añadirá una demanda que podría permitir

incrementar el volumen de gas natural licuado importado para ser utilizado en generación de exportación a Argentina.

“La exportación hacia Argentina no debe alterar negativamente los márgenes de los agentes del SING que inyectan y

que retiran respecto del caso sin exportación”, recalca la compañía.

1.22.- Endesa Chile cifra en US$148 millones plan de mitigación por central Bocamina (Fuente: La Tercera,

30.10.14): El gerente de Finanzas de Endesa Chile, Fernando Gardeweg, calculó en US$148 millones la inversión en la

que recurrirá la empresa para concretar el plan de mitigación propuesto para las centrales termoeléctricas Bocamina I y

II. El ejecutivo precisó que la firma espera la sentencia de la Corte Suprema para iniciar dichos planes. En una arista

paralela del caso, el Tercer Tribunal Ambiental informó que fijó para el próximo martes la audiencia en la que se

realizarán los alegatos de la causa. En dicha instancia, se debería dirimir las controversias ambientales en torno al

funcionamiento del complejo ubicado en Coronel. Dicho tribunal tramita dos reclamaciones relacionadas con Bocamina

II. La primera, solicita dejar sin efecto la multa impuesta y la segunda, pide aumentar la sanción y quitar la autorización

ambiental.

C.- Insumos Energéticos

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

Octubre 2014): Los especialistas así los esperaban y el último informe de deshielo lo confirmó: las condiciones

hidrológicas serán secas 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. 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

http://www.revistaei.cl/reportajes/informe-de-deshielos-confirmo-situacion-hidrologica-seca-para-verano-2015/


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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”.

Hidroeléctricas

1.24.- Endesa habría desechado proyecto en río Futaleufú y recorta su potencial hidroeléctrico (Fuente: Diario

Financiero, 22.10.14): Ni suspendido, congelado o en estudio. Desechado. Ese sería el status que Endesa Chile le otorgó

al segundo mayor desarrollo hidroeléctrico que tenía en carpeta, después de HidroAysén: el complejo en el río

Futaleufú. ¿La razón? Evitar el fuerte foco de conflicto que la iniciativa abriría con la comunidad local y el consecuente

riesgo de tener una exposición semejante a la del proyecto donde la filial del grupo Enersis está asociada con Colbún.

Futaleufú, que no habría superado la fase de estudio al interior de la empresa, consideraba instalar tres represas: Los

Coihues (440 MW), Espolón (65 MW) y La Cuesta (910 MW), es decir, 1.415 MW. Pese a que habitualmente se plantea

que la eléctrica controlada por Enel concentra la posesión de derechos de agua, con potencial hidroeléctrico, lo cierto es

que considerando este desarrollo, Endesa Chile contaba sólo con el 16% de los 18.000 MW que totaliza dicha

estimación. De esta forma, una consecuencia directa de la decisión de la empresa de sacar Futaleufú de sus planes, dicha

participación se redujo a un 10% del potencial hidroeléctrico total estimado para el país. El Futaleufú, Río Grande, en

Mapudungún, nace en Argentina y atraviesa la Cordillera de los Andes, para desembocar en el Lago Yelcho, en la

Región de Los Lagos. En el lado trasandino el cauce está intervenido desde 1976 por la central General San Martín, de

472 MW. Si bien el proyecto estaba en fase de desarrollo conceptual, Endesa lo consideraba como parte de los 6.326

MW que podría instalar en el país durante los próximos años. Sin embargo, fuentes del conglomerado señalan que a raíz

de las dificultades con HidroAysén y la oposición social a la construcción de grandes centrales de embalse, la firma

habría decidido focalizarse en aquellos proyectos con mayores posibilidades y menor conflictividad. En este caso, por

ejemplo, Endesa habría tomado nota de la creciente organización y activismo de diversas ONG, como Futaleufú

RiverKeeper, que se oponía al proyecto, lo que fue visto como un eventual foco de conflicto. En el río Futaleufú Endesa

tiene derechos de agua por unos 1.225 m3/segundo. La decisión de la eléctrica sería parte del "aprendizaje" que dejó la

historia de HidroAysén y también una señal hacia la autoridad respecto de que en el futuro la eléctrica podría impulsar

iniciativas de menor tamaño. La eléctrica comenzó en la Región del Maule la construcción del proyecto hidroeléctrico

Los Cóndores (150 MW), cuyas obras mayores partirán en marzo de 2015. En septiembre la Corte Suprema validó el

proceso de consulta indígena de la central Neltume (490 MW). Asímismo, la empresa seguiría evaluando otras

alternativas que también han estado en su cartera como Puelo (889 MW), El Bardón (14 MW), Vallecito (73 MW) y

Choshuenco (135 MW). Ayer, en tanto, la junta de accionistas de Endesa España aprobó la venta del 60,62% de su

participación directa e indirecta en Enersis a la sociedad Enel Energy Europe, filial de Enel. Con esto la italiana

controlará directamente el negocio en Latinoamérica, que hoy aporta el 51% del Ebitda de la compañía. Endesa también

aprobó el reparto de un dividendo extraordinario de 8.252,9 millones de euros, el que será pagado a los accionistas el

próximo 29 de octubre. Con esto finalizó el proceso de toma de control directo de Enersis por parte de la italiana. En los

próximos meses Endesa podría concretar su ingreso al negocio de la distribución de gas natural, transformándose en un

competidor directo de la estatal Enap y de Metrogas. Hoy la firma está negociando con dos industriales, cuyos procesos

demandan altos volúmenes del hidrocarburo. De llegar a buen puerto, estas conversaciones le permitirían abastecer de

gas, utilizando camiones o gasoductos virtuales, en la zona centro sur. En marzo de 2013, el anterior CEO de Enel,

matriz de la eléctrica, Fulvio Conti, anunció que parte del plan estratégico 2013-2017 del grupo figuraba el ingreso a

este negocio, con acento en posibles desarrollos en Chile y Colombia, lo que hoy estaría en vías de concretarse.

Ejecutivos de Endesa comentaron que si bien tenían más avanzado el tema en Colombia, en los últimos meses, y ante la

demanda de gas que hay en el mercado, Chile ha retomado fuerza. El modelo de negocios contempla también puntos de

regasificación donde el GNL transportado con camiones se regasificará, los que estarían en principio ubicados en las

instalaciones de las propias industrias. La misma fuente aclara que si bien no será un negocio relevante dentro de la

cartera de Endesa, el desarrollo de la distribución de gas a industriales dependerá de los volúmenes que le queden

disponibles una vez que entre en operación la ampliación de la capacidad de regasificación del terminal de Quintero de

10 a 15 millones de metros cúbicos diarios, prevista para el primer trimestre de 2015. Hoy la filial de Enersis tiene GNL

para operar a plena capacidad el complejo San Isidro, y entre sus planes está concretar el cierre de los ciclos combinados

de Quintero y Taltal (en evaluación ambiental) y abastecer a la central GasAtacama. Para esto último, podría optar por

hacer un swap a través de Argentina o desviar buques de GNL al terminal de Mejillones.


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1.25.- Reforma al Código de Aguas inquieta a Pacific Hydro (Fuente: La Tercera, 22.10.14): La necesidad de contar

con certeza jurídica para realizar inversiones y que cualquier cambio al marco legal del agua sea consensuado, planteó el

gerente de recursos de Pacific Hydro, Patricio Correa. La firma tiene centrales generadoras en los ríos Tinguiririca y

Cachapoal, en la Sexta Región. Las hidroeléctricas “tenemos muchos puntos en común con los agricultores”, señaló

Correa, en el marco de Enagro. “La certeza jurídica del derecho nos afecta, porque también tenemos que desarrollar

inversiones muy cuantiosas que sólo se pueden hacer si hay un marco de certeza para generar por muchos años, sin

miedo a que una decisión administrativa nos deje sin el insumo principal que es el agua”. Correa manifestó que su

experiencia en otros países donde operan es que una reforma de este tipo requiere la participación de todos los usuarios.

“Cuando uno cambia la forma en que se manejan o dirigen los temas de agua, se afecta desde propietarios que tienen

cinco hectáreas, hasta grandes viñas y empresas hidroeléctricas como la nuestra. Es necesario un diálogo muy fuerte, una

comprensión de todos los problemas y hacerse cargo de todos”. Pacific Hydro fue pionera en su integración a las juntas

de vigilancia de los ríos donde opera: antes, sólo los agricultores participaban en estas organizaciones.

1.26.- Reforma al Código de Aguas (Fuente: Sara Larraín, Chile Sustentable, Artículo Estrategia, 23.10.14): Chile

enfrenta un nuevo año de sequía en el contexto de la mayor desertificación del norte y centro de Chile. En este periodo

de estrés hídrico, se han evidenciado las falencias del Código de Aguas para gestionar el agua y posibilitar su

redistribución para el consumo humano, la producción de alimentos, la agricultura de subsistencia y los caudales

ecológicos. En este contexto, las organizaciones ciudadanas, comités de agua potable rural y organizaciones de usuarios

han demandado una urgente reforma al Código de Aguas que permita al país una nueva gestión de este “bien nacional de

uso público”. En este contexto, la Comisión de Recursos Hídricos de la Cámara de Diputados presentó y votó en 2013,

un proyecto de Ley que establece prioridades de uso de las aguas para consumo humano, saneamiento y conservación de

los ecosistemas; que permite a la autoridad limitar el uso de aguas superficiales y subterráneas en cuencas degradadas y

denegar concesiones de aprovechamiento cuando no hay disponibilidad o se pone en riesgo la subsistencia humana y los

caudales ecológicos. La moción parlamentaria también cambio el estatus del derecho de propiedad sobre las aguas, por

concesiones de aprovechamiento temporal; y dio a la Dirección General de Aguas (DGA) la atribución para caducar

aquellos derechos acaparados durante plazos excesivos y no utilizados. El pasado 8 de octubre, el gobierno ingreso al

Parlamento una reforma que acoge las anteriores propuestas de los diputados, pero excluye asuntos importantes, como la

obligación a las empresas mineras a informar sobre las aguas halladas en su área de concesión y de solicitarlas en caso

de usarlas. Tampoco estableció fundamentos ecosistémicos para caudales ecológicos y restringió el otorgamiento de

concesiones de aguas solo en parques nacionales y reservas de regiones vírgenes. En síntesis, la respuesta del gobierno a

la crisis hídrica y las demandas ciudadanas es insuficiente para responder a la escasez del recurso.

1.27.- Hidroeléctricas muestran preocupación por futuras modificaciones al Código de Aguas (Fuente: Estrategia,

28.10.14): El gerente de recursos de la hidroeléctrica Pacific Hydro Chile y director de las Juntas de Vigilancia de los

ríos Cachapoal y Tinguiririca, José Patricio Correa, expresó la preocupación de su sector por las futuras modificaciones

al Código de Aguas. Correa manifestó coincidir en muchos puntos con los agricultores con respecto a los cambios que

se quieren implantar. “La certeza jurídica del derecho es algo que, por cierto, afecta a los agricultores y a nosotros.

Ambos tenemos que realizar inversiones muy cuantiosas y éstas solo se pueden hacer si hay un marco de certeza sobre la

cual se puede invertir para poder generar por muchos años, sin el miedo a que una decisión administrativa nos deje sin el

insumo principal que es el agua”, enfatizó. El ejecutivo de la hidroeléctrica que opera las centrales Chacayes, Coya y

Pangal, en el Valle del Cachapoal, y La Higuera y La Confluencia, en el valle del Tinguiririca, en la región de

O‟Higgins, agregó que en países donde opera Pacific Hydro, los cambios son consensuados entre todos los usuarios,

situación que debería imitarse en el país. “No es algo que se puede hacer desde el escritorio, porque afecta a mucha

gente. Si uno cambia la forma en cómo se manejan o dirigen los temas de agua, se puede afectar a propietarios que

tienen desde 5 hectáreas hasta grandes viñas y empresas hidroeléctricas como la nuestra, y por tanto, es necesario un

diálogo muy fuerte, comprender los problemas y hacerse cargo de todo”, indicó.

Gas

1.28.- CNE confirma que Metrogas excedió límites de rentabilidad en 2012 y 2013 (Fuente: La Segunda, 15.09.14):

La Comisión Nacional de Energía presentó su informe sobre la rentabilidad de las empresas de gas, en las que se infiere

que Metrogas realizó cobros excesivos a sus clientes en 2012 y 2013. El organismo informó que la empresa -

distribuidora de gas natural en la Región Metropolitana- tuvo una rentabilidad de 11,4% en 2012 y 16,9% en 2013,

superando el límite fijado en un 11%. En tanto, las empresas Gasval, Lipigas, Gas Sur e Intergas operaron dentro de la

ley. El reporte -elaborado por las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos y que ya fue enviado al ministerio de

Energía- considera los ingresos, costos de explotación y el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) o costo de renovación de


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los activos presentados por las distribuidoras de gas al Sistema de Cuentas de la CNE. El ministro de Energía, Máximo

Pacheco, sostuvo que en las próximas dos a tres semanas definirán los pasos a seguir. "Por de pronto le hemos pedido a

las empresas que nos puedan entregar la autorización para que la información que hemos considerado en este estudio

pueda ser pública, porque hasta ahora tenemos el compromiso de mantener la información de la contabilidad de las

empresas en forma privada para nosotros, de manera que haya total transparencia respecto de la forma en que se ha

determinado esta rentabilidad y el hecho de que se haya excedido por parte de Metrogas", dijo.

1.29.- GNL Mejillones. Un compromiso genuino y de largo alcance (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): En

GNL Mejillones el compromiso es total. En agosto obtuvimos el Sello de Eficiencia Energética otorgado por el

Ministerio de Energía, y un mes después recibimos la certificación internacional ISO50001:2011 por el sistema de

gestión de la energía implantado en nuestra planta de Mejillones, explica el gerente Operaciones, Bernardo Echavarría.

La empresa, que opera desde 2010 el terminal de regasificación de gas natural licuado, logró en mayo del presente año

un importante hito que marcó la historia de la compañía, al inaugurarse el estanque de regasificación de gas natural

licuado más grande de Sudamérica, de tipo contención total. El evento contó con la presencia de la Presidenta Michelle

Bachelet y el presidente de GDF Suez, Gerard Mestrallet. Esta planta que implicó una inversión cercana a los US$750

millones, está ubicada en la bahía de Mejillones en la Región de Antofagasta y cumple la función de regasificación del

gas natural licuado, que se transporta a los clientes a través de los gasoductos Nor Andino y GasAtacama. Una muestra

del compromiso existente en materias de prevención de riesgos se encuentra en el desarrollo de una cultura de la

prevención y de autocuidado en cada uno de sus colaboradores y subcontratistas. Sin duda estos resultados reflejan la

lealtad, el esfuerzo y el compromiso de cada uno de nuestros colaboradores por hacer de nuestra empresa un mejor lugar

para trabajar, explica el gerente general, Jean-Michel Cabanes. La relación que GNLM tiene actualmente con sus

contratistas no es distinta: Este año seleccionamos a seis empresas de casi setenta que trabajaron con nosotros durante la

construcción del estanque de almacenamiento de GNL y las reconocimos por su compromiso con la seguridad, buen

desempeño y alta dirección, explica el gerente de Asuntos Corporativos, Hernán Cuadro. La transparencia y apertura

marcan a GNL Mejillones como una empresa sólida que representa ampliamente sus valores-seguros, confiables,

abiertos-en cada una de las acciones que realiza. En GNLM nos sentimos orgullosos de realizar una distinción que

consolida nuestro compromiso de crecer todos juntos en materia de seguridad y responsabilidad en nuestras obras,

asegura Cabanes. Y es que GNLM tiene claro que el compromiso con la seguridad y el bienestar laboral es primordial.

En mayo recibimos un reconocimiento de la ACHS por haber cumplido la marca de 1.000.000 horas trabajadas sin

accidentes, incluyendo no solo a nuestros colaboradores, sino también a los subcontratistas de planta. Premio que ya

habíamos recibido durante la construcción de la primera etapa del terminal. A la fecha llevamos casi 1.500.000 horas,

analiza Echavarría. Los logros y reconocimientos que recibe GNLM son una muestra del modelo de negocio y

profesionalismo que representan los líderes de la empresa. GNL Mejillones logró en julio el reconocimiento de Great

Place to Work Institute, al ubicarse en la décima posición como una de las mejores medianas empresas para trabajar en

Chile, en su versión 2014. Un resultado que tiene especial relevancia cuando se considera que es la primera participación

de la empresa en este ranking. En GNL Mejillones estamos orgullosos de lograr cada vez más hitos excepcionales, que

se traducen inequívocamente en un mejoramiento del clima laboral en estos últimos meses. El equipo de gerencia

demuestra sus directrices hacia más respeto, más cercanía y más solidaridad en nuestras relaciones laborales y con

nuestras familias. Este resultado es fruto del compromiso de cada unos de los que pertenecen a la familia de GNLM para

que nuestra empresa sea dinámica creativa y humana, concluye Cabanes.

1.30.- Gobierno: Metrogas excedió límite de rentabilidad (Fuente: La Tercera, 16.10.14): A primera hora de ayer,

representantes de la industria de distribución de gas natural por red recibieron de manos del titular de la CNE, Andrés

Romero, los resultados oficiales de los estudios de rentabilidad y Tasa de Costo de Capital (TCC) del sector, que

confirmaron que Metrogas sobrepasó el límite de 11% de la tasa máxima de retorno estipulada por ley. Una hora más

tarde, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, reconoció públicamente las conclusiones que ya habían sido adelantadas

por La Tercera, durante septiembre. Con ello, el gobierno podría acudir ahora al Tribunal de Defensa de la Libre

Competencia (TDLC), entidad que debería fijar los precios de la firma mientras analiza los números de los estudios del

gobierno. “Hay una sola empresa que ha excedido el tope de rentabilidad de 11%. En el caso de Metrogas, en el año

2012, la rentabilidad que determina el estudio es de 11,4%, mientras que para 2013, es de 16,9%”, dijo Pacheco, quien

ayer, además, recibió el apoyo del Senado tras ser agredido por manifestantes contrarios a la central Alto Maipo. Fuentes

cercanas al proceso de evaluación comentaron que al considerar las cifras, las cuentas de la firma -de propiedad de

Gasco, Empresas Copec y Trigas- deberían ser hasta 25% más bajas que las que actualmente cobra a sus más de 548 mil

clientes de la Región Metropolitana (RM). Sin embargo, dicho cálculo está a la espera de ser confirmado oficialmente

por el Ejecutivo, hecho que podría ocurrir esta semana. De todas formas, Pacheco precisó que “si la rentabilidad excede

el tope máximo permitido, las cuentas de gas, en el caso de Metrogas, han estado por sobre lo que permite la ley”, y

agregó que aún está el análisis de cómo se procederá frente a este punto al considerar eventuales reembolsos a los


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clientes de la compañía. El análisis para calcular la rentabilidad de las firmas del sector fue desarrollado por el consorcio

Valgesta-Mercados Energéticos, mientras que, en paralelo, el economista Guillermo Le Fort realizó una estimación de la

TCC del sector, situándola en 5,27% para 2012 y 5,15% para el año pasado. De acuerdo a la ley, en un año calendario la

rentabilidad de las empresas pueden sobrepasar en sólo cinco puntos porcentuales a la TCC y ésta no puede ser inferior a

6%. Así, en el caso de las otras firmas del sector, el estudio determinó rentabilidades para 2012 de 4,9%, 7,9%, 3% y

4,9% para GasValpo, GasSur, Intergas y Lipigas, respectivamente. Mientras que en 2013, las situó en 8,4%, 4,7%,

2,5%y 5,6%. En cuanto a los próximos pasos y a la posibilidad de que se recurra al TDLC, Pacheco precisó que durante

las próximas se tomarán las decisiones. Sin embargo, trascendió que hoy se reunirá con sus asesores para tratar el tema.

Para el viernes, en tanto, tiene agendada una cita con la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios

(Conadecus), organismo que ya prepara una demanda colectiva, según señaló su presidente, Hernán Calderón. El

informe de la CNE podría conocerse públicamente el viernes, si las empresas del sector dan su aprobación. Al ser

consultados sobre las implicancias que esto podría significar para los consumidores, desde el Servicio Nacional del

Consumidor (Sernac), indicaron que se analizarán los estudios. La Cámara de Diputados, en tanto, ya evalúa conformar

una comisión investigadora. Tras la cita de la industria con la CNE, fuentes señalaron que las relaciones quedaron en

buen pie, por lo que se seguirá trabajando conjuntamente en los cambios regulatorios al sector, que se preparan para un

proyecto de ley. Dicha iniciativa ingresará al Congreso el primer trimestre de 2015, aunque personeros del oficialismo

buscan adelantarlo.

1.31.- Gobierno confirma que Metrogas superó rentabilidad permitida (Fuente: El Mostrador, 16.09.14): Un duro

golpe dio este miércoles el gobierno a la mayor distribuidora de gas natural del país, Metrogas, con miras a la

posibilidad de regular sus tarifas como otros servicios públicos. Según informó hoy la CNE, Metrogas, que opera en La

Región Metropolitana, obtuvo una rentabilidad de 11,4% en 2012 y 16,9% en 2013, lo que supera el límite de

rentabilidad permitido. La noticia es parte del Chequeo de Rentabilidad de las empresas de distribución de gas por red

que las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos desarrollaron a solicitud de la CNE, en el marco del cumplimiento

del artículo 33 de la Ley de Servicios de Gas. El análisis, dijo la autoridad, fue desarrollado tras cuatro meses de diálogo

técnico con representantes de la industria, académicos, consultores y organizaciones de consumidores. El informe

considera los ingresos, costos de explotación y el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) o costo de renovación de los

activos presentados por las distribuidoras de gas al Sistema de Cuentas de la CNE, con el fin de evaluar si es que la

rentabilidad de una empresa concesionada excedió –en un año calendario– en cinco puntos porcentuales a la Tasa de

Costo de Capital (TCC). Paralelamente, el Ministerio encargó a la consultora Le Fort Economía y Finanzas una

estimación de la TCC de esta industria. De acuerdo a la metodología de ese estudio, se llegó a un cálculo de 5,27% para

el año 2012 y 5,15% para 2013. Considerando que, de acuerdo a la ley vigente, la TCC no puede ser inferior a un 6%,

los resultados del chequeo de rentabilidad de los bienes de la zona de concesión de las empresas de distribución de gas

por red correspondientes a los años 2012 y 2013 establecieron que Metrogas –ligada a Gasco, Copec y Trigas– superó el

límite al anotar rentabilidades de 11,4% y 16,9%, respectivamente. El titular de Energía, Máximo Pacheco, señaló que

en las próximas semanas la cartera definirá los pasos a seguir con respecto a la situación de Metrogas. En todo caso, la

autoridad estaría estudiando consultar al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para que determine si

activa o no un proceso de fijación tarifaria, según indicó La Tercera.

1.32.- Según estudio de la CNE: Metrogas Excedió Límite de Rentabilidad Llegando a 16,9% el Año Pasado (Fuente: Estrategia, 16.10.14): Metrogas excedió el límite de rentabilidad con 11,4% y 16,9% durante el 2012 y el 2013,

respectivamente, es la principal conclusión del estudio dado a conocer por la CNE, el cual fue encargado a las

consultoras Valgesta y Mercados Energéticos. El Gobierno, en tanto, informó que tomará tres semanas para evaluar qué

acciones adoptará con la distribuidora de gas natural por redes de la Región Metropolitana. El máximo permitido por ley

es de 11%. Trascendió que hoy el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se reunirá con los asesores de su cartera para

analizar con mayor profundidad el informe que le entregó la CNE, cuyo trabajo tomó más de cuatro meses entre

consultores, organizaciones de consumidores, académicos y actores de la industria, sobre todo la Asociación de

Distribuidores de Gas Natural (AGN). “El informe enviado al Ministerio de Energía considera los ingresos, costos de

explotación y el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) o costo de renovación de los activos presentados por las

distribuidoras de gas al Sistema de Cuentas de la CNE, con el fin de evaluar si es que la rentabilidad de una empresa

concesionada excedió - en un año calendario - en cinco puntos porcentuales a la Tasa de Costo de Capital (TCC)”,

explicó la Comisión que es liderada por Andrés Romero. En paralelo, detalló la CNE, el Ministerio de Energía encargó a

la consultora Le Fort Economía y Finanzas una estimación de la TCC de esta industria. De acuerdo a la metodología

presentada en este estudio, se llegó a un cálculo de 5,27% para el año 2012 y 5,15% para 2013. “Considerando que, de

acuerdo a la ley vigente, la TCC no puede ser inferior a un 6%, los resultados del chequeo de rentabilidad de los bienes

de la zona de concesión de las empresas de distribución de gas por red correspondientes a los años 2012 y 2013

establecieron que Metrogas -que es propiedad de Gasco, Empresas Copec y Trigas - excedió el límite al anotar


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rentabilidades de 11,4% y 16,9% respectivamente”, especifica el organismo. Dentro de las acciones que se barajan es

que el Gobierno consulte al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para que determine si activa o no un

proceso de fijación tarifaria. Pese a que el ministro Pacheco aún no aseguró ni descartó tal medida. “El sector de gas de

red tiene una normativa y una regulación muy insuficiente y muy poco clara. Por ahora, lo que existe es el límite del

11% como tope de rentabilidad sobre los activos. Ése es el límite que en el caso de Metrogas se ha excedido y estamos

estudiando cuáles son los pasos a seguir”, insistió. El secretario de Estado señaló que por ahora le pidieron a las

empresas autoricen la información considerada en el estudio, dado que existe un acuerdo de mantenerla en privado. A

su juicio es que se transparente todo el proceso del chequeo de rentabilidad. Las empresas deberán responder el 17 de

octubre próximo. Metrogas cuenta con 548.000 clientes por lo que ellos podrían recibir una eventual compensación tras

los excesos cometidos por la distribuidora durante 2012 y 2013, sin embargo Pacheco no quiso asegurar tal acción.

“Todo eso son temas que serán tratados cuando definamos el próximo paso que vamos a dar a partir del estudio que

hemos recibido hoy”, sentenció. El informe además estableció que GasValpo registró una rentabilidad de 4,9% en 2012

y de 8,4% en 2013; mientras que los resultados para GasSur fueron de 7,9% y 4,7%. A su vez, Intergas llegó al 3% y

2,5%; y Lipigas 4,9% y 5,6% en igual período. La Comisión Nacional de Energía en su comunicado precisó que se está

disponible para recibir los comentarios que las empresas y otros interesados quieran señalar sobre los informes

entregados. Cabe recordar que 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. Sobre los resultados

del chequeo de rentabilidad, la ex secretaria ejecutiva de la CNE, María Isabel González, y gerenta de la consultora

Energética, dijo que era de esperar las diferencias entre los estudios de Metrogas y el Gobierno. “Era esperable, hay

cuestiones de criterio que pueden dar para interpretaciones diversas”, señaló. En esa misma línea, el gerente de

Consultoría de Energética, Rodrigo Fernández, indicó que habría algún “sesgo” respecto a “los criterios utilizados o/y el

acceso que tuvieron a la información”. El ejecutivo precisó que “esto claramente no sucede sólo con el Gas, sino

también con las fijaciones tarifarias del agua potable y los sistemas de transmisión, en que existen diferencias

importantes entre los que hacen los consultores contratados por las empresas y los cálculos de la autoridad”.

1.33.- Gobierno analiza opciones legales para regular a Metrogas tras chequeo de rentabilidad (Fuente: Diario

Financiero, 16.10.14): Luego de cuatro meses de estudio, ayer el gobierno dio a conocer el resultado del chequeo anual

de rentabilidad al que deben ser sometidas las empresas de distribución de gas por redes. El cálculo, elaborado por las

consultoras Valgesta y Mercados Energéticos, determinó que de las cinco distribuidoras del país, excepto Gasco

Magallanes, sólo Metrogas sobrepasó el límite de 11% establecido en la ley. El resultado de la firma controlada por

Gasco, filial de grupo CGE, fue de 16,9% en 2013 y de 11,4% en 2012. Asimismo, la CNE dijo que la tasa de costo de

capital definida por el economista Guillermo Le Fort para el año pasado fue de 5,15% y de 5,27% para el previo. El

ministro de Energía, Máximo Pacheco, señaló que ahora determinarán las opciones que tienen disponibles para regular

las tarifas de Metrogas. Fuentes señalan que una de las alternativas, pero no la única, sería llevar a Metrogas al Tribunal

de Defensa de la libre Competencia (TDLC). Sin embargo, esta definición no estaría del todo clara en la ley del gas,

dictada en 1989 y reformada en 2005. Las fuentes añaden que la autoridad estaría analizando la posibilidad de acudir a

la justicia ordinaria, entregar los antecedentes a la Fiscalía Nacional Económica (FNE) o ante el Panel de Expertos, que

hoy dirime las controversias en el sector eléctrico, para lo cual se le debería dotar de mayores potestades. La

conveniencia ir al TDLC no está del todo clara para el gobierno, luego que esta instancia rechazó regular el traspaso de

los estanques de gas licuado granel entre las empresas para introducir mayor competencia al mercado, según lo solicitó

la FNE. Pacheco se reunirá hoy con los asesores técnicos y legales del ministerio para definir el camino tomará la

autoridad. "Hemos insistido que el sector de gas de red tiene una normativa y una regulación insuficiente y poco clara,

uno de los objetivos es enfrentar esto para saber cómo se regula y norma éste sector", dijo el titular de Energía. En todo

caso, tanto Metrogas como la Asociación de Gas Natural (AGN), gremio que agrupa a las distribuidoras, juegan sus

cartas a que el gobierno optará por consultar al organismo presidido por Tomás Menchaca. Esta alternativa, dicen en

ambas instancias, les permitirá contrastar los resultados de los estudios de la autoridad con los propios. "El proceso debe

continuar su conducto regular en el TDLC, donde la industria aportará los estudios independientes y todos los

antecedentes necesarios para que dicha institución de un veredicto fundamentado", dijo Metrogas. Lo anterior se

lograría, añadieron, al considerar las diferentes visiones técnicas en torno a este proceso regulatorio, "que debe regirse

en todo momento por la institucionalidad vigente. Esperamos que la autoridad entregue los antecedentes al TDLC a la

brevedad". Fuentes cercanas a la firma señalan que ésta analiza ir voluntariamente al TDLC, antes que lo haga el

gobierno, aunque reconocen que la ley es vaga respecto del procedimiento. Para esto cuentan con la asesoría del Centro

de Libre Competencia de la PUC, donde participa el ex ministro de Energía de la administración Piñera, Rodrigo

Álvarez. Los argumentos de la industria se basarán en los estudios encargados a diversos especialistas, entre ellos la

consultora Systep, que determinó que la firma tuvo una rentabilidad de 12,9% en 2013, derivado de una tasa de costo de

capital que EY (Ernst&Young) fijó en un banda de 6,8% a 8,1%. A lo anterior se suman los cálculos que la propia


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empresa puso en conocimiento de la CNE, en mayo pasado, oportunidad en la que determinó que su rentabilidad fue de

10,67%. "Esperamos que la información sea cotejada con los informes de los expertos propios e independientes, ya que

se ha planteado por parte de la autoridad la importancia de la participación", dijo AGN a su turno. El ministro de

Energía, Máximo Pacheco, dijo ayer que de acuerdo con los antecedentes, Metrogas se habría excedido en sus cobros.

"Las empresas de distribución de gas no pueden exceder el 11% de rentabilidad. Si exceden, significa que cobraron

demás, las cuentas de gas, en el caso de Metrogas, han estado por sobre lo que permite la ley", dijo. Sin embargo,

obtener compensaciones para los clientes no sería fácil, porque a diferencia de lo que ocurre con otros servicios (agua,

luz y telefonía), ésta situación no está contemplada en la ley del sector. Por su parte, la organización de consumidores

Conadecus señaló que presentarán una demanda colectiva contra Metrogas para que restituya los cobros indebidos. El

titular de la FNE, Felipe Irarrázabal, sostuvo que seguirán investigando el sector. También aseveró que el sector de

energía les sigue pareciendo interesante y que lo están investigando. A mediados de septiembre, un fallo del TDLC

encendió las alertas en el gobierno, por el precedente que podía fijar respecto de futuras regulaciones en la distribución

de gas. El tribunal rechazó la recomendación presentada por la FNE respecto de establecer una normativa que regule el

traspaso obligatorio de los estanques de Gas Licuado Petróleo (GLP) entre empresas, un rubro donde los principales

actores son Abastible (Copec), Gasco (grupo CGE) y Lipigas (grupo Yaconi-Santa Cruz y Andrónico Luksic). El

tribunal sostuvo que los costos de aplicar una normativa en éste sentido "podían ser superiores a sus beneficios en

términos de una mayor competencia entre proveedores de GLP" y estimó que las denuncias de los consumidores no

implicaban necesariamente problemas de competencia en el mercado.

1.34.- Metrogas: TDLC debe resolver diferencias entre informes (Fuente: La Tercera, 16.10.14): Tras conocerse las

cifras de rentabilidad de gas entregadas ayer por el Gobierno, donde Metrogas aparece como la única compañía en

exceder la tasa máxima de retorno, la firma dijo que de acuerdo a la institucionalidad vigente este proceso “debe

continuar su conducto regular en el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC)”. La distribuidora de gas

agregó que en la instancia aportará “los estudios independientes y todos los antecedentes necesarios” para que el TDLC

“dé un veredicto fundamentado, tomando en cuenta las diferentes versiones técnicas que hoy existen en torno a un

proceso regulatorio, que debe regirse por la institucionalidad vigente”. Si bien Metrogas espera que el Ejecutivo

entregue “a la brevedad” los antecedentes que posee al TDLC, fuentes cercanas a la empresa sostienen que la firma

estudiaría acudir a dicha instancia antes que el gobierno, argumentando un “cambio de criterio” en las evaluaciones

realizadas por parte de este.

1.35.- Compañía insiste que no sobrepasó el máximo y podría recurrir al TDLC (Fuente: El Mercurio, 16.10.14):

Metrogas apunta a que el proceso continúe su conducto regular en el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC), donde

la industria aportará los estudios independientes y todos los antecedentes necesarios para que esa institución dé un

veredicto fundamentado. Según trascendió, la firma incluso no descarta ir proactivamente al tribunal. Lo anterior,

porque tanto los informes encargados por el Gobierno como aquellos pedidos por la industria a través de la Asociación

de Distribuidores de Gas Natural (AGN) muestran resultados distintos. Así, mientras el informe de Valgesta y Mercados

Energéticos advierte que en 2013 la compañía superó en seis puntos porcentuales el 11% permitido, el que encargó el

gremio a Systep determina que la rentabilidad de Metrogas el año pasado fue de 12,9%. Esto fue complementado con

otro estudio encargado a EY (ex Ernst & Young) que explica que la tasa de costo capital varía entre 6,8% y 8,1%, lo que

sería indicativo de que los límites de rentabilidad se sitúan entre 11,8% y 13,1%. Así, la firma controlada por Gasco

estaría dentro de los límites permitidos. Por su parte, el estudio presentado por la empresa en mayo pasado indicó que la

tasa de retorno de 2013 fue de 10,67%. El método de cálculo utilizado por la empresa del Grupo CGE es el mismo

implementado en los chequeos de rentabilidad de 2010, 2011 y 2012, comentan en la firma. Todas estas diferencias

obedecerían a la metodología para valorizar las conversiones de los usuarios de gas natural (ver nota central). La

empresa, en la cual es presidente Matías Pérez Cruz y gerente general Víctor Turpaud, se está asesorando con el Centro

de Libre Competencia de la Universidad Católica. Desde la AGN advierten que la Ley de Servicios de Gas indica que es

el TDLC el que puede emitir una resolución, solicitando la fijación tarifaria en caso de que demuestre una tasa de

ganancia por sobre la permitida. "En consecuencia, es el Tribunal quien puede definir si se regulan o no los precios del

gas", dicen desde el gremio.

1.36.- Ministro Pacheco definirá en tres semanas si envía antecedentes al TDLC (Fuente: El Mercurio, 16.10.14): El

Ministro de Energía, Máximo Pacheco, se refirió a los próximos pasos del ministerio, al contar con los resultados de los

estudios de la industria del gas. "Es la obligación legal del ministerio hacer esos estudios anualmente. Ahora que los

tenemos vamos a definir cuáles son los pasos a seguir", comentó, y aseguró que dentro de las próximas semanas, a lo

sumo tres, definirán si llevan el caso al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC). Según trascendió, la

cartera estaría igualmente evaluando tomar otras acciones, como es la posibilidad de entregar antecedentes a otras

entidades como la Fiscalía Nacional Económica (FNE), por contar esta última con una mayor capacidad de


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investigación. Energía les pidió a las empresas que le autoricen hacer pública la información considerada para realizar

los estudios. Hasta ahora se ha mantenido el compromiso de manejar confidencialmente los antecedentes contables de

las compañías, dijo Pacheco. Y agregó que esto tiene como objetivo que haya total transparencia en el proceso de

chequeo. Las firmas de gas tienen hasta el viernes para tomar una decisión. Advirtió que estudiarán posibles

compensaciones a los clientes. Pero insistió, sobre todo, en la necesidad de revisar y perfeccionar el marco regulatorio

para saber exactamente qué hacer cuando alguna firma traspasa la rentabilidad permitida. "La normativa es insuficiente

y poco clara", sostuvo. Hoy, la CNE se reunirá con sus asesores para evaluar los resultados y los pasos a seguir en este

proceso. "Tenemos el propósito de revisar y perfeccionar el marco regulatorio para saber qué corresponde hacer cuando

suceden casos como este". Máximo Pacheco, Ministro de Energía. "Si la rentabilidad excede el tope máximo permitido,

las cuentas de Metrogas han estado por sobre lo que permite la ley. En esto, estamos definiendo qué hacer".

1.37.- Por exceso de rentabilidad TDLC podría fijar tarifas de gas o acusar de abuso a Metrogas (Fuente: El

Mercurio, 17.10.14): Dos son los escenarios que podría enfrentar Metrogas si se comprueba que efectivamente la

empresa superó del límite de rentabilidad de 11% permitido, llegando a 16,9% en 2013, según concluye el estudio

publicado el miércoles por el Gobierno, que encargó a las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos. Según indican

abogados, lo más probable es que se inicie un proceso regulatorio ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

(TDLC) y se solicite la fijación de tarifas. La solicitud podría hacerla tanto el Ministerio de Energía como la CNE.

También, el Gobierno podría llevar los antecedentes a la Fiscalía Nacional Económica (FNE) para que investigue más

profundamente y presente un caso ante el TDLC. Otro escenario -aunque menos probable, según advierten los abogados-

es que la FNE, el Gobierno o algún particular presente un requerimiento por abuso de posición dominante ante el TDLC.

De ser este el caso, la empresa controlada por Gasco (Grupo CGE) arriesgaría multas por hasta 20 mil UTA. Si sucede

esto último, y llegara a condenarse a Metrogas, los particulares podrían aprovechar esa sentencia demandando perjuicios

en instancias civiles. También los consumidores podrían intentar demandar compensaciones desde ya, pero es complejo,

ya que no se ha comprobado que la empresa haya actuado fuera del margen de la ley, dicen los abogados.

1.38.- Francisco Agüero: Caso Metrogas Llegaría al TDLC y Terminaría en Fijación Tarifaria (Fuente: Estrategia,

17.10.14): El que Metrogas haya excedido el límite de rentabilidad de 11%, con 11,4% y 16,9% durante los años 2012 y

2013, respectivamente, según el estudio dado a conocer por la Comisión Nacional de Energía y que fue encargado a las

consultoras Valgesta y Mercados Energéticos, haría que el caso escale hasta el Tribunal de Defensa de la Libre

Competencia. Francisco Agüero, director del Centro de Regulación y Competencia de la Facultad de Derecho de la

Universidad de Chile, recordó en tal sentido que la ley establece que el procedimiento es que se presente una consulta al

TDLC si es que se excede la rentabilidad, donde el ente antimonopolio puede ordenar fijar las tarifas, si es que alcanza

la convicción de que tiene que ser así en vista de los antecedentes que analizará en el proceso. “Es extraño que termine

en otras instancias este caso, considerando que existe un Tribunal que ve estos asuntos en un proceso no contencioso”,

indicó Agüero, agregando que esta eventual fijación de tarifas de gas natural, sería a nivel de la única compañía que se

excedió en la rentabilidad máxima de 11%, que es Metrogas. En todo caso, el gobierno se encontraría evaluando qué

camino tomar, lo que decidiría en los próximos días. Para Agüero, la regulación tarifaria en el negocio del gas natural,

en específico a Metrogas que opera en la Región Metropolitana, vendría a superar el tema de posibles rentabilidades

excesivas. “La ley actual no contempla esto, solamente el proceso hasta el TDLC que tiene que ver con un chequeo de

rentabilidad, lo que es un importante vacío”. “Es una alternativa que se tiene que llevar a cabo el fijar tarifas en el

mercado del gas natural, ya que el exceso de rentabilidad podría ser una muestra del poder monopólico de las empresas,

en este caso Metrogas”, apuntó Agüero. Es que nunca antes ha sucedido esta situación que llamó la atención de los

distintos actores del sector energía, porque el chequeo de cumplimiento de rentabilidad se comenzó a realizar hace unos

4 años nada más. Y pese a que la excesiva rentabilidad anotada por Metrogas no es una infracción contra la libre

competencia, Agüero sí advirtió que esto podría finalizar en demandas colectivas por parte de los consumidores

afectados, que serían cerca de 600.000.

1.39.- Nicole Nehme y ex TDLC asesoran a Energía por Metrogas (Fuente: La Tercera, 17.10.14): Los ex ministros

del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), Andrea Butelmann y Javier Velozo; la abogada y socia del

estudio FerradaNehme, Nicole Nehme; y el profesor del Instituto de Economía de la U. Católica y experto en libre

competencia, Juan Pablo Montero, entre otros, se reunieron ayer con el ministro de Energía, Máximo Pacheco, para

asesorarlo en los pasos a seguir, luego que el gobierno revelara esta semana que Metrogas rebasó el límite máximo de

rentabilidad permitido por ley. En la cita, que se extendió por cerca de dos horas, los especialistas intercambiaron

opiniones con Pacheco respecto al camino más adecuado y eficiente para regular las tarifas que cobra la empresa a sus

cerca de 548 mil clientes que tiene en la Región Metropolitana. La idea de presentar los antecedentes sobre el exceso de

rentabilidad de Metrogas al TDLC, aun no está definida por el gobierno, pues también se estaría analizando optar por

vías administrativas e, incluso, legislativas. Todo, con el objetivo de solucionar de raíz el tema en tiempos más cortos


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que los dos años que podría durar el proceso en el tribunal. En tanto, Metrogas evalúa acudir al TDLC por iniciativa

propia para que defina si existe competencia en el mercado del gas y si es necesario que el Ejecutivo regule sus tarifas.

En la firma, sin embargo, esperan primero ver los pasos a seguir del gobierno para definir si recurren al TDLC. El jueves

también, el diputado PPD Daniel Farcas ingresó al Congreso un proyecto de ley para regular el sector.

1.40.- Entrada de Gas Natural Fenosa. ¿Menos gas para Colbún y Gener? (Fuente: Pulso, 17.10.14): La entrada de

Gas Natural Fenosa al mercado chileno, de la mano de la compra de CGE en US$3.300 millones -en caso de que acuda

el 100% de los propietarios a la OPA actualmente vigente- podría significar un duro golpe para el segundo y el tercer

actor del mercado eléctrico nacional: Colbún y AES Gener. Ambas empresas están fuera del terminal GNL Quintero y

de la sociedad que compra el gas directamente, GNL Chile-cuya propiedad pertenece a Endesa, ENAP y Metrogas-, lo

que les limita la posibilidad de adquirir directamente de esa empresa gas para generación eléctrica. Por ello han debido

adquirir gas a través de terceros, principalmente Metrogas. Ello ha llevado a ambas compañías a analizar alternativas,

como la construcción de un terminal propio de regasificación, cuestión para la que incluso sellaron un acuerdo de

compra de un buque regasificador con la empresa noruega Höegh LNG, que finalmente quedó nulo debido a que los

plazos acordados para cerrar el negocio vencieron. En agosto pasado, de acuerdo con datos de la consultora Systep,

Endesa generó 167 GWh con GNL en el SIC, lo que representó el 13% de su inyección neta al sistema. En el caso de

Colbún, la cifra llega a 226 GWh, equivalente al 19% de su producción energética. En el caso de AES Gener no hubo

generación con gas en el Sistema Interconectado Central. Sin embargo, la manifiesta intención de GNF por entrar en el

segmento de generación podría hacer que los volúmenes de gas que adquieren estas empresas terminen por desaparecer,

pues la hispana los usaría, eventualmente, en sus nuevas unidades de generación. En el mercado se rumorea que GNF

está evaluando algunas alternativas presentes en el mercado, como el proceso de licitación que planea abrir la estatal

ENAP para la construcción de la central a gas Energía Minera en Ventanas o algunos de los terrenos licitados por Bienes

Nacionales para construir termoeléctricas en zonas costeras, que fueron adjudicadas a empresas como IC Power, Minera

Collahuasi y Concesionaria PPP. Pero por ahora se trata sólo de opciones y rumores. Sergio Zapata, analista de

Corpbanca Inversiones, sostiene que para Gas Natural Fenosa será complejo erigirse de una vez como un player

importante en el segmento de generación, por cuanto requiere de un volumen importante que rentabilice el gas que

puede traer desde el exterior, lo que necesitará de un tiempo antes de concretarse. Por ello, lo primero que debería hacer

es salir a ganarse contratos de suministro eléctrico, para luego pensar, eventualmente, en desarrollo de centrales de

generación. A esto se suma que, dada la actual situación del parque de generación, no tiene mucho sentido construir

nuevas centrales a gas natural cuando hay unidades que no operan por falta de gas, como es el caso de Nueva Renca o

Candelaria. “Yo pienso que no va a afectar tanto a Colbún y a Gener la entrada de GN Fenosa. Como no participan del

terminal de Quintero, cualquier actor que les abra una posibilidad de suministro de gas es positivo. Además, para Fenosa

no será fácil instalarse en Chile con nuevas centrales por todos los problemas que existen para desarrollar infraestructura

de producción de electricidad. Además Colbún ya tiene un contrato por unos años para Nehuenco, que es importante”,

plantea Zapata.

1.41.- Gobierno incrementa en 69% fondos para subsidio al gas en Magallanes (Fuente: La Tercera, 18.10.14): El

gobierno definió el monto del subsidio que entregará para financiar el uso del gas natural en la Región de Magallanes,

aporte que aumentó 69% para 2015, en comparación a los recursos destinados para este año. De acuerdo con lo

informado en el presupuesto del Ministerio de Energía para 2015, el Ejecutivo destinó $ 54.112 millones, cifra superior

a los $ 31.998 millones asignados para dicho beneficio durante el 2014. Consultado sobre el incremento, desde el

Ministerio de Energía respondieron que “permitirá asumir en 2015 el mayor costo unitario de producción de gas de la

Empresa Nacional del Petróleo (Enap), y la compra de gas a terceros”. Lo anterior, producto “de la mayor demanda por

este combustible en la zona”. Este aporte se hace vía presupuesto ante la ausencia de una ley específica que regule el

subsidio, demanda que fue planteada en 2011 por la comunidad de Magallanes mediante movilizaciones. En la

actualidad, el proyecto de ley que se elaboró para subsanar la situación ese mismo año, aún se encuentra en la Comisión

de Minería y Energía de la Cámara de Diputados. De acuerdo con la SEC, durante 2013 el gas natural distribuido al

segmento residencial alcanzó los 184 millones de metros cúbicos en Magallanes. Esta cifra es equivalente al 74,1% del

gas natural distribuido para igual segmento en la Región Metropolitana (RM), que alcanza los 248 millones de metros

cúbicos. De acuerdo con María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, que en la Región de Magallanes,

donde habitan cerca de 160 mil personas, tenga un consumo de gas residencial cercano al de la RM, donde viven siete

millones de personas, se debe a que los valores de las cuentas subsidiadas son bajos, lo que incide en el aumento del uso

del gas. “No hay conciencia de la escasez del gas, porque tampoco hay una señal de precios adecuada”, dice. A su juicio,

la solución sería implementar una regulación que establezca “un subsidio diferenciado”, evitando el abuso del recurso.

1.42.- Gas natural en Chile: Exitosa experiencia que debemos cuidar (Fuente: Opinión Matías Pérez Cruz,

Presidente de Metrogas, El Mercurio, 18.10.14): La escasez de la energía en Chile y su encarecimiento es una realidad


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que está poniendo en jaque el desarrollo del país. La complejidad de la legislación ambiental y la oposición ciudadana

que producen los grandes proyectos tienen literalmente estancada la generación de energía. Iniciativa privada hay

mucha, pero gran parte de ella se encuentra entrampada en procesos judiciales y en el marasmo del enredo burocrático.

Otra parte de ella, que logró sortear con éxito los obstáculos legales e institucionales -Barrancones, Castilla e

HidroAysén- debió volver a fojas cero por una decisión política. El país requiere promover nuevas inversiones en el

ámbito de la energía y los gobiernos han puesto su atención en el gas natural, que es el combustible moderno más

conveniente para el usuario, más ambientalmente favorable y con abastecimiento asegurado por su disponibilidad

mundial. Al ubicarse el gas natural en un lugar de privilegio, nos pone como industria a las puertas de un gran desafío,

de un gran salto hacia adelante. Esta oportunidad surge principalmente de la exitosa historia del gas natural en Chile,

donde un grupo pionero, enfrentando enormes dificultades -ya que existía una frágil infraestructura previa-, debió

enfrentar grandes desafíos geográficos, geopolíticos y tecnológicos, logrando un desarrollo creciente de este combustible

en nuestro país. Resulta evidente que el trabajo realizado resultó de una beneficiosa colaboración público-privada y de

una recíproca búsqueda del bien común. En la sociedad la búsqueda del bien común es una exigencia que parte del

ciudadano y llega a las más altas cumbres de la institucionalidad. Solo así se puede alcanzar en la vida real, en la

comunidad, un valor que a primera vista parece distante y lejano, aunque podemos "descubrirlo" en cada momento de

nuestra convivencia. Una observación del sector energético de Chile nos permite ver que es competitivo y dinámico. Sin

embargo, la transición a la modernidad ha requerido nuevas regulaciones que deben ser abordadas con prudencia para

alcanzar una regulación sustentable. Esto significa avanzar hacia el crecimiento y el desarrollo, respetando el medio

ambiente y a la vez el financiamiento presente y futuro del sector industrial. La complejidad de esta transición exige, en

nuestro caso, una regulación que defina bien el marco en que se desenvuelven las empresas, entendiendo que solo esta

legislación sustentable permitirá que exista energía en todo lugar y a un precio conveniente. No es fácil el momento que

vivimos para ninguno de los actores. Estamos liderando un camino no conocido en América Latina, donde confluyen

exigencias del Primer Mundo y complejos problemas del pasado. El rol del Estado, enfrentado a su problemática, no es

fácil porque debe encontrar un punto de equilibrio para ofrecer certidumbre. Una regulación que ponga en movimiento

lo paralizado y a la vez cumpla con el siglo XXI en sus exigencias de mercado y ambientales. Ese debiese ser, a mi

juicio, el énfasis de la estrategia de desarrollo de la energía en nuestro país. Chile necesita un nuevo impulso del espíritu

de colaboración público-privada para resolver uno de los principales obstáculos para alcanzar el desarrollo: el déficit

energético. Ya hemos superado la adversidad en el pasado, haciendo confluir los intereses del Estado, la industria y toda

la ciudadanía. Volvamos a desarrollar juntos la matriz energética con este mismo espíritu de colaboración. De ello

depende el futuro de nuestro país.

1.43.- Turpaud: “Autoridad desconoce inversiones que ha hecho Metrogas” (Fuente: El Mercurio, 20.10.14): Víctor

Turpaud llegó a Metrogas hace 19 años, cuando no era una empresa, era un proyecto. Hoy es el gerente general de la

principal distribuidora de gas del país. Vivió el auge y la crisis del gas argentino; la llegada del gas natural licuado, que

aseguró el suministro para Santiago y con lo cual Metrogas volvió a crecer. Hoy sus redes llegan a Rancagua e invierte

entre US$ 70 millones y US$ 80 millones al año. Pero el Ministerio de Energía, con Máximo Pacheco a la cabeza,

planteó el interés de regular las tarifas del gas. El proceso de chequeo de rentabilidad, antes desconocido, fue polémico y

público. La CNE informó este miércoles que Metrogas tuvo una rentabilidad de 16,9% en 2013, por sobre el límite de

11%, umbral a partir del cual el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC) puede pronunciarse si amerita o no una

tarificación. Fue la única de seis distribuidoras de gas natural que superó la norma. Turpaud discrepa del cálculo del

Gobierno: “No ha habido en ningún momento ni rentabilidades ilegales ni cobros excesivos”.

- ¿Qué explica la diferencia de sus estudios y los del Gobierno?: “La autoridad desconoce las inversiones que ha hecho

Metrogas para poder llevar el gas al interior de los hogares, las transformaciones que se tienen que hacer a los

artefactos, cocinas, cañerías, calefón, para que operen con gas natural. Esas inversiones, que son significativas para

la compañía, porque representan en promedio alrededor de $1 millón por cliente, en este cálculo de la CNE no se

incorporan, se dejan fuera. Y no entendemos por qué. Hay cuatro hojas en el manual de cuentas (que establece la

metodología de cálculo) referidas a estos costos y es como si las hubieran borrado. Llevó ese costo a cero”.

- ¿Y eso explica los casi seis puntos de diferencia de rentabilidad?: “No, a eso se suma un ajuste, que tampoco está en

el manual, en las inversiones de redes, que son los ductos que van por las calles. La autoridad no contabilizó los

costos reales de la empresa y decidió hacer ajustes teóricos a esas valorizaciones, cosa de la cual nosotros no nos

enteramos ex ante “.

- ¿Cuánto, en suma, les contabilizaron de menos, a su entender?: “Es una disminución de entre 35% y 40% de nuestra

inversión. En total, $368 mil millones (US$ 661 millones)”.

- ¿Esos cambios son ilegales?: “No están en la información oficial para hacer el chequeo de rentabilidad”.

- El ministro Pacheco adelantó este cambio de criterio: dijo que no entendía por qué lo que había en su cocina era de

Metrogas y no de él. ¿Por qué les sorprendió tanto este ajuste?: “No estamos diciendo que la cocina del ministro sea

nuestra, sino que se reconozcan las inversiones que hemos realizado. Si yo hubiera hecho las redes y llego con gas a


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la puerta del hogar y les digo „ahora arréglense ustedes‟, o les cobro $1 millón a cada uno para convertir los aparatos

(para usar gas natural), habría sido imposible dar gas natural en la ciudad de Santiago”.

- En los sectores regulados, luz y agua, existe “el modelo de empresa eficiente”. ¿Ve que ese modelo se usó en el

cálculo de las redes de gas?: “En esa comparación con las empresas reguladas, tenemos que distinguir claramente

que esas empresas sí son monopolios naturales. Nadie compra agua en cisterna para reemplazar el agua potable, ni

tampoco nadie tiene un generador eléctrico en su casa para sustituir la distribuidora eléctrica. El gas compite con el

gas licuado, la electricidad, la parafina…”. “Por eso las empresas eléctricas no invierten dentro del hogar, porque

tienen la demanda asegurada. Si Metrogas no lo hace, no compran gas”.

- ¿Por qué no quieren tarifa regulada?: “Porque no somos un monopolio natural. Metrogas está en el mercado de la

energía y competimos con otras energías. A la gente le interesa cocinar, calefaccionarse, ducharse con agua caliente.

No le importa si eso lo logra con gas natural, gas licuado, con parafina o diésel. Y tenemos que mantenernos

competitivos con todos ellos si queremos que permanezcan con nosotros”.

- ¿Por qué si el cambio en los cálculos fueron para todas las empresas, solo ustedes superan el límite de 11%?:

“Porque Metrogas es la distribuidora más grande y es una empresa que ha hecho muy bien las cosas. Ha logrado

crecer con penetraciones importantes en el mercado y ha conseguido rentabilidades que este último año fueron

adecuadas. La rentabilidad acumulada de Metrogas en toda su historia no ha llegado ni siquiera al 6%”. Los últimos

años fueron buenos…: “Aquí se está sacando una foto de los últimos dos años, cuando a la empresa le ha ido mejor,

pero todos se olvidan de lo que ha sido partir con este negocio, con estas tremendas inversiones, donde tuvimos

pérdidas importantes al principio, con riesgos enormes. Después, entrar a una crisis del gas como la que nos tocó

vivir, donde pasamos por períodos muy, muy complejos y efectivamente hoy, después de haber apostado por este

negocio, haber hecho esta alianza público-privada en el terminal de GNL Quintero, y poder mirar el futuro mejor,

con importantes proyecciones de crecimiento, se saca esta foto puntual, que no se condice con la realidad. Nuestra

rentabilidad ha sido inferior a la máxima que establece la ley”.

- ¿Qué harán? ¿Irán al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) como señala la norma?: “Nos preocupa

bastante cómo se ha llevado este tema a los medios de comunicación, porque es totalmente técnico, existen distintas

opiniones, con expertos tan respetados unos como los otros, y se han anticipado juicios que han enlodado la imagen

de Metrogas y anticipando las etapas propias de un proceso técnico-regulatorio. Por lo mismo, consideramos que es

el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC) el camino correcto para mantener esta discusión dentro de un ámbito

técnico”.

- ¿Irán ustedes al TDLC o el Gobierno?: “Es la CNE la que, de acuerdo con la ley, debiera llevar estos antecedentes al

TDLC. Y estamos esperando que lo haga a la brevedad posible”.

- Y si el Gobierno decide mandar antes al Congreso el proyecto para regular las tarifas…: “Queremos colaborar y

contribuir activamente a perfeccionar un marco regulatorio que es perfectible. Estamos completamente de acuerdo en

que tenemos que seguir adelante en ese camino. El proceso actual tiene que seguir su curso en base a lo que establece

la ley, que es que el TDLC haga un análisis de la conveniencia o no de fijar tarifas en adelante”. “No hemos

superado el máximo en el chequeo de rentabilidad, pero incluso si así hubiera sido, eso no implica ni que la

rentabilidad, ni que las tarifas de la compañía estén por sobre lo que la ley permite, dado que la ley es clara al decir

que hay libertad tarifaria. Cualquier superación del nivel de rentabilidad es solamente un gatillante para que el TDLC

analice la conveniencia o no de regular las tarifas del sector”.

- Si hubieran superado el límite, ¿no incurrirían en ninguna ilegalidad?: “Sí. La ley es categórica en establecer la

libertad tarifaria en este sector porque no es un monopolio natural, es una industria que compite con muchos otros

energéticos y las tarifas se regulan por el mercado”.

- ¿Qué destino tienen las acciones de consumidores ante la justicia o Sernac?: “No tienen asidero legal. Hemos sido

transparentes con nuestros clientes y les hemos ofrecido siempre las tarifas más convenientes. Y estamos súper

tranquilos ante cualquier acción legal. Nos preocupa que no habiendo terminado el proceso, se haya mediatizado”.

- ¿Estima que se vició el proceso?: “Confío en la autonomía de los tribunales de justicia y del TDLC. No creo que esto

vaya a contaminar el análisis riguroso y técnico que van a hacer”.

- ¿Han tenido más reclamos o consultas de parte de sus clientes?: “No hemos tenido ni aumento de reclamos ni de

consultas por esto. Pero qué duda cabe de que esto afecta la imagen de la empresa”.

- ¿Es el peor momento de Metrogas?: “No. Fue la crisis del gas argentino. Pero esto me recuerda que en 2006 algunos

diputados plantearon que la empresa cobraba márgenes excesivos. Entonces la ministra de Economía y Energía,

Karen Poniachik, dijo „aquí hay libertad tarifaria, a excepción de la zona de Magallanes, y en caso de que se supere

la rentabilidad en caso de una empresa específica, es el TDLC el que tendrá que analizar los méritos‟. Fue casi la

misma discusión y esa fue la clara respuesta de la ministra”.

- ¿Cómo evalúan que el gas esté tan presente en la agenda del Gobierno?: “Valoramos muy positivamente que el gas

tenga el protagonismo que ha tenido en la agenda energética porque tiene muchas ventajas y compartimos el interés

del ministro en que crezca mucho más en la matriz energética”.


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- Pero el diagnóstico del ministro es que el gas es caro… “Si uno mira la realidad del mundo, no son muchos los países

con una dependencia energética tan grande como la de Chile, donde el gas solo llega por barco. Chile no está en una

tremenda red de gasoductos integrados y no somos productores de gas. Nuestra realidad es muy distinta y hay que

considerarla. Hay países de la OCDE que tienen precios más elevados que Chile”.

- El proyecto tarifario del Gobierno es similar al del agua y la luz. ¿Cómo le afecta a Metrogas un sistema así?: “Hay

que hacer distinciones importantes respecto de la regulación del sector eléctrico y sanitario con la del gas, porque

aquí hay competencia, no hay una demanda garantizada, no hay concesión exclusiva. Hacer un copy paste de la

regulación eléctrica y sanitaria puede ser muy negativo para la industria”.

- ¿Ven una intención política al poner el tema del gas en la discusión pública?: “No me voy a referir a temas que no

conozco. No tendría por qué pensar que esto es así. Sencillamente veo que estamos frente a un proceso de discusión

técnica que aún no finaliza”.

- ¿Ven que hay un cambio de modelo?: “Somos conscientes de que hay un cambio de modelo y nuestro interés es

trabajar proactiva y colaborativamente para que este nuevo marco regulatorio sea lo mejor posible”.

- El Gobierno ha mostrado cómo viene la mano. ¿Cómo afectará a Metrogas en sus ganancias, sus inversiones?: “El

marco regulatorio que se defina puede o no tener efectos en las decisiones de inversión futura”. “No estamos

diciendo que la cocina el ministro Máximo Pacheco sea nuestra, sino que pedimos que se reconozcan las inversiones

que hemos realizado para poder dejar a los clientes consumiendo gas”. Compra de CGE por Gas Natural Fenosa:

“Me gustaría seguir aportando a esta empresa (Metrogas)”. Metrogas es controlada por Gasco (de CGE), con Copec

(grupo Angelini) y Trigas (grupo Yaconi-Santa Cruz) como socios minoritarios. El sábado pasado Gas Natural

Fenosa llegó a un acuerdo para comprar CGE.

- ¿Qué cambios vendrán cuando CGE y Metrogas tengan un nuevo dueño?: “Gas Natural Fenosa es una empresa muy

prestigiosa, muy grande y con mucha experiencia, tanto en el mercado del gas natural como en distribución eléctrica

a nivel mundial. Es positivo para una empresa como la nuestra poder contar con toda esa experiencia, porque nos va

a aportar para seguir creciendo”.

- ¿Hay inquietud en los empleados?: “Siempre un cambio de controlador produce incertidumbre. La gente está

expectante, pero yo he transmitido la tranquilidad que deben tener quienes han hecho las cosas bien. Y creemos que

este tipo de cosas serán valoradas por el nuevo controlador. Hay que esperar, pero estar tranquilos”.

- ¿Le gustaría seguir en Metrogas?: “Llevo aquí toda mi vida profesional, es una empresa a la que quiero mucho,

donde he aprendido, he crecido mucho, me ha tocado verla en los momentos buenos, pero también en los duros. Y

por supuesto que me gustaría seguir aportando a esta empresa por muchos años más”.

1.44.- Firmas de gas se oponen a que CNE publique chequeos de rentabilidad (Fuente: La Tercera, 20.1014):

Metrogas, GasValpo y GasSur rechazaron hacer públicos los informes del chequeo de rentabilidad de la industria de

distribución de gas natural, cuyas conclusiones anunció el gobierno el miércoles. Ese día, a través de la CNE, el

ejecutivo confirmó que Metrogas -de propiedad de Gasco, Empresas Copec y Trigas- fue la única compañía en

sobrepasar el límite de rentabilidad de 11%, permitido por ley, lo que supondría que la firma cobra hasta 25% más a sus

clientes en sus cuentas. “En el caso de Metrogas, en el año 2012 la rentabilidad que determina el estudio es de 11,4%,

mientras que para 2013 es de 16,9%”, dijo el ministro de Energía, Máximo Pacheco, tras conocerse las conclusiones del

análisis. Trascendió que las firmas de gas habrían rechazado transparentar la totalidad de los estudios, al considerar que

los informes contienen datos relevantes, relacionados principalmente con costos incrementales de desarrollo. Eso, a

juicio de ellas, supondría un perjuicio a los derechos de carácter comercial y económico. Hasta el cierre de esta edición

Lipigas e Intergas no habían respondido a la solicitud de la CNE, entidad que tras dar a conocer los resultados y en

atención a la normativa vigente -que establece que parte de la información contenida en los análisis no tiene carácter de

público-, pidió a las empresas su autorización formal para hacer público sus informes, siendo el día de ayer el plazo tope

para recibir las respuestas.

1.45.- Los distintos cálculos con que se estimó la rentabilidad de Metrogas (Fuente: El Mercurio, 20.10.14):

Profundas son las diferencias en la forma en que los distintos involucrados calcularon la rentabilidad de las empresas de

gas. Según el estudio publicado por el Gobierno y encargado a Valgesta y Mercados Energéticos, solo Metrogas

sobrepasó el límite, llegando a 16,9% en 2013. Sin embargo, el informe encargado a Systep por la Asociación de

Distribuidores de Gas Natural (AGN) arrojó una rentabilidad de 12,9%, lo que no estaría fuera del límite. Más aún,

según el chequeo realizado en mayo por la empresa controlada por Gasco (Grupo CGE), esta obtuvo una rentabilidad de

10,67%. Los retornos admitidos en los últimos años han sido de 11%. Ese porcentaje se explica porque la ley permite un

5% de retorno y un 6% mínimo de Tasa de Costo de Capital (TCC), o rendimiento mínimo que esperan los actores de su

inversión. ¿Cuál es la razón de la brecha? La forma de considerar las conversiones, esto es, si se toma en cuenta o no

como inversión el costo de convertir a los clientes a gas natural por red, que es asumido por las firmas de gas. El estudio

encargado por la CNE las contabiliza como gastos, y solo aquellas conversiones realizadas en 2013. Así, en su cálculo


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considera gastos por $4.708 millones. En cambio, el documento de Systep ve las conversiones como una inversión, y las

valoriza de acuerdo con el costo histórico de este proceso. Es decir, hace el cálculo tomando en cuenta lo que le costó a

la empresa convertir a sus usuarios según el valor de cada año. La consultora estima la inversión de la firma de gas en

$140.923 millones. El estudio de Metrogas, en tanto, al igual que Systep, considera estas conversiones como inversión,

pero las lleva a costo actual, esto es, a precio de 2013. Por eso considera una inversión de $296.193 millones. Si bien los

estudios consideraron un Ebitda similar (unos $130 mil millones) por distribución, donde sí existen variaciones

importantes (hasta del 57%) es en los cálculos del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), o costo de renovación de los

activos a precios actualizados.

1.46.- Cálculo del gobierno cifra en US$ 85 millones exceso de rentabilidad de Metrogas (Fuente: Diario

Financiero, 21.10.14): Unos US$ 85 millones habría obtenido Metrogas en los dos últimos años como exceso de

rentabilidad, a partir de los datos que manejaría la autoridad, tras el chequeo de rentabilidad informado la semana

pasada. El cálculo se obtuvo en base a los datos proporcionados por la distribuidora controlada por Gasco en el marco de

esta revisión. En 2013 la sobre renta habría rondado US$ 84 millones, correspondiendo el remanente al año 2012. La

CNE informó hace unos días el resultados del chequeo de rentabilidad de la industria, estimando que la tasa de

rentabilidad de Metrogas fue 11,4% en 2012 y de 16,9% en 2013, siendo la única que sobrepasó el límite legal de 11%.

Asimismo, un estudio del Ministerio de Energía, encargado al economista Guillermo Le Fort, estimó una tasa de costo

de capital de 5,27% para 2012 y de 5,15% para el año pasado. Así al dividir la cifra que según fuentes del mercado

estaría manejando la autoridad por los 498.978 clientes de la distribuidora (número indicado en un estudio elaborado por

Alexander Galétovic) cada usuario habría pagado un exceso de $ 83.600 en los últimos 24 meses. Metrogas ha negado

haber excedido la tasa de rentabilidad. A diferencia de otros servicios, como luz, agua y telecomunicaciones, la ley que

regula la industria de distribución de gas por redes no contempla mecanismos para reversar a los clientes en caso de

cobros excesivos, por lo que por esta vía no habría compensaciones a los usuarios. La tasa de rentabilidad de la industria

se compone de dos factores: una tasa de costo de capital que por ley no puede ser menor a 6% y una renta de cinco

puntos sobre dicho número, lo que en definitiva da un 11%. El chequeo de rentabilidad toma en cuenta los ingresos de

las firmas, sus costos asociados a distribución y el denominado Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), que incluye el costo

a valor presente de las inversiones para realizar las conversiones en los hogares durante el año de cálculo. Fuentes de

Metrogas discrepan del cálculo que hizo la autoridad, señalando que la ley no es explícita respecto de que el 11% sea el

límite de rentabilidad para la industria. Metrogas dio a conocer a principios de octubre un estudio encargado a la

consultora Systep, ligada al académico Hugh Rudnick, que entre sus conclusiones señalaba que en 2013 la tasa de

rentabilidad alcanzó a 12,9%. En paralelo, la consultora EY (Ernst&Young) determinó la tasa de costo de capital en un

rango de 6,8% y 8,1%, con lo cual el límite superior de la empresa en cuanto a la rentabilidad el año pasado fue 13,1%,

superior al resultado que arrojó el cálculo de Systep. En mayo, en tanto, la distribuidora que atiende a las regiones

Metropolitana y de O'Higgins entregó sus números a la autoridad, asegurando que de acuerdo con la metodología de

cálculo contenida en el manual de cuentas de la CNE, el chequeo de rentabilidad el año pasado alcanzaba a 10,67%, por

debajo del límite legal. Si se aplica la tasa de rentabilidad de 12,9% estimada por Systep, el exceso de rentabilidad que

habría tenido Metrogas alcanzaría a unos US$ 35,4 millones. Fuentes de Metrogas descartaron que la compañía haya

tenido excesos de rentabilidad en el periodo medido por la autoridad, y acusaron cambios de criterio en la medición, lo

que habría resultado en que los números informados por el gobierno fueran superiores a los estimados por la firma. En

este sentido, manifestaron preocupación por lo que consideran una "expropiación", ya que la valoración de las

conversiones, esto es los activos de la firma al interior de los hogares de sus clientes, en procesos anteriores se habría

ajustado a lo contenido en el manual de cuentas de la CNE, lo que en ésta ocasión no habría sucedido. Metrogas estima

que el valor de las conversiones que la autoridad dejó fuera del cálculo ronda los US$ 700 millones, aproximadamente

un 40% del total de los activos de la firma, lo que explica el alza de rentabilidad que acusan. En la compañía admiten

que el estudio de Systep también mostró diferencias respecto de la valorización con el consultor. En la distribuidora

sostienen que el mercado de distribución de gas por redes no existe un monopolio natural, como lo ha expresado el

gobierno en diversas oportunidades, pero que debe ser el TDLC quien defina si es necesario regular las tarifas o no, por

lo que instaron al gobierno a recurrir lo antes posible a esa instancia. A comienzos de octubre, Metrogas dio a conocer el

chequeo de rentabilidad encargado a consultora Systep, el que determinó que la tasa llegó a 12,9% en 2013. Asimismo,

indicó que según el cálculo realizado por EY (Ernst&Young) la tasa de costo de capital para la industria estaría en un

rango entre 6,8% y 8,1%, con lo que la distribuidora se ubicaría por debajo del límite. En mayo, la firma informó al

gobierno que su tasa de rentabilidad para 2013 fue de 10,67%. Las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos

estimaron que Metrogas fue la única firma que superó la tasa de rentabilidad en los años medidos. Para 2012 estimó una

tasa de 11,4%, mientras que para 2013 esta fue de 16,9%. Asimismo, el economista Guillermo Le Fort dijo que la tasa

de costo de capital era de 5,27% para 2012 y 5,15% para 2013, aunque la aproximó al mínimo legal. El gobierno está

analizando el camino legal que tomará para avanzar en la regulación de tarifas de Metrogas. Para esto sumó a la abogada


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Nicole Nehme a su equipo de asesores, entre los cuales ya cuenta a Juan Pablo Montero, Andrea Butelmann y Javier

Veloso.

1.47.- Gobierno Apostaría Por Acudir a la FNE por Exceso de Rentabilidad de Metrogas, como otra opción al TDLC (Fuente: Estrategia, 21.10.14): Tras la información entregada el miércoles pasado por la CNE de que Metrogas

tuvo una rentabilidad de 16,9% en 2013, por sobre el límite legal del 11%, considerando además que en 2012 llegó

11,3%, el Gobierno deberá adoptar medidas al respecto. Una de las opciones es que acuda al Tribunal de la Libre

Competencia (TDLC), sin embargo, pese a que aún no se ha pronunciado al respecto, trasciende que apostaría por ir a la

Fiscalía Nacional Económica (FNE). Claro que el ministro de Energía, Máximo Pacheco, con estudio en mano

(elaborado por las consultoras Valgesta y Mercados Energéticos) señaló que se tomaría tres semanas al menos para

informar sobre las medidas que adoptarán. Actualmente, una de las cartas que estaría barajando el Gobierno sería acudir

a la FNE, de esta manera la autoridad deberá llevar los antecedentes que maneja a la justicia ordinaria y desechar así la

teoría de ir al TDLC. Organismo que exige la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN), a la cual pertenece

Metrogas, que revise el caso. "El proceso debe continuar su conducto regular en el TDLC, donde la industria aportará

los estudios independientes y todos los antecedentes necesarios para que dicha institución de un veredicto

fundamentado", expresó Metrogas horas después de ser conocido el estudio. Las empresas de gas por redes están dando

mayores razones para que el Gobierno adelante su definición sobre el llamado Caso Metrogas, pues las compañías

tuvieron plazo hasta el viernes pasado para autorizar al regulador dar a conocer todos los informes de cómo se llevó a

cabo el chequeo de rentabilidad. Sin embargo, éstas no accedieron a la petición. Cercanos explicaron que si bien se les

dio plazo hasta esa fecha, no quisieron transparentar, por lo que una de las teorías es que las empresas estarían apostando

todas sus fichas a que el Gobierno sí o sí llegue al TDLC.

1.48.- Enap logra producir 500.000 metros cúbicos día de gas no convencional en Tierra del Fuego (Fuente:

Revista Electricidad, 21.10.14): Enap Magallanes alcanzó los 500.000 metros cúbicos día (m3/d) de gas no convencional

(tight gas) en el Bloque Arenal, en Tierra del Fuego, lo que “marca un hito en la exploración y producción de una capa,

la Zona Glauconítica, completamente nueva en su aporte productivo de hidrocarburos en Magallanes”, explicó el gerente

general de la estatal, Marcelo Tokman. El ejecutivo agregó que estas cifras de Arenal (Bloque 100% de Enap) ratifican

que es posible alcanzar el compromiso planteado en el Plan Estratégico 2014-2025 de la empresa para la Región de

Magallanes, de abastecer con producción propia el 100% de la demanda de la zona. A su vez, Hesketh Streeter, gerente

de la Línea E&P de ENAP, destacó que haber alcanzado este nivel de producción de tight gas en Arenal “permite

sentirnos con mayor respaldo para lograr la meta de sumar más de 1 millón de m3/día de gas no convencional con pozos

adicionales que se perforarán el próximo año, producción que servirá para cubrir con seguridad la demanda en el

invierno de 2015 de la población magallánica, cumpliendo de esta manera con el principal compromiso de Enap en

Magallanes”.

1.49.- Rentabilidad en el gas natural (Fuente: El Mercurio, 21.10.14): La CNE ha presentado un informe según el cual

la rentabilidad sobre activos de la empresa Metrogas excedió la tasa de costo de capital más un 5% en 2012 y 2013.

Según la Ley de Servicios de Gas, modificada en 1989, cuando esto ocurre, el Tribunal de Defensa de la Libre

Competencia (sucesor de la Comisión Resolutiva) puede solicitar al Ministerio de Economía la fijación de las tarifas de

suministro de gas y servicios afines en el área de concesión. Metrogas sostiene que la condición no se cumple, y ha

presentado estudios que avalarían su posición. Las diferencias entre los resultados de los informes tienen dos causas.

Primero, las estimaciones de la empresa utilizan tasas de costo de capital más elevadas que las que estima la CNE.

Segundo, hay diferencias en los activos que se incorporan en los estudios. Metrogas sostiene que se deben incluir las

instalaciones que ha entregado a los clientes más allá de su medidor, ya que las hizo para mejor competir con otras

alternativas energéticas. La CNE solo considera instalaciones relevantes aquellas que llegan al punto en que se encuentra

el medidor. Un mayor valor de activos reduce la rentabilidad, segunda razón que explica que, según Metrogas, no se

haya sobrepasado el límite de rentabilidad. Si el TDLC acepta las cifras de la CNE y solicita que se regule la industria, el

Ministerio de Economía debería establecer un reglamento para fijar los precios en adelante (o hasta que el TDLC decida

que no es necesario seguir haciéndolo). En términos generales y contra lo que han sostenido algunos personeros, eso no

implicaría que se puede solicitar en forma retroactiva una devolución por supuestos cobros excesivos pasados, ya que la

empresa tiene libertad tarifaria -de acuerdo con la Ley- hasta que se fijan sus precios. En todo caso, la Ley del gas, que

en su momento fue una contribución valiosa al desarrollo de la industria del gas residencial, parece estar sobrepasada. La

Ley considera la rentabilidad total de la empresa, olvidando que hay dos componentes que la generan: el contrato de

suministro de Metrogas con sus proveedores y el costo de la distribución misma. Es solo en esta segunda componente

que se tiene un carácter monopólico, por lo que al combinar ambos negocios en una sola rentabilidad, se reducen los

incentivos a conseguir buenos contratos de suministro a Metrogas. Más aún, la Ley considera la rentabilidad promedio

sobre todos los usuarios, olvidando que algunos clientes de la empresa son grandes. Metrogas enfrenta más competencia


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por esos grandes clientes, por lo que la rentabilidad que proviene de ellos debería ser más baja. Al promediar sobre todos

los clientes, la Ley permite, en principio, una rentabilidad mayor que el máximo sobre los usuarios residenciales. Se

debe mencionar que la empresa ha reducido sus precios, como reflejo de su nuevo contrato de suministro de GNL, de

mucho menor costo. El objetivo de la compañía era evitar superar el límite de rentabilidad, e indica que, en cierta

medida, la Ley protege al cliente. Algunos expertos señalan que el problema sería que la Ley está mal diseñada, al

integrar suministro y distribución, y en ese sentido sugieren -como lo ha planteado el ministro de Energía- que si el

TDLC solicita regular la industria, esta se desintegre, como en el sector eléctrico. En tal caso, se regularía la rentabilidad

del negocio de distribución, pero no necesariamente la del negocio de suministrar gas, y se permitiría la competencia en

el suministro, al menos a grandes clientes. La Ley del gas, que en su momento fue una contribución valiosa al desarrollo

de la industria del gas residencial, parece estar sobrepasada.

1.50.- Gobierno definiría en noviembre opción para fijar tarifa de Metrogas (Fuente: Diario Financiero, 22.10.14):

En las primeras semanas de noviembre el gobierno revelaría su fórmula legal para tratar de regular las tarifas de

Metrogas. El ministro de Energía, Máximo Pacheco, dijo que el equipo de asesores de la cartera está trabajando en el

tema. El chequeo de rentabilidad de la industria para 2012 y 2013 realizado por la autoridad arrojó que en ambas

oportunidades esta firma sobrepasó la tasa legal de 11%. El exceso de rentabilidad en el periodo habría rondado los US$

85 millones, dato que será parte de los argumentos que el gobierno presentará para defender sus cálculos. "Hemos hecho

nuestras propias estimaciones y son parte de las que estamos usando en la discusión de nuestra estrategia legal, técnica y

económica. He pedido dos o tres semanas para definir y hacer pública nuestra estrategia. Estamos esperando las

recomendaciones de nuestros asesores técnicos", dijo. Sostuvo que no incluir las conversiones en el cálculo de

rentabilidad era "de sentido común", pues Metrogas no puede contar como activos suyos las instalaciones al interior de

los hogares, ítem que la empresa valora en unos US$ 700 millones. "Hace varios años Metrogas tocó la puerta de las

casas, convidó a la gente a convertirse al gas de redes, para eso había que cambiar algunas cañerías dentro de la casa,

adaptar el calefont, cambiar los quemadores de la cocina. En ese minuto se le dijo a la gente que esto era una promoción

y que lo iba a hacer la empresa. No puede ser para el sentido común que estas cañerías, adaptadores y quemadores no

sean de la gente, sino de la empresa", puntualizó el ministro.

1.51.- Ministro Pacheco: "Esta discusión me parece contra el sentido común" (Fuente: El Mercurio, 22.10.14):

Chequeo del Gobierno advierte que Metrogas tuvo un retorno de 16,9% en 2013, seis puntos sobre lo permitido.

Estudios del sector muestran que están dentro del límite. La semana pasada el Gobierno hizo públicos los resultados del

chequeo de rentabilidad de la industria de gas de red encargado a Valgesta y Mercados Energéticos. Ese análisis señala

que Metrogas, firma del Grupo CGE, habría superado el límite legal de 11% de rentabilidad -5% de retorno y 6%

mínimo de Tasa de Costo de Capital- por dos años consecutivos, obteniendo un 16,9% en 2013. Tras esto se encendió

una discusión entre la industria y el Gobierno, donde los primeros aseguran que en los cálculos del análisis encargado

por el Gobierno no se consideraron las inversiones históricas que han realizado las compañías para convertir a las

personas en consumidores de gas por red. "Esa discusión me parece contra el sentido común, porque quién va a negar

que ya hace varios años Metrogas tocó las puertas de las casas, convidó a la gente a convertirse del gas de balones al de

red, para lo que había que adaptar cañerías, adaptadores y quemadores. En ese minuto se le dijo a la gente que era una

promoción y que lo iba a hacer la empresa como forma de facilitar la conversión. Entonces no puede ser, para el sentido

común de las personas, que ahora digan que estos artefactos no son de la gente, sino de la empresa. Creo que esta

discusión se va a resolver bien y con sentido común", dijo al respecto el ministro de Energía, Máximo Pacheco. El

secretario de Estado agregó que aún no han definido si recurrirán con los estudios y otros antecedentes al Tribunal de

Libre Competencia (TDLC), ya que están esperando la recomendación de sus equipos técnicos. El asunto, aclaró, lo

definirán en las próximas semanas. Tras resolver la discusión sobre las distintas formas de calcular la rentabilidad de las

empresas, el Ministerio se enfocará en ver cuáles son los campos de acción para llenar el vacío legal existente en la

regulación del mercado del gas, comentó. "A Chile no le hace bien que tengamos una legislación tan precaria e

insuficiente en una actividad que es tan importante para los hogares e industrias", advirtió. Y agregó que van a enfrentar

el tema del hidrocarburo con "mucho sentido de la responsabilidad, mucho sentido de Estado y de país, porque se

necesita gas más barato y más gasificación. Se necesita que más gente tenga acceso al gas, porque es un energético más

limpio", aclaró. En 2012, la CNE resolvió en un manual cómo tenían que valorizarse las conversiones. Precisamente esto

es lo que fuentes de Metrogas señalan que se ha desconocido en el cálculo del gobierno. "Aquí lo que importa es el

sentido común", dijo el ministro al respecto. Gobierno podría también pedir una investigación a la FNE y con esos

antecedentes ir al TDLC.

1.52.- El cálculo que desató el conflicto entre el gobierno y Metrogas (Fuente: Diario Financiero, 23.10.14): La

interpretación del contenido de cuatro páginas de un documento es lo que tiene enfrentados al gobierno y Metrogas, en

torno al cálculo de rentabilidad de la firma. Se trata del Manual de Cuentas que elabora la CNE y cuya última versión


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vigente data de 2012. En el apartado de este documento se fijan los parámetros para hacer el chequeo de rentabilidad y

valorar los activos que forman parte del negocio de distribución de gas por redes. El martes, el ministro de Energía,

Máximo Pacheco, dijo que considerar como activos de la empresa la adaptación de aparatos al interior de los hogares

para gas natural, iba "contra el sentido común". En la filial de Gasco discrepan de esa visión, pues dicen que esas

inversiones son clave para la expansión del negocio de distribución. Fuentes de Metrogas señalan que en cada

conversión han invertido en promedio unos $700 mil y que éstas representan el 36% de sus los activos totales, unos US$

660 millones. El desencuentro está en la interpretación sobre la forma en que se valorizan los ingresos de explotación y

costos de las empresas concesionarias de gas de red para el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). En la CNE

dicen que las conversiones no son parte del negocio de distribución, sino que de la comercialización, por lo que no se

deben considerar en el chequeo de rentabilidad. Advierten, además, que el manual "no es vinculante" respecto del

cálculo y que la CNE es la que define los ítemes que considera y los que rechaza y lo comunica a las empresas. "El

llamado manual de cuentas de la CNE, establecido mediante la resolución 717 del año 2012, entiende por instalaciones

de distribución de la empresas concesionarias aquellas que son de su propiedad y que están destinadas a entregar el

servicio de distribución. En ese sentido, este es el criterio, basado en la normativa vigente, que utiliza la CNE para

determinar los componentes del VNR", dice la autoridad. Esto es clave, pues según el organismo, en ninguno de los

chequeos realizados Metrogas habría logrado acreditar la propiedad de estas instalaciones. En la distribuidora, en tanto,

dicen que se ajustaron estrictamente a los parámetros que definió la autoridad, y que el cambio de criterio en torno a las

conversiones fue "antojadizo" y la CNE nunca les informó el rechazo de ninguna partida o dato proporcionado en torno

a las conversiones. Asimismo, sostienen que éstas últimas son parte de los activos, y así están explicitados en el manual

de la CNE, pues la firma debe invertir para captar clientes. En Metrogas añaden que, dada la naturaleza del negocio

local, la distribución y la comercialización no pueden separarse, y que si así fuera, ambas actividades deberían tener su

propia rentabilidad, o en su defecto, ser descontadas de las utilidades para el chequeo de la autoridad. El llamado manual

de cuentas de la CNE, establecido mediante la resolución 717 del año 2012, establece que entre las instalaciones que

deben ser consideradas para el cálculo del VNR están activos como las redes de distribución, bienes muebles o

inmuebles; empalmes y medidores, city gates, estaciones de compresión, y conversiones, entre otros. Asimismo, indica

que se entiende por instalaciones de distribución "aquellas que son de su propiedad y que están destinadas a entregar el

servicio de distribución". Según la CNE, bajo éste criterio, las conversiones de equipos al interior de los hogares no

cumplirían con lo que indica el manual, y que éstas tampoco habían sido consideradas en años anteriores. Metrogas

discrepa de esta interpretación y sostiene que son inversiones necesarias para generar la renta del negocio, por lo que no

deben ser excluidas. "En el informe de Chequeo de Rentabilidad del 2011, en conformidad con lo señalado en el manual

de cuentas, no se consideraron las conversiones de clientes y así fue informado a las empresas, mediante un informe que

fue requerido por una serie de entidades y personas a través del sistema de transparencia gubernamental", dijo la CNE.

La distribuidora señala que la tasa de rentabilidad de sus activos regulados ha sido positiva sólo desde 2010, y que en

2013 alcanzó a 5,17%.

1.53.- En AquaSur 2014: Gas licuado se posiciona como energía sustentable en la salmonicultura (Fuente: Revista

Electricidad, 23.10.14): En el marco de la nueva edición de la Feria Internacional AquaSur 2014, el evento acuícola más

importante del Hemisferio Sur en el ámbito de la industria acuícola, que se desarrolla en Puerto Montt (Región de Los

Lagos), la empresa Abastible está dando a conocer su línea Nautigas, que comprende una serie de aplicaciones que

funcionan a gas licuado de petróleo (GLP), una energía limpia y de eficiente consumo: motores fuera de borda para

naves, incineradores de residuos, sistemas de generación eléctrica y de cogeneración, entre otros. De acuerdo con la

compañía, estas innovaciones aportan no solo a la economía de las empresas salmonicultoras de la región, sino también

a que sus operaciones alcancen estándares de sustentabilidad. La empresa destacó que, en el caso de Salmones

Magallanes ‒ubicada a 30 km. de Puerto Natales (Región de Magallanes)‒ se resolvió de manera sustentable el

problema de su operación, como es el caso del control de la temperatura de las aguas del río Hollemberg, donde la

empresa concentra desde febrero pasado la totalidad de su producción de smolts. Sus bajas emisiones, eficiente

rendimiento, amplia disponibilidad en la zona y la capacidad de ser transportado a lugares remotos están convirtiendo al

GLP suministrado por Abastible en la respuesta para la piscicultura de recirculación que se desarrolla en la zona. Los

más de 19.000 visitantes que se espera lleguen a AquaSur 2014 serán testigos de algunas de estas innovaciones en el

stand de Abastible, entre ellas los sistemas de incineración y calentamiento de aguas y las microturbinas para

cogeneración de energía eléctrica y térmica, todo a partir de la combustión de GLP.

1.54.- Economista afirma que solo en Magallanes habría un monopolio natural de gas (Fuente: Revista

Electricidad, 23.10.14): En el Salón Consejo de Sofofa se realizó la charla “Mercado del gas: ¿Regular o no regular?”,

en la que el economista Alexander Galetovic presentó un estudio, que elaboró en conjunto con Ricardo Sanhueza, acerca

de si existe un monopolio en el mercado de la distribución del gas. De acuerdo a su investigación, encargada por la

Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN), el economista afirmó que en Santiago no existiría un monopolio,


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como tampoco en ciudades como Viña del Mar o Valparaíso, pero sí en la Región de Magallanes. Para ello, entregó una

serie de argumentos. “Una red no implica monopolio natural, una red es una red, solo bajo ciertas condiciones produce

lo de los monopolios naturales, lo que implica que el costo medio sea decreciente”, comenzó diciendo el economista,

quien mostró un mapa de Santiago, explicando que existen ciertas zonas que están más conectadas al gas de red que

otras. “En Santiago Hay 1.700.000 clientes potenciales con diferentes direcciones. Un departamento de un edificio

cuenta como una dirección. La red de conexión de gas podría hoy conectar a casi de 770.000 clientes, el 45% o uno de

cada dos. De todos los que tienen acceso a la red, se conectan alrededor de 500.000. Es muy difícil pensar que una

actividad con esas cifras sea un monopolio natural”. La oferta y la demanda serían las razones que entregó Alexander

Galetovic para explicar por qué la red no se extiende hacia más áreas de la capital, entre ellas estaría el frente al predio,

que consideraría el largo de la red; el volumen de consumo; el nivel de penetración y posibilidad de compra, y el costo

de reconversión, que implica que el costo por incrementar la venta de gas es creciente. “El costo medio sería 60% más

alto si se distribuyera en toda la ciudad”, dijo Galetovic. Luego, comparó la situación de Santiago con Magallanes. “En

esta ciudad hay cerca de 6,3 millones de habitantes en un terreno de 70.000 hectáreas. El gas por red está distribuido en

alrededor de 25.000 hectáreas. En Magallanes hay 155.000 habitantes en 2.000 hectáreas en total y se distribuye diez

veces más por há. En esa región sí es monopolio natural”. Afirmó el economista.

1.55.- Solo dos de tres clientes con acceso a red de gas se conectan a esta (Fuente: El Mercurio, 23.10.14): De los

767.568 clientes que tienen acceso a la red de gas en Santiago, solo el 65%, o dos de cada tres, se conectan a ella. Así lo

señala un estudio de los académicos Alexander Galetovic y Ricardo Sanhueza, encargado por la Asociación de

Distribuidores de Gas Natural (AGN), y que será presentado hoy en la Sofofa. Según el informe el mercado del gas de

red -excepto en Magallanes- no es un monopolio natural, como dice el Gobierno, ya que compite con sustitutos. Por

ejemplo, como fuente de energía para cocina y agua caliente, lo hace con el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y la

electricidad; en climatización con la electricidad; mientras en calefacción pelea con el GLP, la electricidad, la parafina y

el diésel. Según Galetovic, la red de gas no se extiende por todo Santiago porque hay ciertas variables que inciden en los

costos de distribuir el hidrocarburo, como, por ejemplo, el tamaño del predio (las cañerías deben ser más largas), el

volumen de consumo, la penetración o probabilidad de que los clientes compren, y el valor de reconversión. "Implica

que el costo incremental de vender gas por red es creciente", indica el estudio. Esto significa que, por ejemplo, conectar

manzanas más densas es más barato por unidad de energía distribuida que conectar otras zonas con menos gente, explica

el economista. Mientras, el GLP o gas por balón tiene retornos crecientes a escala. El consumo de GLP y Gas Natural

(GN) en Santiago suma aproximadamente 31 billones (millones de millones) de BTU (unidad para medir energía

distribuida). De estos, 12 millones corresponden al GN y 19 millones al GLP. En el estudio se compara el costo de

distribución de cada uno de estos combustibles y la diferencia es leve. El costo medio en el caso del GN es de US$ 15,6

por millón de BTU, mientras la del GLP es de US$ 14 por millón de BTU. Esta pequeña brecha se explica porque las

empresas distribuidoras no extienden las redes a zonas donde no pueden competir mano a mano con el GLP, explica

Galetovic. Sin embargo, las cifras cambian si se considera una cobertura de gas por red en todas las zonas de Santiago.

Como muestra la infografía, el costo medio de distribuir gas en los lugares donde hoy no hay redes y sí llega el GLP,

sube a un US$ 22,7 por millón de BTU, frente a los US$ 14 por millón de BTU que cuesta el gas licuado (balón de 45

kilos). Por ende, en esos lugares el GN deja de ser competitivo. Por otro lado, en Santiago la extensión de la red es 12

veces mayor a la de Magallanes, pero la distribución por hectárea es 10 veces superior en esa región austral por el mayor

consumo. Galetovic también destaca que la Ley del Gas es coherente y que no existe ningún vacío en el tema

regulatorio. Indica que ese espacio lo llena el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC). "La ley no fija ninguna

rentabilidad máxima, sino que dice que si se sobrepasa ese umbral (del 11% permitido), el tribunal puede mirar, y si

encuentra que pasa algo, puede regular las tarifas. Pero podría concluir que la rentabilidad es alta porque la empresa es

eficiente y en eso no hay problemas de libre competencia", asegura el experto en energía. Y añade que la ley es

coherente porque dice que hay libertad de precios, no deja discriminar entre clientes y porque asegura que si los retornos

sobrepasan en cinco puntos la tasa de costo capital en algunas zonas, el TDLC examina y puede pedir que se fijen

tarifas. "Eso no es un límite a la rentabilidad, sino un gatillo para que el tribunal mire y pregunte", insiste. Y agrega que

la ley reconoce que la distribución de gas por red no es monopolio natural, excepto en Magallanes, y que por eso hay

libertad de precios. Comenta que el chequeo de retorno es preventivo, pues alerta sobre un posible ejercicio de poder de

mercado. Pero advierte que este tiene muchas causas posibles y que no se puede "remediar" con una regla general a

priori. En Santiago la cobertura de la red es 12 veces mayor a la de Magallanes, pero allí la distribución es superior. ''La

ley no fija rentabilidad máxima. Dice que si se sobrepasa ese umbral, el TDLC puede mirar, y si encuentra que pasa

algo, puede regular... Pero podría concluir que los retornos son altos porque la empresa es eficiente".

10 veces más por hectárea que en Santiago se distribuye el gas por red en la Región de Magallanes. Allí los valores son

inferiores y es monopolio natural.


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1.56.- Ex GasAtacama critica duramente estudio regulatorio del gremio (Fuente: La Tercera, 24.10.14): Duros

cuestionamiento realizaron ayer los asistentes al seminario sobre regulación del gas, organizado por la Sofofa y la

Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN), al estudio sobre el sector realizado para el gremio por Alexander

Galetovic y Ricardo Sanhueza. En el seminario, titulado ¿Se justifica regular el precio del gas por redes?, Galetovic

descartó que en la red de distribución de gas de Santiago, Valparaíso y Concepción exista un monopolio natural.

Además, el académico de la Universidad de los Andes cuestionó la existencia del chequeo anual de rentabilidad al que

deben ser sometidas las firmas de distribución de gas por red. A su juicio, este sistema debería ser reemplazado “por un

test de monopolio natural”, que no implicaría una realización anual. Tras la exposición del estudio por parte de

Galetovic, se inició una ronda de preguntas de los asistentes en la que destacó la intervención de Rudolf Araneda, ex

gerente general de GasAtacama, cargo que ocupó por 16 años. Araneda cuestionó los márgenes de distribución

existentes en Chile en la industria del gas de red, y dijo que no existían motivos para que “la red de Santiago tuviera un

costo mayor entre dos y 10 veces” a la realidad de otros países. El ex GasAtacama cuestionó también que las compañías

de gas natural se comparen con el mercado del gas licuado de petróleo (GLP) y lo consideren como su competencia.

Esto, debido al alto valor que este tiene en BTU (unidad de energía que sirve para medir el gas) a nivel mundial. A juicio

de Araneda, precisamente esa diferencia entre eventuales competidores en el rubro impulsa la discusión sobre la

conveniencia de regular el sector. Araneda consideró además “razonable” desarrollar una discusión sobre el acceso, en

terminales y redes de distribución, en el país al gas natural y las formas de hacerlo más competitivo. Galetovic respondió

a las inquietudes de Araneda desestimando la comparación de los márgenes existentes en Chile con el de otros países.

Agregó que si estos son excesivos, se trata entonces de “una discusión que está relacionada con la libre competencia”.

Respecto a considerar al GLP como competencia del gas natural, el académico enfatizó en que la comparación que

realiza su estudio se refiere a costos de distribución, la cual sería más costosa que el sistema de granel y balones usado

en el caso del GLP.

1.57.- El origen del conflicto del gas (Fuente: Opinión Ramón Galaz, Gerente general de Valgesta Energía, El

Mercurio, 24.10.14): Semanas claves vive el rubro energético. La publicación de los resultados por parte de la CNE

respecto del Chequeo de Rentabilidad para el período 2012 y 2013, creó un ambiente de tensión entre las concesionarias

y autoridades de gobierno, en relación a qué elementos se deben incluir para el cálculo del estudio. Esto se debe a la

confusión que se generó entre las empresas, al intentar integrar los costos de comercialización y captación de personas

dentro de los costos de distribución que son propios de la entrega de un servicio público como lo es el gas de red. Las

concesionarias defienden fervientemente esta postura, ya que buscan unir los cobros en un solo ítem y cuyo objetivo

final es no rebasar el 11% de rentabilidad establecido por ley -conformado por el 5% de retorno más el 6% del costo de

capital-. De esta manera, pretenden incluir todas aquellas operaciones de comercialización, como la conversión y

transformación de instalaciones de un tipo de estructuras del gas de red ofrecido. Gastos que no corresponden a la

entrega del servicio de distribución de gas. Al tratarse de actividades distintas, mirado desde una perspectiva regulatoria,

los cobros por los respectivos servicios debieran ir claramente separados, porque la tarifa de suministro de gas, asociada

al servicio público de distribución -la que afecta a todos los consumidores- está determinada principalmente por los

costos de gas, inversión y operación de la infraestructura de distribución y no por los servicios adicionales que las

distribuidoras ofrecen para complementar su servicio. Por tanto, incluir esto en el chequeo de rentabilidad es incurrir en

un grave error. Sin embargo, ello no significa que las compañías no puedan obtener ganancias por los servicios

adicionales que realicen. Es más, pueden percibir beneficios dependiendo de las políticas comerciales de las

concesionarias, cobrando al cliente el servicio de manera total, parcial o nula, pero siempre de manera detallada y

diferenciada de la distribución de gas. Esta discusión está tan solo en sus inicios, y lo importante es que al tratarse de un

tema país requerirá de un sinnúmero de estudios y análisis capaces de solventar y mediar los problemas político-legales

que convergen en nuestra matriz energética. Por el momento, el proceso continúa y los antecedentes podrán ser enviados

por la autoridad al Tribunal de Defensa de Libre Competencia (TDLC), organismo que evaluará los pasos a seguir, de

acuerdo con los resultados obtenidos, y recomendará a las autoridades si corresponde o no fijar tarifas de los servicios,

en una determinada zona de concesión.

1.58.- Ex titular de la CNE y batalla por regulación del gas: “La industria tiene características de monopolio” (Fuente: El Mostrador, 27.10.14): La empresa controlada por Gasco, Empresas Copec y Trigas está en medio de una

dura batalla con el gobierno. El ministro de Energía, Máximo Pacheco, ha puesto la mira en el mercado del gas, el

último del sector energético no regulado. Como publicó este medio a fines del año pasado, la distribuidora de gas ha

bajado sus precios al público, pero no tanto como ha visto caer sus costos. En ese entonces, algunos expertos decían que

la prudencia indicaba que debería ser un poco más “generosa” con sus clientes, porque de otro modo no pasaría mucho

tiempo antes de que alguien tratara de matar un buen negocio, ya fuera por la regulación o introduciendo mayor

competencia. Y eso es exactamente lo que está pasando en este momento. La disputa con el gobierno es respecto a si la

rentabilidad de la empresa supera los límites legales. El gobierno dice que sí. La cifra que se maneja es cercana a los


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US$ 100 millones. Eso sería lo que habría ganado en exceso respecto del límite legal la mayor distribuidora de gas

natural del país entre los años 2012 y 2013. De acuerdo a lo señalado por la compañía, las cifras son incorrectas, pues en

el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) no se consideró como inversión la reconversión de los clientes a gas

natural. El gobierno ahora analiza opciones legales para regular a la empresa. Cabe recordar que el negocio de Metrogas

es parte de un servicio público que tiene libertad tarifaria y que cuenta con 484 mil clientes relativamente cautivos a su

red en la Región Metropolitana y Región del Libertador General Bernardo O‟Higgins, y que sigue creciendo: el 74,9%

de las viviendas nuevas sobre UF 1.000 está conectado a Metrogas. La demanda de estos clientes se caracteriza por ser

“bastante estable en el tiempo y no es afectada significativamente por los ciclos económicos”, reconoce la propia

empresa. Para María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva de la CNE durante el gobierno de Frei, la industria tiene

características de monopolio. En una extensa entrevista en „La Mesa‟ de El Mostrador Mercados, la ahora gerenta

general de la consultora Energética, explica: “¿Cuándo hay fijación de tarifas? Cuando el servicio que se está prestando

a la gente constituye un monopolio, entonces la gran discusión que hay es si la distribución de gas es o no un monopolio.

Lo que dice el gobierno es que tiene características de monopolio. Yo estuve en la CNE en la época en que se decidió no

regular las tarifas y soy parte de esa decisión. La diferencia es que en esa época el usuario podía decidir si se cambiaba o

no del gas licuado al gas natural”. Y agrega: “Esa situación hoy día, cuando el usuario se ha cambiado al gas natural,

tiene un costo de salida que en general la gente de menos recursos no lo va a hacer, y además está la situación de que en

estos casi 20 años se ha extendido mucho la red a los edificios, en los cuales en la gran mayoría tú no puedes usar otra

cosa que no sea el gas natural, porque está prohibida la parafina o los balones de gas. Entonces el usuario no tiene otra

alternativa”. En tal sentido, precisa: “El gran tema hoy es que el gobierno, además de haber hecho este chequeo de

rentabilidad y potencialmente ir al TDLC para pedir que lo autoricen a fijar tarifas… se estaría presentando un proyecto

de ley al Parlamento el próximo año para regular las tarifas de gas natural. González opina que la actual ley que regula el

negocio del gas es muy antigua y tiene vacíos. “En esa ley no se prevé la fijación de tarifas, salvo que se detecten

rentabilidades por sobre una cifra establecida, que es 11%, que es rentabilidad sobre valor nuevo de reemplazo. En ese

caso, lo que prevé la ley es que la autoridad puede ir al TDLC y pedir la fijación de tarifas”. Y, al respecto, agrega: “El

problema es que también hay vacíos en esa ley, porque no está claro cómo se fijarían esas tarifas ni en base a qué.

Entonces, lo que ha dicho el gobierno, en su agenda energética, es que se requiere mejorar la regulación que hoy día

tiene la distribución de gas natural en Chile. Esto es completamente lógico porque estamos hablando de una ley que la

última vez que se modificó fue en el año 89, por ahí. Se han hecho modificaciones entremedio, en los 90… entonces la

verdad es que al menos hay que modernizar esa ley. Desde esa perspectiva, lo que ha dicho el ministro es que hace falta

una mayor regulación y también ha dado cuenta de las diferencias que hay entre lo que cuesta el gas natural en Chile en

comparación a cuánto pagan los usuarios en las casas”. Manifiesta que en el mercado chileno definitivamente “hay algo

que no cuadra”, ya que “si uno ve los registros de aduanas hasta llegar a Quintero, durante el año 2013, todos los

involucrados en el negocio, desde el que lo produjo hasta el que lo transportó, toda esa cadena recibió en total 7 dólares

por millón de BTU, que es la unidad de medición. Si ese gas le llega a la gente a 34 dólares el millón de BTU, hay algo

que no cuadra. Entonces, con toda razón el ministro ha dicho que hay que revisar esto”. En la entrevista, la ex titular de

la CNE señala que apoya la iniciativa del gobierno de abrir el terminal de Quintero a terceros. “Ese terminal en Quintero

lamentablemente se decidió hacer cuando los argentinos decidieron que no nos vendían más gas. En ese emprendimiento

participaron ENAP, Metrogas y Endesa. Hoy día los que cuentan con gas natural son esas tres empresas, que son las que

participaron inicialmente en este negocio”, dice, y explica que las empresas que no participaron de este negocio

inicialmente, como Colbún o Gener, “solo tienen gas en algunos periodos del año, fundamentalmente porque los

consumos de Metrogas –y en general de las distribuidoras– son bastante altos en invierno pero bajan mucho en verano”.

La gerenta general de la consultora Energética dice que “en esos periodos lo que hace la empresa es venderles gas a las

generadoras a carbón, y la idea es que pudieran tener gas durante todo el año, para poder tener un impacto en los precios

y dejar de generar con diésel, como muchas veces lo han tenido que hacer, porque estas plantas pueden utilizar gas

natural o diésel. Eso tendría un efecto positivo en los precios de la electricidad”. En la entrevista, González reconoce que

la estrategia del gobierno es algo que hacía falta, “con medidas claras y con plazos además. Creo que es una agenda

súper ambiciosa que ojalá se pueda cumplir a cabalidad”. Está convencida de que las ERNC serán una alternativa en un

futuro no muy lejano y que los costos van a caer. “Ya están teniendo algún impacto, el problema es que todavía tenemos

limitaciones de transmisión, que tenemos en el norte, que se van a superar el año 2018 y, por lo pronto, toda esta energía

que se está generando, particularmente en la Tercera Región, porque este sistema es bastante más escaso de energía que

el Sistema Interconectado del Norte Grande”. Señala que en el norte “está muy boyante esta industria de las energías

renovables no convencionales, particularmente con energía solar, entonces ya hay hoy día operando y aportando

bastantes MW, y se esperan 8 mil MW entre energía solar y eólica, entonces es un tema que se viene con mucha

profundidad, y que están entrando porque tenemos ventajas comparativas, pero el problema es que requerimos energía

de base, porque las plantas solares sólo pueden generar cuando hay sol”.


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1.59.- Gobierno aún no define pasos a seguir por exceso de rentabilidad de Metrogas (Fuente: La Tercera,

28.10.14): Mientras los consumidores presentan requerimientos ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

(TDLC), para que indague sobre el eventual exceso de rentabilidades de Metrogas, el gobierno aún no define los pasos a

seguir. En Europa, donde acompaña en la gira a la Presidenta Michelle Bachelet, el ministro de Energía, Máximo

Pacheco, aseguró que “no hemos tomado ninguna decisión todavía”, tras ser consultado por las acciones que se

adoptarán luego de conocido el informe de la Comisión Nacional de Energía, que reveló que la empresa Metrogas

excedió el límite de rentabilidad en los años 2012-2013. “La decisión la tomaremos a la vuelta en Santiago, espero poder

reunirme con los abogados y con los equipos técnicos que están preparando ese caso”, dijo el secretario de Estado, quien

detalló que “faltan algunos análisis técnicos que están preparando los equipos del ministerio”. Trascendió, sin embargo,

que el gobierno podría recurrir a la Fiscalía Nacional Económica (FNE). En tanto, la Corporación Nacional de

Consumidores y Usuarios (Conadecus) presentó ayer tres requerimientos ante el TDLC, para que se pronuncie sobre la

eventual existencia de un monopolio y de una relación horizontal en el negocio del gas natural por red. Asimismo, pidió

que el órgano se refiera a la venta de CGE a Gas Natural Fenosa, considerando que la primera de estas firmas es la

mayor accionista de Metrogas y, finalmente, solicitó que se ordene al Ministerio de Energía iniciar un proceso tarifario.

Cabe constatar que esta última petición también fue presentada ante el TDLC por la Asociación Chilena de

Municipalidades (AChM), a través de una acción judicial.

1.60.- Ministro Pacheco: Decisión sobre demandar o no a Metrogas será tomada en dos semanas (Fuente: Emol,

27.10.14): El ministro de Energía, Máximo Pacheco, informó este lunes que la decisión de presentar una demanda ante

el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TLDC) en contra de Metrogas por el exceso de seis puntos

porcentuales que tuvo en el límite de rentabilidad permitido por la ley, sería adoptada en dos semanas más. En medio del

recibimiento de la Presidenta Michelle Bachelet en la Puerta de Brandenburgo por parte del alcalde de Berlín, Klaus

Wowereit, el secretario de Estado se refirió al tema y señaló que desde su cartera "no hemos tomado ninguna decisión

todavía, esa decisión la vamos a tomar de aquí a dos semanas". "Vamos a estar en Madrid y a la vuelta en Santiago

espero poder reunirme con los abogados y con los equipos técnicos que están preparando ese caso", agregó. Consultado

sobre qué es lo que necesita saber el Ejecutivo para adoptar una definición al respecto, Pacheco indicó que "estamos

esperando algunos análisis técnicos que están preparando los equipos del ministerio". La elaboración de dicha

información ha estado ha cargo de reconocidos expertos en libre competencia, como Nicole Nehme, del estudio Ferrada

Nehme; Javier Velozo, de Aninat, Schwencke y Cia, Andrea Butelmann y Juan Pablo Montero. Tanto Velozo como

Butelmann fueron ministros titulares del TDLC y Montero es un académico ampliamente reconocido. En tanto, desde

Metrogas han conformado su defensa con el equipo jurídico del agente de Chile ante la Corte Internacional de Justicia

de La Haya por la demanda boliviana, Felipe Bulnes, y el estudio Avendaño Merino, donde lidera el tema José Miguel

Gana, abogado de Cruz Verde en el caso Farmacias. Ellos se suman a los demás asesores de la firma, como es el Centro

de Libre Competencia de la Universidad Católica -donde es miembro Rodrigo Álvarez, ex ministro de Energía-, la

consultora Systep, con Hugh Rudnick a la cabeza, y EY (ex Ernst & Young).

1.61.- Municipios Presentan Acción en TDLC Por Exceso de Rentabilidad de Metrogas (Fuente: Estrategia,

28.10.14): A las oficinas del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, en pleno centro de Santiago, llegó el

presidente de la Asociación Chilena de Municipalidades (AChM), el alcalde de Maipú, Christian Vittori, para presentar

una acción judicial para que el Ministerio de Energía fije las tarifas de gas natural por redes por los excesos de

rentabilidad durante 2012 y 2013. En conocimiento del Chequeo de Rentabilidad que dio a conocer la CNE el pasado 15

de octubre, la AchM decidió ir al TDLC para que el Gobierno agilice su definición de qué acciones adoptará con

Metrogas, pues el informe es “contundente”. “Lo que busca este recurso es que, existiendo los antecedentes que lo

respaldan, el Tribunal de la Libre Competencia solicite formalmente al Ministerio de Energía la regulación tarifaria.

Creemos que los antecedentes son bastante contundentes”, sentenció Vittori. Puntualizó que “esperar más tiempo del

que se ha dado no tienen ningún sentido y por lo tanto este procedimiento tiene que comenzar como una forma para

establecer esas confianzas”. Sin embargo, desde Alemania el ministro de Energía, Máximo Pacheco, reiteró a la prensa

que las acciones a seguir aún están siendo evaluadas, por lo que no existen definiciones al respecto de cuándo y cómo

enfrentar el exceso de rentabilidad de Metrogas. "No hemos tomado ninguna decisión todavía, esa decisión la vamos a

tomar de aquí a dos semanas", indicó. A su vez, al ser consultado sobre qué es lo que necesita saber el Ejecutivo para

actuar, respondió que "estamos esperando algunos análisis técnicos que están preparando los equipos del ministerio".

Mientras el Gobierno ha aptado por tomar cautela en su definición, al esperar los planteamientos de sus asesores, y la

Asociación de Distribuidoras de Gas Natural (AGN) ya cuente con diferentes abogados para estudiar cómo enfrentar su

defensa; la AChM se acudió al TDLC. Al respecto Vittori advirtió que “no hay más plazo que esperar, porque

encontramos con esos antecedentes (chequeo de rentabilidad) el TDLC debe tomarlos para iniciar desde ya el proceso de

corrección de las tarifas. Y eso es lo que no se ha hecho hasta ahora”. Fuentes cercanas al proceso explicaron que el

Gobierno no adelantará sus decisiones y que sería la próxima semana cuando existan novedades sobre el llamado Caso


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Metrogas, pues el ministro Pacheco se encuentra de gira con la Presidenta Michelle Bachelet en Europa, especialmente

en Alemania y España.

1.62.- Conadecus pide a TDLC poner condiciones a adquisición de CGE por Gas Natural Fenosa (Fuente: Diario

Financiero, 28.10.14): a adquisición de CGE por parte de la catalana Gas Natural Fenosa (GNF), podría enfrentar una

demora si el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) acoge a tramitación una consulta presentada ayer por

la asociación de consumidores, Conadecus. En un escrito presentado ayer, la entidad solicitó al tribunal revisar las

condiciones del acuerdo, por los posibles efectos que esta operación, valorada en unos US$ 3.300 millones, tendría sobre

la competencia. Hernán Calderón, presidente de Conadecus, explicó que GNF es un importante productor y distribuidor

de gas natural a nivel mundial, y su llegada al mercado chileno, a través de esta compra, podría afectar a la industria la

que, a su juicio, ya se está altamente concentrada. En el escrito, que al cierre de ésta edición aún no había sido admitido

por el TDLC, la organización de consumidores pide establecer condiciones a la operación, tal como sucedió en su

momento con la fusión de LAN y TAM. La Conadecus trabajó la consulta junto con el estudio Bravo, ligado al abogado

Mario Bravo, mientras que el informe económico en que se sustentan sus argumentos fue realizado por el economista y

ex integrante de la Fiscalía Nacional Económica (FNE) Gonzalo Escobar. Calderón señaló que Conadecus también está

preocupado por las relaciones de propiedad que existen en la industria del gas, donde existen cruces entre las principales

empresas del rubro. En este sentido, el documento ingresado al TDLC también pide aplicar una serie de normativas para

lograr la desintegración, tanto vertical como horizontal, de la industria de gas natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Gasco, filial de la eléctrica CGE, es propietaria del 51% de Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural y de ciudad

por redes del país, con unos 500 mil clientes y también participa del terminal de regasificación de GNL de Quintero, en

conjunto con Enap, Endesa y la española Enagás. Asimismo, otro accionista relevante de Metrogas es Empresas Copec,

ligada al grupo Angelini, que tiene un 40% de la propiedad y a su vez es dueña de Abastible, que compite con Gasco en

el negocio de GLP. El grupo Yaconi Santa Cruz, dueños de Lipigas, el mayor actor en el segmento de GLP del país,

también participa de la propiedad de Metrogas, a través de la sociedad Trigas. "Lo que queremos es que el TDLC

desintegre la industria del gas. Terminar con la integración vertical y horizontal", dijo Calderón. La consulta también

apunta a regular los denominados servicios accesorios y complementarios en la distribución de gas por redes, entre ellos

las conversiones, que han estado en el ojo de la discusión entre la autoridad y Metrogas en las últimas semanas debido a

los resultados del chequeo de rentabilidad realizado por la CNE. Las conversiones representan el 36% de los activos de

Metrogas y están valoradas en unos US$ 660 millones. La acción de Conadecus, junto a la solicitud presentada ayer

también ante el TDLC por el alcalde de Maipú, Christian Vittori, podría obligar al Ministerio de Energía a acelerar la

definición de su estrategia legal para regular las tarifas de Metrogas. Ambos solicitaron esta medida al tribunal, la que de

ser aceptada, presionaría al ministro Pacheco a tomar una definición respecto del mecanismo que llevarán adelante en

este tema. Vittori señaló que además buscarán compensaciones a los clientes por los cobros excesivos. Ayer, Pacheco

ratificó desde Alemania que la autoridad anunciará en dos semanas el camino que tomará el gobierno. "Estos

antecedentes son suficientes para que el TDLC le pida al ministerio regular las tarifas. No tiene ningún sentido esperar

más tiempo", dijo el edil de Maipú. El gobierno está siendo asesorado por los abogados y expertos en libre competencia

Nicole Nehme, Javier Velozo, Andrea Butelmann y Juan Pablo Montero. A dos semanas de que venza el plazo

propuesto por la catalana Gas Natural Fenosa (GNF) para concretar la adquisición de la CGE, las familias controladoras

comenzaron a mover sus fichas para participar de la operación. Ayer, y a través de una serie de movimientos en la Bolsa

de Comercio de Santiago, integrantes de las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer, pusieron en custodia sus acciones

ante la corredora Banchile con el propósito de participar de la OPA por unos US$ 3.300 millones que lanzó la catalana a

mediados de octubre, y por la cual busca hacerse del 100% la propiedad de la eléctrica, que también participa del

negocio del gas a través de Gasco y Metrogas. Integrantes de las distintas ramas de las familias Pérez Cruz, Marín y

Hornauer acudirán a la operación con sus participaciones. Los tres grupos controlan de manera directa el 54,97% de la

propiedad, y tienen en conjunto otro 11,26% a través de Indiver. La venta de las acciones a GNF le reportaría a las

familias unos US$ 2.186 millones. La aceptación de la oferta por parte de otros accionistas minoritarios relevantes aún

es un misterio. Este es el caso de los canalistas del Maipo (6,81% de la propiedad), los que deberán decidir en junta de

accionistas si acuden a la operación. Su participación está valorada en US$ 288 millones. Fuentes conocedoras del

proceso señalan que hay un alto interés de los accionistas por acudir a la oferta lanzada por la catalana, y estiman que la

aceptación estaría en torno al 90%. La semana pasada, la superintendencia de Valores y Seguros (SVS) ofició a GNF

para que realizara modificaciones a la oferta, solicitándole identificar a sus principales controladores, modificar el precio

estimado para las acciones con que se calculó el premio que pagarán a los accionistas, y aclarar si tiene la intención de

mantener a CGE como una sociedad anónima abierta. Esto último fue confirmado por la firma catalana al regulador.

1.63.- Metrogas: eficiencia versus nueva mediocridad (Fuente: La Tercera, 29.10.14): Las utilidades que genera

Metrogas causaron revuelo la semana pasada. Según antecedentes de la Comisión Nacional de Energía, Metrogas no

debería tener una rentabilidad superior al 6%. De esta manera, se entiende que se le permite a estas empresas rentar 6%


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sobre el capital empleado. Esto provoca trastornos que van en desmedro de la eficiencia de las operaciones, exacerbando

la herencia de empresas estatales o monopólicas. El cuestionamiento que surge es para qué elevar la eficiencia si el

aparato estatal me va a sancionar por ello. Hay mecanismos de fácil implementación a la hora de mantener la

rentabilidad en niveles que a la autoridad -y a la ciudadanía- le agraden: aumentar salarios de ejecutivos, invertir en

proyectos no rentables, generar compras de activos caros, contratar servicios innecesarios, etc. La creatividad no tiene

límites. Pero todo indica que Metrogas no accedió a la alternativa de la operación ineficiente. Entonces, ¿cuál es la

importancia para los consumidores de que empresas de servicios tengan mucha o poca utilidad? Creo que no debería ser

mayor a que la empresa preste el servicio con calidad y que el precio que se paga por éste sea competitivo. En este

escenario, palabras como lucro, utilidad o rentabilidad están desprestigiadas y pareciera ser mejor no utilizarlas. Da la

impresión de que el nuevo ciudadano no es partidario de que se genere el excedente empresarial. Metrogas se presenta

como una empresa eficiente que ha sido acreedora durante varios años del Premio Nacional de Satisfacción de

Consumidores, razón de la calidad que imponen en sus procesos. Si se ha violado alguna regulación en cuanto a límite

de rentabilidad, la actitud más rentable para todos es cambiar la regulación para motivar la eficiencia empresarial y no

condenar al “mateo del curso”.

1.64.- Distribución de gas natural (Fuente: Artículo María Isabel González, La Tercera, 30.10.14): El mercado del gas

natural en Chile ha estado mínimamente regulado. La historia es larga y me correspondió participar activamente en sus

primeras etapas, cuando durante el gobierno del Presidente Frei se introdujo este combustible en el país, gracias a un

acuerdo con el gobierno argentino de esos años. En esa época, en el interés por desarrollar rápidamente las inversiones,

dada la conveniencia tanto económica como ambiental para el país, se optó por otorgar a las empresas distribuidoras -

aquellas que instalan y operan las redes de gasoductos de distribución dentro de las ciudades- libertad para fijar sus

tarifas, existiendo el compromiso de parte de éstas de mantenerlas por debajo de los sustitutos, esto es, del gas licuado

(derivado del petróleo que se distribuye en balones) para los consumos residenciales y del diésel en el caso de consumos

industriales. Esto último no se ha cumplido desde hace un tiempo, particularmente los precios aplicables a los consumos

residenciales más bajos, que es de suponer que corresponden a los sectores de menores ingresos. En el tiempo en que se

fijó la regla del sustituto, el precio de los combustibles era radicalmente distinto al actual. El precio del petróleo era de

US$ 20 por barril, hoy es cinco veces más caro. Así, el precio de venta del gas licuado a los consumidores residenciales

superaba al costo de importación de gas natural en unos US$ 14 por unidad de energía. Hoy, esa diferencia supera los

US$ 30. Además, se estableció la posibilidad de fijar precios en caso de que la rentabilidad superase determinados

umbrales, lo que debía ser periódicamente chequeado por la autoridad y en caso de detectarse excesos procedería una

fijación tarifaria. Lamentablemente, no existen antecedentes públicos de que el chequeo de rentabilidad se haya

efectuado en los últimos años. Sin embargo, sí existen antecedentes de los precios a los que compran el gas natural las

empresas distribuidoras y a los que venden y, por tanto, de sus márgenes operacionales. De este análisis se puede

constatar que el precio de venta a usuarios residenciales de más bajo consumo es más de cuatro veces del costo de

importación. Cabe aclarar que la industria del gas natural licuado consta de una amplia cadena de actividades: la

producción, que conlleva su extracción desde profundidades por sobre los 2.000 metros; la licuefacción, que consiste en

comprimirlo a altas presiones hasta llevarlo a estado líquido; el transporte en barcos especiales a temperaturas de menos

160 grados Celsius; la recepción en terminales especiales, como el de Quintero, donde se regasifica, y finalmente la

distribución a través de las redes de gasoductos existentes. Los registros de aduanas de 2013 indican que hasta llegar a

Quintero, todos los involucrados en el negocio, desde quien lo produjo hasta quien lo transportó, recibieron del orden de

US$ 7 por unidad de energía. Con todo, los usuarios residenciales pagaron en promedio, durante el mismo año, US$ 32

por unidad de energía. Así las cosas, pareciera que hay algo que no cuadra y con toda razón el ministro Pacheco ha

señalado la necesidad de establecer una mayor regulación para esta industria.

1.65.- Asociación solicita que se exhiban públicamente estudios de rentabilidad de Metrogas (Fuente: La Tercera,

30.10.14): Bankus Asociación de Consumidores informó que presentó una medida prejudicial probatoria contra el

ministro de Energía, Máximo Pacheco, y Metrogas, para que la Justicia los obligue a exhibir públicamente los estudios

de rentabilidad de la distribuidora de gas desde el 2012 en adelante. Agregó que dichos estudios serán parte de la

demanda colectiva que presentarán contra Metrogas en línea con la Ley de Protección de los Derechos de los

Consumidores y a la Ley de Servicios del Gas.

1.66.- TDLC da inicio a proceso tarifario para Metrogas (Fuente: El Mercurio, 31.10.14): El Tribunal de Defensa

de la Libre Competencia (TDLC) acogió ayer la solicitud presentada por el alcalde de Maipú, Christian Vittori, para

iniciar un procedimiento tarifario respecto de Metrogas. Eso, luego de que un informe encargado por el gobierno

constatara que la compañía -controlada por Gasco (de CGE), con Copec (grupo Angelini) y Trigas (grupo Yaconi-Santa

Cruz) como socios minoritarios-, excedía el límite de rentabilidad de 11% definido por ley. “De inicio al procedimiento

contemplado en el artículo 31° del D.L. N° 211, respecto de las tarifas del suministro de gas y servicios afines en las


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zonas de concesión en que opera Metrogas, conforme con el artículo 31 del D.F.L. Nº 323, de 1931, Ley de Servicios de

Gas”, dice la resolución. Este último artículo indica que el TDLC podrá emitir una resolución al Ministerio de Energía

solicitando la fijación tarifaria en caso de que se demuestre que una empresa concesionaria para el servicio de

distribución de gas, obtiene una tasa de rentabilidad superior a lo permitido. Expertos en libre competencia comentaron

que dicho proceso puede demorar como mínimo tres o cuatro meses, ya que es bastante probable que se le soliciten a la

Fiscalía Nacional Económica (FNE) informes sobre el tema. Adicionalmente, comentaron que al gobierno no le quedará

otro camino que acudir al TDLC, y que la empresa también deberá presentar sus informes, en los que muestra dos

escenarios: uno en el que se pasa del límite de rentabilidad y otro en el que no lo hace. Conadecus también había

presentado un requerimiento ante el TDLC que fue rechazado por considerarse que eran temas que debían ser abordados

por la FNE.

Carbón

1.67.- ¿Independencia energética? El rol que toma el carbón en Chile (Fuente: Pulso, 20.10.14): Dos horas toma

llegar a Mina Invierno desde la capital regional, Punta Arenas. Pese a la lejanía y, por cierto, a las inclemencias del

clima, la conectividad y la calidad del camino son óptimas. Se trata de una zona inhóspita, prácticamente inhabitada -

apenas hay 30 estancias en toda la Isla Riesco- dedicada desde décadas a la ganadería. Ello explica que prácticamente

todos los bosques estén quemados, en una práctica que se hacía a menudo a comienzos del siglo pasado para despejar

terreno para el pastoreo, y que incluso era alentada desde la autoridad central. Pese a lo alejado, el tránsito de vehículos

y el movimiento en general que se observa es cada vez más fuerte, situación en la que mucho tiene que ver la instalación

de Mina Invierno -ex Minera Isla Riesco, ligada a las empresas Copec y Ultramar- que revivió una práctica antigua en la

zona y que se inició a fines del siglo XIX: la explotación de los yacimientos de carbón. Isla Riesco es la zona del país

con mayores reservas de este mineral, que en los últimos años ha multiplicado su demanda por el alza del petróleo. Chile

no ha estado ajeno a ello, lo que además se explica por la construcción de nuevas unidades tras la crisis del gas

argentino. Mientras en 2003 el carbón representaba el 9,1% de la producción de electricidad en el SIC, diez años

después su aporte había crecido al 33%. Esto, en detrimento de las generadoras hídricas, que bajaron del 65% al 38%.

En el norte el cambio por carbón ha sido aún más brusco, pasando del 26,7% en 2003 a 81,9% de participación una

década después. En ese contexto, revivir la explotación carbonífera de Isla Riesco se convirtió en una opción muy

atractiva. En 2007, el Estado decidió licitar terrenos en la zona, proceso que se adjudicó la Sociedad Isla Riesco, dejando

atrás a un competidor de peso: BHP Billiton. Pese a una fuerte oposición inicial, liderada por una familia de estancieros

vecinos al sector de la mina, hoy la empresa ha mejorado fuertemente sus niveles de percepción ciudadana en la región,

lo que miden continuamente a través de estudios de opinión. “En términos generales, casi el 65% de la comunidad de

Magallanes -según un estudio realizado por Adimark en agosto de este año- aprueba la operación de Mina Invierno y

cerca de un 23% la ve de forma neutral, lo que implica que el nivel de rechazo es muy bajo. Por supuesto esto es un gran

logro ya que indica que la comunidad valora los impactos positivos en generación de fuentes laborales y actividad

económica que ha beneficiado a la región, a la vez que es un reconocimiento al esfuerzo desarrollado por hacer una

minería sustentable y de mínimo impacto al medio ambiente”, señala el gerente general de Mina Invierno, Sebastián Gil.

Luego de invertir unos US$580 millones, Mina Invierno comenzó a operar el año pasado de manera silenciosa, enfocada

principalmente en el ámbito local, tras iniciar su construcción en 2010. Dada su magnitud, con su sola instalación se

dispararon los índices de producción regional, instalando a Magallanes como la región de mayor crecimiento en 2013

con un 15,3%. Magallanes fue, además, la única región que creció a una tasa de dos dígitos el año pasado. Este año

también lidera, con una expansión acumulada de 9,8%. A ello se suma la tasa de desocupación, una de las más bajas del

país con sólo 3,3%. A la producción minera se añadió un puerto, que permite que naves de gran tamaño provenientes de

Asia y otras más pequeñas que abastecen al mercado interno carguen directamente en la isla y que van directamente a las

instalaciones de E-CL, Guacolda y AES Gener, que son los principales clientes de la compañía. Incluso, Copec y

Ultramar proyectan abastecer el 30% de la demanda local de carbón desde Isla Riesco. La compañía producirá este año

del orden de 4 millones de toneladas de carbón. Y resuelta la gran mayoría de los focos de conflictividad, la compañía

hoy se enfoca en lograr números azules.

- ¿Cómo evalúan estos primeros meses de operación de la compañía?: Como toda compañía que inicia una operación

minera, tenemos múltiples desafíos que son propios de la etapa de puesta en marcha, debiendo concentrarnos en

realizar todos los ajustes necesarios en los procesos productivos. De todos modos, estamos contentos con el

desempeño de la compañía en nuestro primer año de producción: Durante el año 2013 pudimos vender 2,4 millones

de toneladas de carbón, de las cuales un 40% estuvieron destinadas al mercado nacional y un 60% a la exportación.

Entre los destinos de exportación destacan países como Holanda, España e Inglaterra, además del mercado asiático.

Este año esperamos que los volúmenes de producción estén en torno a 4 millones de toneladas, y que la venta en el

mercado nacional aumente a cerca del 50% de ese volumen. En el contexto económico, hoy Mina Invierno enfrenta

un escenario de precios bajos, en parte porque la demanda por carbón se ha visto afectada por el estancamiento


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económico en Europa y la desaceleración en Asia, a lo que se suma que en Estados Unidos han surgido alternativas

energéticas como el shale gas. Hoy la compañía está completamente enfocada en fortalecer la operación, con el fin

de lograr mayores niveles de eficiencia que nos permitan estar en el primer cuartil de los productores de más bajos

costos de producción, así como en capturar una mayor participación de la demanda que genera el mercado nacional.

- ¿Cuáles son sus primeros clientes?: Nuestros primeros clientes en Chile son AES Gener, Guacolda y E-CL, es decir,

los principales productores termoeléctricos nacionales ya conocen y utilizan carbón chileno procedente de Mina

Invierno. En el mercado internacional y en particular en Europa tenemos clientes de muy alto nivel, como EDF, GDF

Suez y Endesa España, lo que nuevamente confirma el atractivo y calidad del carbón de Magallanes.

- ¿Es un foco Chile?, ¿cuáles son las ventajas de colocar la producción de carbón en el país?. ¿Es posible pensar en

que Chile pueda abastecerse de carbón en el largo plazo?: Mina Invierno tiene una capacidad de producción que

permite sustituir hasta un 30% del carbón que Chile actualmente importa. Siendo un productor de carbón de bajo

costo, sin duda que nuestro objetivo es maximizar la colocación de nuestra producción en el mercado nacional,

contribuyendo con ello a aumentar la independencia energética del país, haciendo uso de un importante recurso

energético existente en la Región de Magallanes. Chile necesita con urgencia desarrollar nuevas fuentes propias de

energía, tal como ha quedado establecido en la agenda energética nacional, que nos permitan diversificar la matriz y

avanzar en independencia energética. En ese sentido, el carbón de Magallanes es una gran oportunidad para nuestro

país. Es importante mencionar que Mina Invierno no incrementa el consumo de carbón en Chile, sino que reemplaza

consumo importado, haciendo menos dependiente al país de proveedores externos.

- ¿Cuál ha sido el aporte de Mina Invierno a la producción regional?: En términos económicos, el aporte de Mina

Invierno a la región es importante, generando un mercado laboral más competitivo y con mejores oportunidades para

los trabajadores de la región, dado el alto grado de capacitación y especialización que tienen nuestros trabajadores,

quienes son en un 89% magallánicos. Adicionalmente, la actividad de la compañía genera un impacto positivo en la

economía nacional y en particular en la Región de Magallanes. En el aspecto de mitigación ambiental, Mina Invierno

en su diseño, considera medidas pioneras a nivel nacional entre las cuales destaca la generación de un área de

compensación integrada, la reforestación de 520 hectáreas y la revegetación de botaderos de forma progresiva y

paralela al desarrollo de la operación minera, una innovación única en el país. La maximización del relleno al interior

del rajo, denominado “Rajo móvil”, permite reducir las alturas y superficies de los botaderos, facilitando la

incorporación de estos volúmenes al entorno visual, al asimilarse a las alturas y volúmenes naturales del terreno

circundante. Este tipo de explotación es el mismo que se usa en otros países desarrollados en este tipo de minería,

tales como Estados Unidos, Australia, Alemania, España, entre otros.

- ¿Cuál es el potencial de crecimiento del yacimiento?: Hoy la compañía se encuentra recién en su segundo año de

operación. Seguimos trabajando el proceso de ramp-up, es decir, en el aumento de las tasas de producción, para

llegar desde los 4 millones de toneladas actuales a un ritmo de producción en torno a 6 millones de toneladas por

año. En ese sentido, nuestro desafío es hacerlo de la forma más eficiente posible con altos estándares de

sustentabilidad. El yacimiento Invierno tiene 73 millones de toneladas aprobadas ambientalmente y la compañía

cuenta con reservas totales de 250 millones. Hoy estamos enfocados en producir las reservas que tienen RCA, y

hacerlo de buena forma, preocupados que todas las áreas de la compañía funcionen a la perfección y tomen el ritmo

que necesitamos.

1.68.- Generación con carbón creció 365% en 10 años, mientras agua retrocedió 11% (Fuente: Pulso, 28.10.14): La

década del carbón. Así podría definirse el modelo de expansión que ha predominado en el sistema eléctrico chileno,

tanto en el SING como en el SIC, a partir de 2004. De acuerdo con antecedentes de los CDEC-SIC y CDEC-SING y de

la CNE, la producción con este combustible pasó de representar el 15% de la generación en el país en 2003 al 46%,

pasando de 6.780 GWh a 31 mil GWh el año pasado. Parte importante de esta expansión corresponde a terreno ganado a

la hidroelectricidad, que en igual período retrocedió 11%, bajando del 48,5% de peso en ambos sistemas al 28,6%. Son

tres los factores que inciden. En primer lugar la sequía, pues 2013, el último año con producción completa comparable,

fue un año seco, mientras que 2003 fue un año de hidrología normal. Sin embargo, la sequía no es lo único. Tras la crisis

del gas argentino, desatada entre 2006 y 2008, las generadoras recurrieron -principalmente en el SIC- al carbón para

reemplazar la capacidad de base que, por entonces, se quedaba sin abastecimiento. Ello explica que en el Norte Grande

este energético pasara de representar el 28% de la producción de energía en 2003 al 80% diez años después. Un tercer

elemento es el congelamiento de inversiones en centrales hidroeléctricas de gran tamaño. Tras Ralco, inaugurada en

2004, recién este año se inauguró la central Angostura, de Colbún, que alcanza una capacidad instalada de 316 MW.

Este panorama podría variar en los próximos años, una vez que finalicen las obras de las centrales Alfalfal II y Las

Lajas, que componen el complejo hidroeléctrico Alto Maipo (AES Gener) y Los Cóndores, de Endesa Chile, que

aportarán 531 MW y 150 MW, respectivamente. A ellas podría añadirse la central San Pedro, cuyas obras fueron

congeladas por Colbún en 2011 y que podrían retomarse pronto.


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Petróleo

1.69.- Venezuela dice que mercado petrolero entró en “guerra de precios” (Fuente: Reuters, 16.10.14): “Esta

situación no conviene a nadie, ni a los productores, ni a los consumidores”, dijo Del Pino en la isla venezolana de

Margarita, durante la inauguración de una conferencia sobre crudo pesado. “Entramos en una guerra de precios”. El

petróleo Brent cerró el martes a 84 dólares por barril, tras registrar la mayor caída diaria en más de tres años, en

momentos en que un débil crecimiento económico mundial reduce la demanda de combustible. Venezuela dijo la

semana pasada que solicitaría una reunión extraordinaria de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)

para tomar medidas ante la baja del crudo. Es la primera vez que un miembro del grupo llama a una reunión

extraordinaria desde que empezó el reciente descenso de los precios del barril de crudo, sin embargo, la convocatoria no

ha tenido respaldo.

1.70.- Petróleo bajó a US$80,52 luego de incremento de reservas en Estados Unidos (Fuente: Andina, 23.10.14): El

precio del petróleo de Texas bajó 1,97 dólares al cierre de la sesión de miércoles, luego de conocerse que las reservas de

crudo en Estados Unidos subieron la semana pasada más de lo proyectado por los especialistas. Al culminar la sesión en

la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), el contrato de Petróleo Intermedio de Texas (WTI) para entrega en

diciembre bajó 2,38 por ciento y cerró en 80,52 dólares el barril. El barril de crudo Brent para entrega en diciembre cerró

en el mercado de futuros de Londres en 84,71 dólares, 1,75 por ciento menos en relación al término de la sesión anterior.

El crudo de referencia de Estados Unidos cayó en una jornada en la que el Departamento de Energía informó sobre el

incremento en los inventarios de petróleo, reflejado en reservas que alcanzaron los 7.1 millones de barriles (1,9 por

ciento) y se situaron en poco más de 377 millones de barriles. Por otro lado, los contratos de gasolina para entrega en

noviembre bajaron seis centavos y cerraron en 2.15 dólares el galón; mientras que los de gasóleo para calefacción

retrocedieron cuatro centavos terminando en 2.47 dólares, y los de gas natural, bajaron seis centavos y culminaron en

3.65 dólares por cada 1,000 pies cúbicos.

1.71.- La caída en los precios del petróleo amenaza el auge energético en EE.UU. (Fuente: El Mercurio, 28.10.14):

Los precios de la gasolina han caído por debajo de US$ 3 el galón (3,8 litros) en la mayoría de las estaciones de servicio

de Estados Unidos, lo que constituye un bienvenido impulso para los consumidores y los minoristas del país de cara a la

temporada de fin de año. La caída de los precios del petróleo, no obstante, tiene una consecuencia más nefasta: amenaza

con frenar el auge energético y golpear la economía. La economía estadounidense, la más grande del mundo, ganará más

de lo que perderá con un petróleo más barato, al menos en los niveles actuales. Pero el descenso más reciente está dando

paso a un debate entre los economistas sobre hasta qué punto la caída de los precios presionará a los productores del

país, un reflejo del gran alcance que ha generado el resurgimiento del sector energético estadounidense. El alza en los

precios del crudo impulsó el auge energético al hacer más factibles económicamente las técnicas de perforación

costosas, como la fracturación hidráulica. Ahora, los estados ricos en petróleo podrían crear menos empleos y las

ganancias de los productores se pueden derrumbar. Los inversionistas, por su parte, ya se están retirando de uno de los

sectores más candentes de la expansión. “Crea ganadores y perdedores”, dice David Rosenberg, economista jefe de

Gluskin Sheff & Associates, una firma de gestión de fondos. “Pero con o sin una revolución del combustible de esquisto,

la economía de EE.UU. sale ganando”. Los precios del petróleo, que han caído 25% desde mediados de junio, llegaron a

ubicarse el lunes por debajo de US$ 80 el barril antes de repuntar y cerrar en US$ 81 el barril en la Bolsa Mercantil de

Nueva York. El movimiento fue causado por la reducción en las proyecciones de Goldman Sachs para el primer

trimestre de 2015 a US$ 75 el barril para el crudo de referencia en EE.UU. Los precios llegaron a subir a US$ 103,66

por barril en junio, cuando la agitación en Medio Oriente sacudió los mercados, que temían una interrupción del

suministro. El declive en los precios se produce después del “período más prolongado de precios altos en la historia de

EE.UU.”, resalta James Williams, economista de energía en Londres, Arkansas. Esos precios más altos impulsaron un

auge en la producción estadounidense de crudo, la cual ha aumentado más de 50% desde 2010. La industria de

extracción de petróleo y gas representa 1,7% del Producto Interno Bruto de EE.UU., lo cual es apenas medio punto

porcentual más que el promedio desde 1976, según los cálculos de los economistas de J.P. Morgan. “A menos de que los

precios se reviertan, vamos a ver un impacto significativo en lo que ha sido el sector de mayor crecimiento en los

últimos cuatro años”, añadió Williams. Siempre y cuando los precios del petróleo permanezcan en o por encima de US$

80 el barril, la producción es rentable para todos, excepto 4% de los yacimientos en EE.UU., estima la Agencia

Internacional de Energía. Los analistas coinciden en que la producción se desacelerará si los precios descienden por

debajo de US$ 75 el barril. “Por ahora, seguimos a toda marcha”, dijo hace unas semanas Martin Craighead, presidente

ejecutivo de Baker Hughes Inc., una empresa de servicios en yacimientos petroleros. “Si vemos un barril a US$75 en la

época navideña… entonces creo que las conversaciones con los clientes serán diferentes”. Los inversionistas también

podrían reconsiderar su apetito por la deuda emitida por las empresas de perforación y producción de crudo. “Había un

exceso de inversión que asumía que los precios nunca caerían”, dijo Philip Verleger, economista energético en


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Colorado. Una pregunta que persiste es qué significa el abaratamiento de los precios para los estados que se han

beneficiado del auge energético: Texas, Oklahoma y Dakota del Norte. “Si el tren se descarrila, las economías de estos

estados van a sufrir”, dice Ken Medlock, profesor del Instituto de Energía Baker de la Universidad de Rice. Esto podría

repercutir en los mercados inmobiliario y laboral. Aunque la industria energética ha sumado apenas 60 mil empleos

desde 2010, una fracción de los nueve millones de las plazas añadidas en la economía estadounidense, ha sido una

fuente de empleo muy bien remunerado. Cuando las empresas necesitan controlar los costos, “una de las cosas que dejan

de hacer es pagarle a los soldadores sueldos de US$ 100 mil al año”, manifiesta Verleger. Las empresas de transporte,

agricultura y manufacturas se benefician de mejores márgenes de ganancias a medida que bajan los costos. Las

reducciones en los precios del combustible son “una oportunidad gigantesca en el futuro”, dijo hace unas semanas a

inversionistas Richard Anderson, presidente ejecutivo de Delta Air Lines Inc. La caída de los precios ha reducido los

costos de la aerolínea en cerca de US$ 1.000 millones en las últimas semanas, informó. Los mayores beneficiarios de los

precios más bajos son consumidores como Cindy Matson, quien perdió su empleo el año pasado y dudó antes de aceptar

su actual trabajo en un fabricante de baterías industriales, porque requería un viaje diario de 45 minutos desde su casa en

New Florence, Pensilvania. Con la caída en los precios de la gasolina a cerca de US$ 4 el galón, “me llevó tiempo

decidir si quería gastar tanto dinero viajando”, cuenta. “Los precios de la gasolina facilitan un poco las cosas”. Una regla

de oro es que la caída de un centavo en los precios de la energía equivale a US$ 1.000 millones en consumo de los

hogares estadounidenses. “No ha habido una época, ni la habrá, en la que una reducción en los precios de la energía no

aumente el poder adquisitivo de los consumidores”, dice Rosenberg, de Gluskin Sheff.

1.72.- El petróleo barato pone en peligro la revolución mundial del „fracking‟ (Fuente: Diario Financiero, 30.10.14):

El petróleo ha perdido en apenas cuatro meses una cuarta parte de su valor. La cotización del petróleo se ha desplomado

un 25% desde junio, hasta marcar mínimos de los últimos cuatro años: el barril Brent, el de referencia en Europa, ha

llegado a caer este mes hasta los US$ 83, mientras que el West Texas, de referencia en EEUU, llegó a perder intradía el

soporte de los US$ 80. Los analistas coinciden, con carácter general, en que las causas del desplome de los precios del

crudo son una demanda que ya no crece al ritmo esperado por el temor a una tercera recesión en Europa y del

enfriamiento de la economía china; una escenario de sobreoferta por el aumento de la producción de petróleo no

convencional en Estados Unidos (que a la vez le permite reducir sus importaciones), y por la constatación de que la

inestabilidad tanto en Oriente Medio como en el Norte de África no se está traduciendo en una menor producción. Más

allá de las explicaciones más macroeconómicas, tras la subida parece estar la mano de Arabia Saudí, el mayor productor

mundial de crudo. Riad ha reconocido en conversaciones con inversores no tener interés en que se recupere la cotización

y que se siente cómodo con un contexto de petróleo barato que se alargue uno o dos años. Un escenario con el que

Arabia podría castigar a sus rivales geopolíticos (Irán, Irak, Siria... y también Rusia, por su apoyo al régimen sirio) y

también económicos (Estados Unidos y su creciente protagonismo en el mercado mundial petrolero por el boom de

hidrocarburos no convencionales en que se ha instalado). El propio presidente de la OPEP, Abdalla Salem el-Badri,

reconoció ayer en una conferencia en Londres que el actual contexto no tiene por qué generar situaciones de pánico y

que la producción del cártel se mantendrá más o menos en los niveles actuales también el próximo año. A pesar de que

algunos países de la OPEP (con Venezuela a la cabeza) han reclamado rebajar la producción para conseguir que

remonten los precios, Arabia no tiene ninguna prisa, con el objetivo de poner en jaque a sus rivales y así recuperar cuota

de mercado -en especial en Asia-, aunque sea a costa de sacrificar parte de sus ingresos por exportaciones a corto plazo.

Este posible escenario de precios moderados durante uno o dos años que pone en serios aprietos a las que se habían

convertido en dos revoluciones paralelas en el sector petrolero global. Todos los analistas prevén que Estados Unidos y

Brasil hagan sombra durante unos años a las potencias de la OPEP. Las estimaciones de la Agencia Internacional de la

Energía (AIE) apuntaban a que Estados Unidos se convertirá en 2015 en el mayor productor mundial de crudo gracias al

boom de los hidrocarburos no convencionales (shale oil) y que Brasil podría ser ya exportador también el próximo año

gracias a la explotación de sus yacimientos en aguas ultraprofundas. Pero el petróleo barato pone en duda la rentabilidad

de parte de los proyectos de petróleo de esquisto en EEUU y de las explotaciones presal de Brasil. "Las consecuencias

geopolíticas y geoeconómicas [de la caída del precio del petróleo] pueden ser importantes", sostiene Gonzalo Escribano,

director del Programa de Energía del Real Instituto Elcano, en un artículo publicado en EXPANSIÓN en Orbyt. Un

crudo barato puede "acotar la expansión del fenómeno del petróleo no convencional: aunque una parte importante de la

producción estadounidense ya es viable por debajo de esos precios, en ocasiones hasta una franja discutida de 50-70

dólares, los campos menos rentables no", sentencia. La extracción de un barril de petróleo convencional en Arabia Saudí

tiene un costo de entre apenas cuatro y seis dólares, mientras que utilizando la fracturación hidráulica (el polémico

fracking) en Estados Unidos cuesta de media entre 50 y 70 dólares, según estimaciones de diferentes consultoras. Según

diferentes casas de análisis, algunos campos de petróleo no convencional norteamericanos pueden ser rentables si el

precio del barril se encuentra apenas por encima de los 50 dólares, gran parte necesitan que esté por encima de los 75-80

dólares y algunos incluso requieren una cotización más allá de los 100 dólares para alcanzar el equilibrio financiero. En

el actual contexto de caída de precios, parte de los proyectos de shale oil están en un serio riesgo y la posibilidad de


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captar inversiones para nuevos proyectos se reduce. La utilización del fracking (una técnica que implica inyectar en la

tierra a alta presión agua con una mezcla química para romper la roca y liberar petróleo o gas atrapado en ella) requiere

que la perforación sea continua. Con esta tecnología se necesita abrir permanentemente nuevos pozos para mantener la

producción, dado que un pozo de explotación no convencional reduce su producción entre un 50 y un 70% en su primer

año, mientras que uno convencional pierde poco más del 50% en dos años. Y perforar de manera continua implica,

claro, invertir permanentemente. Según reconoció ayer el presidente de la OPEP, con el petróleo "al precio actual, el

50% del petróleo no convencional estará fuera del mercado".

1.73.- OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015 (Fuente: América Economía,

30.10.14): Es poco probable que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cambie mucho en relación

con su producción el próximo año y “no hay por qué entrar en pánico” por la baja en el precio, dijo este miércoles en

Londres, el secretario general de la OPEP, Abdallah El-Badri. Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, El-

Badri dijo que “no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el

mercado”. El nivel de producción esperada para este año de la OPEP es de 30 millones de barriles diarios. “No vemos

grandes cambios en los puntos fundamentales. La demanda sigue creciendo, la oferta también está creciendo. La OPEP

está revisando la situación. Lo más importante es que no debemos entrar en pánico. Lamentablemente, todo mundo está

entrando en pánico. Realmente tenemos que sentarnos a pensar y ver cómo se desarrollará esto”. El lunes, el crudo ligero

y dulce para entrega en diciembre bajó para ubicarse por debajo de los US$80 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva

York, en relación con los más de US$107 el barril del 20 de junio. El crudo Brent para diciembre descendió a menos de

US$86 el mismo día, cerca de 25% más bajo que su nivel más alto de hace cuatro meses. Los 12 Estados miembros de la

OPEP producen cerca del 40% del petróleo del mundo. El club de productores petroleros se reunirá el 27 de noviembre

en Viena para analizar su objetivo de producción. “No vemos un panorama claro sobre el rumbo que el precio tomará,

incluso en noviembre”, dijo El-Badri.

Nuclear

Otras Energías Renovables No Convencionales

1.74.- Sernageomin destaca que el potencial geotérmico de Chile es de 16.000 MW (Fuente: Revista Electricidad,

15.10.14): Chile tiene un potencial técnico de 16.000 MW en energía proveniente de la geotermia, siendo un recurso casi

inextinguible, señala a Revista Electricidad, Juan Rojas, jefe de la Unidad de Recursos Energéticos del Servicio

Nacional de Geología y Minería de Chile (Sernageomin), quien participará en el seminario “Geotermia Energía de la

Tierra ¿Qué pasa en el fondo?”, que se realizará el 24 de octubre en el ex Congreso Nacional de Santiago. El evento es

organizado por la Agencia Italiana para el Comercio Exterior (ICE) en colaboración con Asociación Chilena de Energías

Renovables (Acera) y tiene por objetivo dar a conocer la experiencia italiana en la explotación de este recurso, además

de ver los beneficios de la geotermia en Chile y las posibilidades de desarrollar proyectos de este tipo. Según Rojas,

dentro del país, “al 31 de diciembre de 2013, se encontraban vigentes 79 concesiones de exploración de geotermia, con

una superficie de 3 millones de hectáreas y con un compromiso de inversión de US$380 millones y 7 concesiones de

explotación con una superficie concesionada de 38.000 hectáreas y una inversión programada de US$1.160 millones.

“El 14% de las concesiones otorgadas tienen una duración menor a 2 años, el 35% entre 2 y 4 años en las cuales se han

perforado pozos de exploración de pequeño diámetro que no permiten pruebas de producción, finalmente el 51%

restante tiene una duración de 4 a 6 años, donde se han perforado pozos de exploración de diámetro pequeño y pozos de

diámetro comercial en los cuales, si la existencia del recurso ha sido comprobada, se pueden efectuar pruebas de

producción”, precisa Rojas. En cuanto a los beneficios de esta fuente energética, Rojas plantea que “la energía

geotérmica es idealmente idónea para operaciones continuas como una fuente estable de energía de carga base debido a

su alto factor de planta, sin importar el clima y otros fenómenos climáticos. Tal recurso ayuda a los servicios públicos a

planificar con más precisión la generación de energía con el fin de satisfacer su demanda de carga”.

1.75.- Proyectos solares en perspectiva (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): En los últimos meses, según

anunció el CDEC-SIC, el aporte de las ERNC al conjunto del sistema eléctrico (SIC y SING) se ha incrementado en un

27%, desde enero hasta julio de 2014. En este contexto, destaca la energía solar, fuente de generación que tuvo el mayor

incremento durante el periodo: pasó de 5,78 GWh en enero a 32,90 GWh en julio. Lo anterior representa un alza de

469%, en comparación con lo sucedido con la energía eólica (que aumentó un 37%) o la biomasa (que se incrementó en

un 6%). Según el último informe del Centro de Energías Renovables (CER), actualmente hay 487 MW de proyectos

solares en construcción, 17.000 MW ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y 6.100 MW con su

Resolución de Calificación Ambiental (RCA) ya aprobada. De estos, puntualizan desde la Asociación Chilena de

http://www.revistaei.cl/editorial/proyectos-solares-en-perspectiva/


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Energías Renovables (Acera), 300 MW podrían entrar antes de fin de año, considerando que en 2014 debieran ingresar

en total alrededor de 800 a 1.000 MW de ERNC. Asimismo, recientemente se han sumado voces que hablan de una

tendencia a la baja en los precios de los paneles así como de nuevos avances técnicos, sobre todo los que se refieren a las

tecnologías solares fotovoltaicas de multijunturas que, según detallan en la asociación gremial, duplican la eficiencia de

conversión de luz solar en electricidad. Otros especialistas han analizado, a su vez, que la implementación de ERNC

implica desarrollos adicionales en transmisión, y en costos de generación y coordinación, factores que debieran

contemplarse en la suma final. En este sentido, plantean mejorar los estudios y la información en orden a evaluar qué

estrategias seguir a las horas específicas en que esta fuente de energía no aporta al sistema, y cómo enfrentar los costos

marginales. Tomando en cuenta estos planteamientos, la Agenda de Energía, presentada este año por la Presidenta

Michelle Bachelet y el ministro Máximo Pacheco, ha propuesto específicamente avanzar en el desarrollo de un

programa de I+D en energía solar, haciéndose cargo de la tendencia detectada en el país y promoviendo instancias para

potenciarla en aquellos aspectos que ameritan mayor detención. En concreto, busca estimular la innovación y el progreso

industrial en energía solar mediante la consolidación de los centros de investigación ya en etapa de implementación; la

promoción de asociaciones entre la industria y centros de investigación; así como un cluster enfocado al desarrollo de

proveedores de bienes y servicios. Visto en perspectiva, la inserción de las ERNC en la matriz energética, especialmente

de energía solar, duplica la exigencia legal. Por lo mismo, todo indicaría que se estaría en condiciones de cumplir la

meta de lograr un 20% de inyección de este tipo de energía en el sistema eléctrico a 2025. Una noticia positiva,

especialmente para el norte de Chile, territorio natural para la implementación de proyectos solares. Por lo mismo, valga

la mención de que durante octubre se volverá a realizar en Antofagasta una nueva versión del Foro Eléctrico del SING,

punto de encuentro para la industria precisamente en esta zona del país.

1.76.- El cluster solar para el norte de Chile (Fuente: Artículo Alejandro Guillier, Senador por la segunda

circunscripción de Antofagasta, Revista Electricidad Octubre 2014): La crisis energética tiene un diagnóstico conocido.

Precios altos, dependencia de mercados inestables, contaminación, estrechez de los sistemas de transmisión, escasa

apertura a nuevos actores, crisis de crecimiento y rechazo ciudadano. Enfrentamos una tormenta perfecta, por usar una

expresión conocida. Requerimos un Estado dispuesto a destrabar estos obstáculos. Lo primero es promover una visión

estratégica del desarrollo, escuchar a los actores involucrados en la industria y hacer parte de este diseño a la comunidad.

Necesitamos consensuar el uso armónico del territorio y con sentido de urgencia avanzar hacia una matriz energética

diversificada. Hablamos de impulsar las Energías Renovables No Convencionales a lo largo de todo el país. Es donde

tenemos oportunidades propias. La meta es pasar del actual 7% de energías renovables a un 20% en 2025.

Para el Norte la ruta está trazada. Vamos a crear un cluster de la energía solar. El desierto de Atacama ofrece las mejores

condiciones del planeta para proyectos fotovoltaicos y termosolares. La radiación alcanza a 3.000 kWh/m3, un 50%

mayor al de Almería (España), corazón del proyecto solar europeo. Pero no buscamos ser importadores de equipos y

tecnologías. Queremos crear industria, cadenas de valor en energía. El Ministerio de Energía y la Corfo están jugados.

Apoyamos con entusiasmo el proyecto de Plataforma Solar de la Universidad de Antofagasta, un centro de investigación

aplicada y de pilotaje industrial. En la misma línea estamos incentivando el Programa Calama Solar, un modelo piloto de

uso de energía solar en edificios públicos, hoteles, comercio y viviendas. Buscamos un diseño replicable en las otras

ciudades y pueblos de la Región de Antofagasta, que marquen un salto cualitativo y estratégico en esta industria. Dos

tercios del país ofrecen buenas condiciones naturales para promover la energía del sol. A este proyecto debemos atraer a

los empresarios dispuestos a invertir en tecnologías del futuro. Ya hay importantes proyectos en curso. Pero se requiere

un nuevo trato entre las empresas y los ciudadanos. No bastan las relaciones públicas, las mitigaciones ni las falsas

compensaciones. Necesitamos valor compartido, es decir, hacer parte a la comunidad de los proyectos de inversión y de

sus beneficios. Finalmente, consensuemos que el uso y desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales no es

solo una tarea económica o política. Tiene una dimensión cultural. Otro gran desafío es prestigiar estas tecnologías ante

los ojos de los consumidores. Las ERNC responden a patrones de vida y uso diferentes a las energías convencionales.

Las cartas están sobre la mesa. Unamos el futuro que queremos con el esfuerzo educacional, una nueva asociatividad

entre las empresas y la comunidad y un Estado pro activo. Esta alianza ayudará a remover las barreras culturales y

estimulará el cambio energético.

1.77.- Proyecto de Ley de Protección de Glaciares: ¿Afecta el desarrollo de la geotermia? (Fuente: Revista

Electricidad Octubre 2014): 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, presidente de la Asociación Chilena de Energía Geotérmica (Achegeo)

http://www.revistaei.cl/reportajes/proyecto-de-ley-de-proteccion-de-glaciares-afecta-el-desarrollo-de-la-geotermia/


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1. ¿Cree que el proyecto de ley de glaciares afecte al desarrollo de la energía geotérmica? Sí o no y por qué.

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.

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? 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.

3. ¿Cree que cuando se apruebe este proyecto de Ley se podrán realizar de igual manera las exploraciones? Sí, puede

ser que algunos proyectos requieran de un mayor grado de cuidado en su labor, pero no veo que esto 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.

4. A su juicio, ¿la actividad geotérmica podría provocar impactos significativos en glaciares aledaños? 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.

Cedomir Marangunic, 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: 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.

2. Y que deberán hacer entones los proyectos? ¿Cerrar sus operaciones?: 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? 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?: 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?: 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.

1.78.- Países de América Latina buscan potenciar las energías sostenibles (Fuente: El Mercurio, 16.10.14): La

energía eólica en Uruguay llegará a representar el 30% de la matriz energética de ese país en unos cinco o siete años,

mientras que Chile avanza en el norte con el desarrollo de la energía solar, que dentro de dos o tres años contará con

tecnología de baterías para su almacenamiento, cuyo costo está descendiendo. El intercambio de este tipo de

experiencias para ver qué funciona o no funciona y cómo apoyarse en distintos programas es parte del objetivo de la

primera conferencia regional "Década de la Energía Sostenible para Todos" que impulsa la ONU, en cuya apertura


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participó Hans Schulz, vicepresidente del sector privado y operaciones sin garantía soberana del Banco Interamericano

de Desarrollo (BID). Duplicar la producción de energía renovable en la matriz energética, al igual que la intensidad de

su uso y garantizar el acceso universal a la energía, son los ejes de la iniciativa. Los altos costos de este tipo de

generación han sido uno de los impedimentos para su desarrollo, pero según Schulz la tendencia es a la baja y, de hecho,

la energía eólica es la primera donde se ve una maduración de costos, haciéndola viable en Brasil, México y Uruguay.

La energía solar es uno de los potenciales que tiene Chile, además de la geotérmica y marina, aunque estas últimas aún

requieren de mayor desarrollo tecnológico, dice el experto. Hace tres o cuatro años, el BID trabaja con el Gobierno

chileno en un programa de energía solar que busca fomentar que las empresas mineras ofrezcan comprar energía solar a

empresas privadas. "Estimamos que Chile va a tener 1 GW operando de aquí a dos años. Esos proyectos ya están

otorgados y van a estar construyéndose en los próximos 18 a 24 meses. El BID apoya directamente 200 de esos 1.000

MW", precisa Schulz. Lo que está pendiente es resolver la intermitencia, pero se prevé que en el próximo bienio esté

disponible la tecnología de almacenamiento de la energía con baterías de menor costo.

1.79.- Foro EOLO: industria energética se reúne para abordar desafíos del desarrollo eólico (Fuente: Revista

Electricidad, 17.10.14): El próximo 04 de diciembre se llevará a cabo en la ciudad de Santiago EOLO 2014, el primer

foro eólico de Chile, reunión técnica y de negocios que es organizada por el Grupo Editorial Editec, casa editorial de las

revistas Electricidad y Minería Chilena, con miras a generar un espacio de diálogo en el cual abordar de manera

exclusiva las temáticas que inciden en el desarrollo de la energía eólica. Es así como en el evento, que tendrá lugar en

CasaPiedra, se analizarán los proyectos, tecnologías, equipos y servicio e ingeniería, las posturas desde los sectores

público y privado sobre este tipo de fuente ERNC. Otros tópicos que serán abordados se relacionan con las modalidades

de financiamiento de estos proyectos por parte de entidades bancarias y financieras, la coordinación de estas iniciativas

en torno a la inyección de potencia en las redes y la medición del recurso disponible. Es así como se espera la

participación en EOLO 2014 de autoridades del ramo, ejecutivos de empresas productoras de energía, delegados de

compañías proveedoras, expertos del sector, académicos y público general, con el fin de debatir acerca de los desafíos

presentes y futuro de la energía eólica en Chile.

1.80.- Experiencia italiana en desarrollo de geotermia se presentará en Chile (Fuente: Revista Electricidad,

17.10.14): El próximo 24 de octubre se realizará el seminario “Geotermia energía de la tierra, ¿Qué pasa en el fondo?”,

organizado por Acerca y la Agencia CIE, oficina de la Embajada de Italia para la promoción del intercambio comercial,

donde se mostrará la experiencia italiana en el desarrollo de esta energía. El objetivo del encuentro, que se realizará en el

ex Congreso Nacional, es dar un impulso consistente al desarrollo de la geotermia y las potencialidades de realizar

proyectos de generación eléctrica en el territorio nacional. Dentro de los expositores italianos estará Guido Cappetti,

encargado de la geotermia en Enel Green Power, junto a Marco Fossa, de la Universidad de Génova, quien ha realizado

numerosos estudios e investigación en el ámbito de la geotermia de baja entalpía, para usos diversos a la generación de

electricidad, enfocado a la climatización, calefacción y uso de agua caliente sanitaria para viviendas, comercio e

industria. La utilización de los recursos geotérmicos para usos industriales es un récord mundial italiano: empezó en el

sector de Larderello (Pisa) desde la primera mitad del 1800, con la producción de sales bóricas y la utilización del vapor

con finalidades químicas y farmacéuticas. Ya en 1913 se instaló la primera planta de generación geotermoeléctrica de

250 kW, marcando el comienzo de una nueva actividad industrial. Hacia 1958 la producción anual de energía

geotermoeléctrica en Toscana ya había alcanzado los 2.000 millones de kwh por año con una potencia instalada de cerca

300 MW. Actualmente están funcionando 32 plantas, todas ubicadas en Toscana, con una potencia eficiente de 711

MW. La producción eléctrica anual neta supera los 5.000 millones de kWh, que constituyen el 10% de la producción

geotermoeléctrica mundial y el 25% de la demanda eléctrica de la región. Esta producción permite satisfacer la demanda

de un millón y medio de familias y evitar la emisión en la atmósfera de casi 4 millones de toneladas de anhídrido

carbónico cada año.

1.81.- Centrales renovables no convencionales totalizan más de 1.800 MW (Fuente: Diario Financiero, 22.10.14): De

acuerdo a cifras entregadas por el Centro de Energías Renovables (CER), a nivel nacional, hay 1.803 MW de capacidad

instalada de centrales de ERNC, mientras que otros 855 MW están en etapa de construcción. En un comunicado, CER

detalló que la cartera de proyectos con su resolución ambiental aprobada llega a los 14.280 MW y los que están en

evaluación suman poco más de 5 mil MW. "Unos 120 proyectos ingresados al Servicio de Evaluación de Impacto

Ambiental (SEIA) corresponden a iniciativas por sobre los 50 MW, solares y eólicos", dijo CER en el reporte

correspondiente a octubre. La región de Coquimbo lidera la capacidad instalada ERNC, de la mano de los proyectos

eólicos que sólo en esa región alcanzan los 592 MW de potencia. Le sigue la Región del Biobio (17,7%) y Atacama

(9,63%) en el tercer lugar. Pese a ello, el 62% de los proyectos ERNC en construcción (526 MW) se concentran en la

Región de Antofagasta, esencialmente solares. Según el reporte CER de octubre, la inyección reconocida por Ley 20.257

fue de 345 GWh en el periodo informado, lo que representa un superávit de 116% de los retiros afectos (159 GWh de


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acuerdo a la exigencia del 5% de ENRC en la matriz). Si bien se registró una caída en la participación de la bioenergía

como principal fuente de generación ERNC, la baja fue absorbida por las centrales eólicas y solares que entraron en

operación en el mismo periodo. El aporte a la generación reconocida por ley, queda según el siguiente desglose: eólica

106,9 GWh, bioenergía 101,8 GWh, hidráulica 97,1 GWh y solar 39,3 GWh.

1.82.- Acera: Potencial geotérmico en el país es de 2.500 MW en diez años (Fuente: Revista Electricidad, 22.10.14):

Un potencial de 1.500 a 2.500 MW en los próximos diez años podría aportar la geotermia a la matriz energética del país,

de acuerdo a lo que señaló el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Renovable (Acera), Carlos Finat,

que este viernes realizará el seminario “Geotermia: energía de la tierra ¿qué pasa en el fondo?”, en el ex Congreso

Nacional de Santiago, donde se abordarán los desafíos para desarrollar proyectos eléctricos a partir de este recurso. “La

importancia que tiene la geotermia es que es un recurso natural que está disponible en todo el país. Además, es una

energía competitiva, especialmente cuando se la compara con GNL. Lamentablemente vemos que ha ido quedando

olvidada, teniendo la cantidad de recursos que tiene Chile, pero no hay ninguna capacidad geotérmica instalada”,

asegura Finat. De acuerdo al ejecutivo, el interés de Acera es mostrar a las autoridades, parlamentarios, consultores y

eventuales usuarios que el potencial geotérmico existe en el país, “pero se necesitan acciones de parte del Gobierno y

probablemente también del Congreso, para habilitar que esta energía se pueda desarrollar efectivamente”. Finat destacó

la experiencia italiana en geotermia que se expondrá en el seminario, explicando que en dicho país “se ha utilizado desde

fines del siglo XIX. Ellos tienen un ejemplo de utilización de geotermia que ha convivido con comunidades durante más

de cien años, por lo tanto es el mejor referente de cómo esta energía es sustentable y puede insertarse en una comunidad

que sigue haciendo sus actividades normales en la explotación de tierras agrícolas”. “Queremos mostrar que la

geotermia no es una teoría, sino que está al alcance de la mano, pero para que eso ocurra es necesario que el Gobierno y

el Congreso tomen determinadas acciones para contar con una fuente de energía bastante confiable y competitiva”,

concluyó Finat.

1.83.- Energía Ideologizada (Fuente: Javier Fuenzalida A., Profesor Universidad Finis Terrae, Artículo Estrategia,

23.10.14): Los ecologistas han capturado al estado chileno y sus autoridades para prohibir la producción de energía

limpia y barata como Hidroaysén. Los números hablan a favor del proyecto: Según Bachelet, la inversión en proyectos

ERNC suma US$9.300 millones para una potencia instalada de 3.600 MW interviniendo 24.868 hás, sin contar las

plantas térmicas sucias de respaldo. En cambio Hidroaysén proyecta una inversión menor de US$3.200 millones con una

potencia instalada de 2.750 MW (50% más barato) en un área de 5.900 hás, un quinto de las ERNC. El costo de la

energía hidroeléctrica es menor que el de las ERNC y su vida útil es cercana a los 80 años, mientras que la vida útil de

las ERNC es mucho menor. Todos estos antecedentes indican que la tasa de rentabilidad social de Hidroaysén es muy

superior a las ERNC. Si a ello se suma un bajo factor de planta debido a su funcionamiento discontinuo (falta de luz o

vientos), a la inversión señalada debe sumarse el respaldo térmico de energía sucia con los consecuentes daños

ambientales, valores ausentes en los números de Bachelet. El balance entre lo limpio y lo sucio es un análisis

desconocido, si lo hay. Los proyectos de respaldo para las ERNC deberán seguir la misma suerte del fallo de la Corte

Suprema adverso al proyecto térmico de Castilla. Se prohibió su construcción por generar energía sucia. ¿Y la estética?

Los ecologistas defienden el paisaje bucólico de la XI Región. Mintieron descaradamente mediante un montaje

publicitario engañoso, “Patagonia sin Represas”, en que pegotearon las torres de alta tensión frente a las Torres del

Paine, situadas mucho más al sur de Hidroaysén. En cambio nada señalan respecto a los feos molinos eólicos, ni a las

grandes extensiones que demandan miles de miles de placas solares. Mientras en Hidroaysén se intervendrían 5.900 hás,

los proyectos de ERNC proyectan ensuciar y afear 24.585 hás del Desierto de Atacama. Mientras nadie va al río Baker o

al Pascua, el desierto de Atacama se ha convertido en una zona de turismo que antes nadie imaginaba. ¿Irán los turistas a

deleitarse y fotografiarse frente a los horribles molinos y antiestéticas placas solares? Después de muchos esfuerzos al

enfrentarme a la burocracia, debí reclamar ante el Consejo de Transparencia porque el Ministerio del Medio Ambiente

pinponeaba mi solicitud para leer el acta del 19 de Marzo pasado en la que el Consejo de Ministros desaprobó

Hidroaysén, desconociendo que de acuerdo con el silencio administrativo tal resolución estaba fuera de plazo. Pura

ilegalidad. Quería conocer los argumentos que cada uno de estos consejeros expresaron. Infelizmente el acta no es más

que una verborrea burocrática insólita, sin transcribir la fundamentación de los concurrentes, si es que las hubo. El SEA

y el Consejo con Pacheco y su colega Badenier están capturados. Se cita en el acta entre los reclamantes 17 personas y

diversas asociaciones entre ellas el Área Pastoral Vicaria Social y el Colectivo Mujeres Desnudando.

1.84.- El creciente poder de las ERNC en generación (Fuente: Estrategia, 27.10.14): El 2020, más allá de que se inicie

la tercera década del tercer milenio, será el puntapié inicial a una nueva generación energética: ya en operación los

parques eólicos y tímidamente deberían estar en servicio las primeras centrales geotérmicas del país. Auspicioso

pronóstico que en la actualidad trabajan mancomunadamente el Ejecutivo y la misma industria. “Estamos hablando de

un compromiso que se traduce en obras concretas. Obras en las que, por supuesto, es indispensable la cooperación


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público privada. Además, vamos a seguir impulsando los proyectos solares, eólicos y geotérmicos”, enfatizó la

Presidenta Michelle Bachelet en la Cena de la Energía, celebrada en junio pasado. Dicha cita se transformó en un

espaldarazo de parte de la industria energética a la llamada “hoja de ruta”, pues en ella se deja en claro que “Chile

necesita que la energía sea un pilar del desarrollo económico del país”, como señala la Agenda. Bajo ese desafío es que

ERNC en el Chile del 2020 estarán más maduras, ya que observar el Plan de Obras que maneja la CNE –de septiembre

último-, dentro de los años, un alto porcentaje de la generación proyectada será de las ERNC: centrales de hidro-pasada

menores a 20MW; energía eólica, solar fotovoltaica, geotérmica y biomasa. Para el director ejecutivo de la Asociación

Chilena de Energías Renovables A.G. (Acera), Carlos Finat, de aquí al 2020 las únicas energías que pueden entrar de

manera importante en el sistema serán las ERNC. ¿Las razones? Por un lado, según el ejecutivo, se están “abriendo”

espacios desde el punto de vista de reducir barreras a los generadores ERNC y también deberíamos ver algunas

soluciones en el sistema de transmisión. Por otro, explicó, las ERNC son hoy día completamente competitivas. “Súmale

a eso que desde que se inicia la construcción de un proyecto eólico o fotovoltaico estaría operando en menos de un año,

entonces ahí tienes una respuesta”, especificó. A juicio de Finat, la década del 20 será para consolidarlas, pues afirmó

que se mantendrá la tendencia, tomando en cuenta que la meta de un 20% de este tipo de generación al 2025 se

cumpliría antes de lo previsto. Visón que comparte el presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica

(AIE), Juan Menchaca, al señalar que “de aquí a unos cincos años vamos a ver fuertemente implementación de plantas

ERNC, especialmente la energía solar”. Según el Plan de Obras de la CNE, proyectado para los próximos diez años, las

ERNC juegan un papel preponderante, pues el 77% de los 4.629 MW proyectados serán en base a este tipo de energías.

1.85.- Warren Buffett apuesta por la energía eólica (Fuente: El Mercurio, 27.10.14): Para vislumbrar el futuro del

imperio de Warren Buffett, basta con ver los miles de millones de dólares que ha volcado a proyectos de granjas eólicas.

La inversión forma parte de una gran apuesta por la energía renovable de una empresa que Berkshire Hathaway Inc.

compró en 2000 y a la cual ha convertido en uno de los mayores proveedores de electricidad de Estados Unidos. A

través de Berkshire Hathaway Energy, una subsidiaria en la que posee una participación mayoritaria, Buffett planea

duplicar los US$ 15.000 millones que ya destinó a proyectos de energía renovable hasta principios de este año y está a la

caza de más adquisiciones en el sector de servicios públicos. Charles T. Munger, socio de larga data de Buffett y

vicepresidente de la junta de Berkshire, auguró el mes pasado que el holding será “la mayor empresa de servicios

públicos de EE.UU.”. La división energética es clave para el futuro de Berkshire -genera más de 7% de las ganancias del

conglomerado, un porcentaje que probablemente aumentará-, mientras que también le ofrece a Buffett una forma de

invertir las crecientes reservas de efectivo del conglomerado. “Charlie Munger y yo desde hace décadas hemos dicho

que los mejores negocios no necesitan capital y sigue siendo así”, dijo Buffett en una entrevista. “Pero hemos alcanzado

un punto en la vida de Berkshire en el que también estamos bastante satisfechos con negocios que requieren capital

siempre y cuando provean una adecuada tasa de retorno”. Berkshire Hathaway tenía US$ 55.500 millones en efectivo al

30 de junio. Otra razón por la que muchos observadores están prestando atención es que Berkshire Hathaway Energy es

dirigida por Greg Abel, un canadiense de 52 años que está entre los ejecutivos considerados por los analistas como

posible sucesor de Buffett, de 84 años, como presidente ejecutivo del holding . Para Buffett, quien incursionó en la

industria energética en 2000 con la compra por US$ 2.000 millones de lo que era en ese entonces MidAmerican Energy

Holdings Co., la apuesta es sencilla: la gente siempre necesitará electricidad, ya sea en épocas de vacas gordas o flacas.

Como suele decir, poseer una empresa de servicios públicos no es una forma de volverse rico, sino de mantenerse rico.

Berkshire Hathaway Energy -como se rebautizó a MidAmerican Energy Holdings en abril- suministra electricidad a más

de 8 millones de clientes. La cifra podría aumentar a 11 millones si Berkshire cierra la adquisición de AltaLink,

compañía canadiense de transmisión de electricidad, por US$ 3.000 millones este año. Además de los proyectos de

energía renovable, Berkshire ha gastado cerca de US$ 15.000 millones en compras que han diversificado las fuentes de

ingresos de la empresa energética. El año pasado, compró el mayor proveedor eléctrico del estado de Nevada, NV

Energy, por US$ 5.600 millones. Buffett señaló en su más reciente carta a los accionistas que “no será la última

adquisición importante en energía”. Poco después, Berkshire anunció planes de comprar AltaLink. Buffett elogió a Abel

por dirigir la empresa a través de múltiples adquisiciones y su gran compromiso con la energía renovable. “Es una

historia notable”, dijo el inversionista. Si bien muchos analistas consideran las empresas de servicios públicos

inversiones deslucidas a medida que las fuentes tradicionales de energía pierden atractivo entre los consumidores y los

modelos de distribución cambian, sostienen que el enfoque anticipado de Berkshire en la energía renovable le ayudará a

manejar mejor la transición. “La electricidad es bastante fundamental, pero los medios para producirla cambiarán

gradualmente con el tiempo”, afirmó Buffett. Buffett y Abel no ocultan el hecho de que las inversiones en energía

renovable han sido impulsadas en gran parte por incentivos tributarios. Las empresas eléctricas requieren de enormes

inversiones para mantener y mejorar sus redes. Los servicios regulados, como los que posee Berkshire, pueden operar

monopolios a cambio de mantener los precios bajos, con tasas de retorno fijadas por los reguladores. Muchos de los

clientes de Berkshire pagan tasas más bajas que el promedio de EE.UU.


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Eso no permite mucho margen de maniobra. No obstante, Berkshire se las ha arreglado para obtener retornos de al

menos 12% sobre su capital invertido, según analistas. Eso se debe en parte a que Berkshire Hathaway Energy no paga

dividendos a sus accionistas, incluida su casa matriz, que posee una participación de 89,8% (Walter Scott, miembro de la

junta de Berkshire, y su familia, y Abel son dueños del resto). En cambio, reinvierte sus ganancias en el negocio. En un

informe, Andrew Bischof, analista de renta variable de Morningstar Inc., calificó a Berkshire Hathaway Energy como

“una de las empresas de servicios públicos más grandes y de mejor desempeño de los últimos cinco años” por retornos

sobre el capital, una tendencia que indicó que ha continuado en 2014. Bischof valora la compañía en unos US$ 31.000

millones. Abel dirige el negocio energético de Berkshire desde 2008, cuando David Sokol, presidente ejecutivo de

MidAmerican Energy, asumió un papel más importante en el grupo. Sokol se fue de Berkshire en 2011. Abel se ha

forjado una reputación como un astuto negociador, con un estilo relajado similar al de otros ejecutivos de Berkshire.

Desde 2004, el holding ha invertido US$ 5.800 millones en proyectos eólicos en Iowa, dijo Abel. La eléctrica de Iowa,

que aún se llama MidAmerican bajo la bandera de Berkshire Hathaway Energy, ha construido proyectos que generan

más de 3.300 megavatios, o 64% de la capacidad eólica del estado, comparado con los cerca de 100 megavatios que

tenía al 2000. Las licencias de conducir de Iowa ahora tienen turbinas eólicas de fondo, señaló Abel. “Eso demuestra lo

orgullosos que estamos”, afirmó.

1.86.- Chile pide ayuda a Alemania para potenciar energía solar (Fuente: La Segunda, 27.10.14): El primer paso de

un ambicioso plan de transferencia tecnológica con Alemania se concretará esta tarde cuando se suscriba un convenio

con el Instituto Fraunhofer de Energía Solar, el mayor centro de tecnología aplicada de Europa, que involucra temas de

energías renovables, minería e inversiones en infraestructura. "Chile tiene las mejores condiciones para el desarrollo de

la energía solar del mundo. Y tiene una gran oportunidad, no solo de poder generar energía barata, sino para, además,

desarrollar industrias y servicios conexos con este tipo de tecnología" explicó a La Segunda el vicepresidente de Corfo,

Eduardo Bitrán. Corfo aportará 11,7 millones de dólares en ocho años para buscar maneras de aprovechar las

condiciones especiales del desierto en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos. "El acuerdo que se firma implica que el

Gobierno de Chile se compromete a financiar durante 10 años el desarrollo de investigación aplicada para determinar

cuáles son las condiciones de diseño para la tecnología fotovoltaica en Chile", explicó Bitrán. En el proyecto también

estará involucrado un consorcio de universidades. Carlos Arenas, del Centro de Desarrollo energético de la Universidad

de Antofagasta, indicó que la iniciativa se desarrollará en un terreno de 80 hectáreas (perteneciente a esa casa de

estudios) y que corresponde a la ex Estación Yungay: "Queremos invitar a empresas tecnológicas alemanas, españolas y

también de EE.UU. a desarrollar proyectos pilotos en este lugar, de manera de generar líneas de investigación y de

reducción de costos, que permitirían que la energía solar pueda ser un éxito en Chile". La idea es entonces generar un

polo de investigación que no solo vea al Desierto de Atacama como una fuente de energía solar, sino también de

desarrollo tecnológico fotovoltaico, que se sume a la iniciativa de cluster minero en que está embarcada la región de

Antofagasta. Si el proyecto logra sus objetivos, uno de los sectores beneficiados será el metal mecánico: "todo esto

requiere de una serie de infraestructura metálica y nuestro sector se verá favorecido", reconoció Gastón Lewin,

presidente de Asimet. Entre otras actividades que desarrollará la delegación se encuentra además un convenio con la

Universidad de Berlín que permitirá que las carreras de la futura universidad de Aisén puedan ser reconocidas por su par

alemana.

1.87.- Alemania apoyará a Chile en el desarrollo de la energía solar (Fuente: La Segunda, 28.10.14): El primer paso

de un ambicioso plan de transferencia tecnológica con Alemania se concretó este lunes con la firma de un convenio con

el Instituto Fraunhofer de Energía Solar, el mayor centro de tecnología aplicada de Europa, que involucra temas de

energías renovables, minería e inversiones en infraestructura. “Chile tiene las mejores condiciones para el desarrollo de

la energía solar del mundo. Y tiene una gran oportunidad, no solo de poder generar energía barata, sino para, además,

desarrollar industrias y servicios conexos con este tipo de tecnología” explicó a La Segunda el vicepresidente de Corfo,

Eduardo Bitrán. Corfo aportará 11,7 millones de dólares en ocho años para buscar maneras de aprovechar las

condiciones especiales del desierto en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos. “El acuerdo que se firma implica que el

Gobierno de Chile se compromete a financiar durante 10 años el desarrollo de investigación aplicada para determinar

cuáles son las condiciones de diseño para la tecnología fotovoltaica en Chile”, explicó Bitrán. En el proyecto también

estará involucrado un consorcio de universidades. Carlos Arenas, del Centro de Desarrollo energético de la Universidad

de Antofagasta, indicó que la iniciativa se desarrollará en un terreno de 80 hectáreas (perteneciente a esa casa de

estudios) y que corresponde a la ex Estación Yungay: “Queremos invitar a empresas tecnológicas alemanas, españolas y

también de EE.UU. a desarrollar proyectos pilotos en este lugar, de manera de generar líneas de investigación y de

reducción de costos, que permitirían que la energía solar pueda ser un éxito en Chile”. La idea es entonces generar un

polo de investigación que no solo vea al Desierto de Atacama como una fuente de energía solar, sino también de

desarrollo tecnológico fotovoltaico, que se sume a la iniciativa de cluster minero en que está embarcada la región de

Antofagasta. Si el proyecto logra sus objetivos, uno de los sectores beneficiados será el metal mecánico: “todo esto


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requiere de una serie de infraestructura metálica y nuestro sector se verá favorecido”, reconoció Gastón Lewin,

presidente de Asimet. Entre otras actividades que desarrollará la delegación se encuentra además un convenio con la

Universidad de Berlín que permitirá que las carreras de la futura universidad de Aisén puedan ser reconocidas por su par

alemana.

1.88.- Analizaron operación de calderas de biomasa (Fuente: Revista Electricidad, 30.10.14): En Concepción se

realizó el Workshop de Calderas de Biomasa en Chile, en el cual se dieron a conocer los nuevos desarrollos tecnológicos

en calderas de biomasa para la cogeneración de electricidad. El evento fue organizado por las compañías

norteamericanas Jansen, Process Barron y Cogenera, con el apoyo de la Unidad de Desarrollo Tecnológico (UDT) de la

Universidad de Concepción, el Centro de Energía Renovables (CER) y Greening. Las presentaciones estuvieron a cargo

de ejecutivos de las empresas norteamericanas Jansen y Process Barron, las cuales tienen proyectos en diferentes

continentes y están comenzando a trabajar en Chile. De esta forma, mostraron cómo ocupando tecnologías disponibles

se pueden optimizar la eficiencia de diferentes calderas, de acuerdo a requerimientos determinados. Asimismo, se

analizaron diferentes problemáticas de la operación de las mismas, como control flujos de aire, tipo de granulometría y

los efectos de la combustión en la caldera, entre otros. Alejandro Pacheco, gerente general de Cogenera, entidad

organizadora del evento y representante de las firmas norteamericanas en Chile, dijo que “muchas veces las calderas son

diseñadas para una materia prima, que luego cambia en el tiempo por diferentes motivos. Por ejemplo, una caldera para

aserrín puede pasar a utilizar corteza, lo que provoca diferentes situaciones que se deben solucionar”, explicó. Como

balance Pacheco estar muy conforme con las más de 50 personas que se reunieron, ya que da cuenta de la importancia

que tienen las calderas de biomasa para la industria. El programa también incluyó una presentación sobre los nuevos

Impuestos Verdes que están incluidos en la Reforma Tributaria que impulsa el Gobierno. David González, gerente

general de la consultora Greening, explicó que la reforma propone dos tipos de impuestos, los que serán aplicados a

calderas y turbinas que en su conjunto sumen una potencia térmica mayor a 50 MW. Según González, con esto se espera

reconocer el costo social de las emisiones contaminantes, corregir incentivos perversos e internalizar externalidades,

establecer el principio de que “el que contamina paga”, relacionar la contaminación con el impacto en la salud,

diferenciar territorios en capacidad de carga de los ecosistemas, reducir la emisión de Gases Efecto Invernadero.

D.- Política Energética

1.89.- CNE realiza importantes cambios institucionales (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): El desarrollo de

la Agenda de Energía ha producido una serie de cambios al interior de la CNE, la que se encuentra en un proceso de

fortalecimiento institucional y de su capital humano. Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, en entrevista con

Revista Electricidad, detalla las principales modificaciones.

- ¿En cuánto ha aumentado la dotación de personal en la CNE?: Para 2015 se tiene considerado un aumento de 17

profesionales, de los cuales 13 ya se han integrado durante este último trimestre y los cuatro restantes debieran

iniciar sus funciones el próximo año, una vez que haya sido aprobado el actual proyecto de presupuesto enviado a la

Dirección de Presupuestos (Dipres). Esperamos que una vez concretado este proceso tengamos alrededor de 72

personas trabajando en la CNE.

- ¿Cuál es la propuesta presupuestaria de la CNE para los próximos años?: El crecimiento de nuestra plana significará

un alza de 33,69% respecto al año anterior, equivalente a más de $750 millones adicionales. El proyecto de

presupuesto 2015 considera casi $5.500 millones, lo que significa un alza de 68,83% respecto al periodo anterior. En

cifras, esto equivale a un alza de aproximadamente de $2.200 millones. De igual forma, las iniciativas de expansión

consideran una cifra cercana a $2.211 millones.

- ¿Qué porcentaje de estos recursos se relacionan con la ejecución de la Agenda de Energía?: Es importante considerar

que $1.495 millones corresponden a iniciativas ligadas a la Agenda de Energía, lo cual deja en claro que en materia

de números este trabajo mantiene una prioridad por sobre otras labores.

- ¿Cuáles son las otras prioridades en el uso de recursos?: Nuestras prioridades están en el diseño y ejecución de la

nueva legislación asociada a las licitaciones de suministro de clientes regulados, los sistemas de transmisión eléctrica

y la tarificación del gas en redes concesionadas. Junto con ello, realizaremos trabajos previos para un mejor

desarrollo de la tarificación de la distribución eléctrica, que corresponde realizar a la CNE en 2016. Adicionalmente

se ha creado la Unidad de Estadísticas Energéticas y, por último, pronto cambiaremos nuestras actuales dependencias

por otras de mayor tamaño y con una mayor tasa de eficiencia energética.

1.90.- FNE observa el funcionamiento del mercado energético (Fuente: Estrategia, 16.10.14): El fiscal nacional

económico, Felipe Irarrázabal, afirmó que el ente antimonopolio ha estado trabajando en mirar de cerca el

funcionamiento del mercado energético local, al ser uno que tiene la característica de ser de alto impacto para los

consumidores. Eso sí, no entregó detalles sobre lo que él llamó el “cómo, cuándo y dónde”. Considerando eventuales

http://www.revistaei.cl/reportajes/cne-realiza-importantes-cambios-institucionales/


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investigaciones en este sector, el fiscal Irarrázabal apuntó que en mercados regulados como éste hay que ver cómo

conjuga la normativa de libre competencia y la sectorial. “Procuramos tener buenas relaciones con las autoridades –

como la Comisión Nacional de Energía, entre otras-, a veces no son fáciles y fluidas, tenemos que explicarles el

quehacer nuestro y que lo entiendan”. Todo esto, en el marco del informe que presentó el gobierno ayer, que hace

públicas las rentabilidades de las empresas de gas licuado, las que solamente Metrogas superó. Caso que podría llegar al

Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La FNE, en todo caso, hace rato mira este sector. Meses atrás presentó un

estudio de los patrones de ofertas en las licitaciones, que dan cuenta que éstas son consistentes con modelos de

competencia oligopolística o imperfecta, en donde las empresas ejercen poder de mercado con ofertas por encima de sus

costos. Adicionalmente, mediante un ejercicio econométrico, se concluye que las licitaciones a distribuidoras son más

competitivas que el abastecimiento a clientes libres, y dentro de éstos los de mayor tamaño acceden a mejores

condiciones de suministro. El estudio concluye además que la sola diferencia de precio entre clientes libres constituye

evidencia adicional de competencia imperfecta. Basándose en estos resultados, se plantean algunas medidas para hacer

más competitivo el mercado. En primer lugar, se propone la extensión del uso de subastas a clientes libres, en especial a

los de menor tamaño, y permitir a éstos, en la medida de lo posible, acceder directamente al mercado spot. En segundo

lugar, se recomienda el ofrecimiento por parte del Gobierno de un menú amplio de proyectos de nuevas inversiones con

licencias medio-ambientales aprobadas a modo de facilitar la participación de nuevas generadoras en las licitaciones de

energía. Adicionalmente, de acuerdo al estudio, hay un margen para mejorar el diseño de las subastas a través de una

simplificación del proceso que las hagan más transparentes y menos manipulables. Finalmente, a futuro, se propone

investigar el posible ejercicio de poder de mercado a través del retiro estratégico de centrales a mantención con el

objetivo de elevar el precio spot y llevar a cabo una investigación más profunda, por parte de los organismos

regulatorios y de competencia, sobre el comportamiento de las empresas generadoras, especialmente en el mercado de

clientes libres. Igualmente, pese a que fue rechazada por el TDLC, la FNE había presentado una solicitud de

recomendación normativa, que buscaba reducir los costos de cambio que enfrentan actualmente los usuarios de gas

licuado de petróleo en estanques o bombonas cada vez que quieren cambiar de proveedor. La idea de la FNE, era

incrementar la competencia, en una industria donde ha recibido una serie de denuncias por parte de consumidores de

GLP en estanques, por la baja calidad de servicio que ofrecerían las empresas proveedoras Abastible, Gasco y Lipigas,

principalmente en términos de la rapidez y oportunidad del llenado.

1.91.- Ejecutivo impulsa la entrada de Enap al mercado de la generación (Fuente: La Tercera, 17.10.14): Como un

elemento fundamental para concretar los aspectos principales de la agenda de energía. Así define el proyecto ley que

envió el gobierno el pasado 30 de septiembre al Congreso, la facultad que tendrá la Empresa Nacional del Petróleo

(Enap) para desarrollar proyectos de generación eléctrica. La iniciativa legal, que modifica la ley que creó a Enap,

establece, entre otras materias, “la habilitación para que la empresa pueda participar, a través de sociedades, en

actividades de generación de energía eléctrica y transporte necesario para conexión a un sistema eléctrico”,

permitiéndole, además, desarrollar proyectos en su etapa “de previa de construcción”, no estableciendo límite respecto a

su participación en estas sociedades. El Ejecutivo pretende facilitar la entrada de nuevos actores al sistema de

generación, además de permitir, tal como lo explicita el proyecto, “la llegada temprana de los proyectos a las

comunidades para considerar su opinión” al momento de concretar la “construcción efectiva” de las iniciativas.

“Queremos dotar de las facultades legales a Enap para que pueda desarrollar proyectos de generación”, dijo el ministro

de Energía, Máximo Pacheco, agregando que posterior a esta etapa, se espera que la empresa se asocie “con privados

que sean accionistas mayoritarios, tengan el control y estén a cargo de la operación”. En tanto, Marcelo Tokman, gerente

general de la estatal, sostuvo que este esquema de asociación no significará una “mayor demanda de recursos de Enap”.

Tokman agregó que espera “que no queden dudas respecto a que el objetivo es enfocarnos en fomentar el desarrollo de

nuevos proyectos con actores privados”. Este modelo de asociatividad no es nuevo en la empresa. La estatal posee

participación minoritaria en terminales de regasificación en el país y ya se discute que porcentaje tendrá en el tercer

terminal que pretende construir el gobierno. Con ello, impulsó la entrada de privados para desarrollar el sector, misma

idea que pretende concretar ahora en generación.

1.92.- Se inicia road show energético en Colombia (Fuente: La Tercera, 30.10.14): Representantes de la CNE, del

Comité de Inversiones Extranjeras (CIE Chile), de GNL Chile y de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas

iniciaron un road show en Colombia, con el fin de captar a eventuales nuevos actores que ingresen al negocio de la

generación en el país. Hasta ahora, han mantenido reuniones con la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), con ISA

Interconexión Eléctrica y con Empresas Públicas de Medellín (EPM). Este proceso se suma al road show realizado en

Europa.

1.93.- Marcelo Tokman, Gerente General de Enap: “No fuimos parte en ninguna de las decisiones que

desencadenaron el derrame” (Fuente: La Tercera, 31.10.14): La Empresa Nacional de Petróleo (Enap), no tuvo


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responsabilidad en el derrame de crudo que afectó a la bahía de Quintero el pasado 24 de septiembre. Esa es la postura

que el gerente general de la firma, Marcelo Tokman defiende por estos días. El ejecutivo aclara que la compañía ha

ejecutado diversas acciones para establecer y clarificar las responsabilidades. En otro tema, comenta que los proyectos

de generación en los que podría participar Enap están avanzando, y que el objetivo es lograr que éstos participen de las

futuras licitaciones.

- ¿Qué evaluación tiene frente al derrame de petróleo en la Bahía de Quintero?: Todo nuestro análisis indica que en el

derrame propiamente tal no tenemos responsabilidades y que no fuimos parte en ninguna de las decisiones que lo

desencadenaron. Cada evidencia nueva lo vuelve a confirmar.

- ¿Qué acciones han tomado?: Hemos entablado todos los recursos correspondientes para que se identifique dónde está

la responsabilidad. Hemos hecho tanto actos administrativos como civiles y penales. Los antecedentes han sido

entregados a la justicia para encontrar a los responsables por algo que es daño ambiental y reputacional.

- ¿Se ha logrado algo?: Logramos el arraigo del buque y gracias a eso, el Consejo de Defensa del Estado (CDE)

obtuvo una garantía de US$ 15 millones; los pescadores, de US$ 15 millones y Enap, de US$ 17 millones.

- ¿Considera que Enap tiene alguna responsabilidad?: Sin perjuicio de no ser responsables del hecho, somos sin duda

una empresa responsable y actuamos a partir del mismo momento que nos enteramos del derrame.

- ¿Cómo funcionaron los planes de contingencia?: Se siguieron los planes de contingencia y no hubo ninguna

restricción para los recursos destinados a esto. Llegamos a trabajar con 1.200 personas en labores de limpieza y al

cabo de los primeros días no habían manchas en las superficies y se habían limpiado los principales focos en las

playas.

- ¿Modificarán los protocolos?: Encargamos para aquella operación (Quintero), para Biobío y para la refinería un

análisis de expertos en riesgos para que hagan una revisión de cuáles son todos los protocolos que tenemos y ver la

posibilidad, si es que la hay, de perfeccionarlos. A priori no existe un análisis que indique evidentes mejorías.

- ¿Ha recibido críticas respecto a cómo se manejó el tema?: No he escuchado opiniones críticas respecto a cómo se

reaccionó.

- ¿Y por el lado de la cuantificación de los impactos?: El tema real acá es que se produce un derrame. Independiente

de cuánto es la estimación final, desde el punto de vista de Enap la reacción fue y habría sido la misma: destinar

todos los recursos posibles para contenerlo y limpiar. La reacción fue consistente desde el primer momento. Quizás

habría sido conveniente no informar, como lo solicitó la capitanía, cuáles eran la primera estimación y esperar los

resultados de los expertos. Sin perjuicio de eso, es la autoridad la que pide la información y estábamos obligados a

dar nuestra mejor estimación.

- ¿Cuál será el rol de Enap en la generación eléctrica?: En el proyecto de ley que ingresó el gobierno queda bien claro.

Enap no podrá tener más del 49% de participación en los proyectos de generación y eso es porque el foco estará en la

viabilización, de manera tal que tengamos posibilidades de contar con proyectos listos para iniciar la construcción, y

en ese momento, buscar socios para que se hagan cargo de la construcción y operación.

- ¿Cuál es el fin?: El objetivo principal es lograr que Enap colabore en esta coyuntura pensando en la demanda de las

distribuidoras de 2020 en adelante. También que se aproveche la experiencia y el financiamiento de los privados y

que nosotros no tengamos que destinar recursos escasos a estos proyectos.

- ¿Qué se evalúa?: No sólo evaluamos proyectos de gas. Estamos viendo la posibilidad de llevar a cabo el primer

proyecto de geotermia en Sudamérica (Cerro Pabellón) e iniciativas de cogeneración con gas natural y ciclo

combinado.

- ¿Cuáles son los avances de esas opciones?: En cuanto al proyecto de cogeneración, que ya tiene aprobación

ambiental, estamos viendo si lo llevamos a cabo con la australiana Origin y la posibilidad de hacer una o dos

unidades. Es en el que tenemos más avances. También hay conversaciones con Codelco para ver si Energía Minera

(termoeléctrica), puede viabilizarse cambiándola a gas. Además, tenemos una iniciativa de geotermia en Apacheta,

que podríamos desarrollar con Enel.

- ¿Cuándo habrá decisiones?: En un plazo lo más breve posible, de manera que esta oferta esté disponible para

participar en los procesos de licitación que vienen adelante. El objetivo no es buscar rentabilidad, queremos

obtenerla sin duda, pero lo principal es cumplir el rol de la agenda, que es la necesidad de adjudicar de manera

competitiva los contratos de las distribuidoras para las próximas licitaciones. Al final las decisiones requieren tener

todos los números sobre la mesa y que se demuestre que son proyectos que desde el punto de vista de la empresa son

razonables. Tengo la obligación de resguardar el patrimonio de esta empresa.

- ¿Ven opciones adicionales a la de los proyectos mencionados? Se dice que Mitsui tiene interés…: Si aparecen

nuevas oportunidades donde podamos contribuir a este objetivo del gobierno, vamos a evaluar y definirlo. Mitsui y

muchas otras empresas han demostrado interés.

- ¿Hay determinaciones respecto a la construcción de un tercer terminal de GNL en el sur?: El objetivo es que pueda

expandirse el uso del gas en la zona sur. Nuestras necesidades actuales las estamos satisfaciendo plenamente a través


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de la regasificación en la planta de Pemuco. Respecto a las posibilidades de mayor demanda, vemos distintas

opciones.

- ¿Cuáles son?: Se produce un cambio cualitativo en la demanda. La expansión que se puede prever en el corto plazo,

y que sería más eficiente, es expandiendo la capacidad de Pemuco y usando más camiones. Un caso distinto sería si

se materializa un proyecto de generación, con un ciclo combinado a gas. Ahí sí se produce un salto que justificaría

inversiones más grandes para llevar gas de otra forma y ahí vemos más alternativas.

- ¿De qué tipo?: Estamos viendo que el eventual proyecto que podría ingresar viene con una solución, que es su propio

terminal (Biobiogenera Energía, ex Octopus). Si se ejecuta habría un aumento en la demanda que justificaría ese

terminal y ayudaríamos a concretarlo. En este caso valdría la pena una inversión más grande y ahí hemos hecho el

análisis de distintas alternativas, una es el terminal que está planteando el proyecto y otra es usar un sistema de

cabotaje de GNL, o de cabotaje de gas comprimido y otra que es la construcción de un gasoducto uniendo ambos

sistemas.

1.94.- En marcha la Fase 1 del proceso participativo Energía 2050 (Fuente: El Mercurio, 31.10.14): Talleres

ampliados a rondas de trabajo técnico del grupo de expertos son parte de las actividades de la mesa abocada a las ERNC.

Calificado por las autoridades como un proceso histórico por su forma participativa de elaborar una política energética

de Estado, la iniciativa Energía 2050 espera construir una visión compartida para el desarrollo futuro del sector energía

con la validación social, política y técnica. Recientemente, se constituyeron las mesas de trabajo de carácter técnico de

la Fase 1, compuestas por representantes de la sociedad civil, sector público y privado y academia, entre otros, y cuyo

objetivo es la entrega de leyes, lineamientos y estándares. A cargo de la Mesa Integración de las Energías Renovables

No Convencionales en los Sistemas Interconectados, Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del

Ministerio de Energía, explica que en esta instancia están participando representantes de servicios públicos, de la

sociedad civil y de asociaciones gremiales de la industria eléctrica, empresas, académicos y consultores. Esta mesa tiene

como objetivo principal analizar la capacidad de los sistemas interconectados para incorporar y administrar de manera

eficiente y segura altos niveles de participación de generación renovable no convencional, y compartir los antecedentes

que los participantes de la mesa tienen sobre la materia. Ahora en octubre realizamos un Taller Ampliado para dar a

conocer la iniciativa y recabar los primeros antecedentes, y continuaremos en esa tarea en un trabajo acotado a un grupo

más experto de integrantes de la mesa, señala. Santana explica que como punto de partida se usarán las metodologías y

estudios elaborados por la Universidad de Chile para el Ministerio de Energía y la Agencia de Cooperación Alemana

(GIZ). Esperamos enriquecer estos estudios con la información que se obtenga del trabajo de la mesa, y con ello realizar

nuevas investigaciones y modelaciones, con antecedentes sólidos que reflejen el estado del conocimiento sobre la

materia. Durante esta fase se realizarán tres talleres ampliados que son instancias informativas-consultivas, y cuatro

rondas de trabajo técnico con un grupo de expertos. Estas últimas buscan abarcar la dimensión técnica específica de cada

ciclo y se orienta a procurar los insumos de datos y criterios de entrada para los modelos. Iniciamos las actividades el 14

de octubre con un Taller Ampliado luego vendrán dos rondas de trabajo técnico del grupo de expertos (4 de noviembre y

4 de diciembre) en los cuales se trabajarán los parámetros de entrada del largo plazo. Luego, una Sesión del Taller

Ampliado, en enero 2015, para dar a conocer los avances de las mesas de expertos e iniciar el trabajo de la Expansión a

la Operación. A partir de marzo de 2015 se continuará con otras dos rondas de trabajo técnico relacionadas con la

operación económica de los sistemas, para finalizar con el tercer Taller Ampliado para dar a conocer los resultados

finales y lineamientos de documentos a entregar al Comité Consultivo, dice Santana. El jefe de la División de Energías

Renovables del Ministerio de Energía señala que Chile tiene la fortuna de contar con un gran potencial de energías

renovables no convencionales, que está constituido por una cartera diversificada de fuentes de energía. Nuestro desafío

consiste en lograr que Chile desarrolle ese potencial de una manera eficiente y segura para el abastecimiento energético

que necesitamos. En ese contexto, no sentimos que exista una fuente de ERNC prioritaria, pues existen proyectos para

prácticamente todos los tipos de ERNC, que en conjunto con las tecnologías convencionales, contribuyan a los objetivos

de contar con energía confiable, sustentable, inclusiva y también a precios razonables. En materia de energía eólica,

agrega el experto, existen un potencial mayor a 30.000MW en el área cubierta por ambos sistemas interconectados (SIC

y SING). Las áreas geográficas con mayor potencial aún sin desarrollar se localizan en las regiones de Antofagasta, del

Biobío de la Araucanía al sur, especialmente la Isla Grande de Chiloé.

E.- Contratos y Precios

1.95.- Fitch dice que la energía seguirá cara (Fuente: Pulso, 27.10.14): La clasificadora de riesgo Fitch Ratings hizo

público un informe en el que plantea que Chile continúa enfrentando desafíos significativos para asegurar fuentes

confiables de energía a precios competitivos. Fitch proyecta altos precios de energía para los próximos años debido a la

creciente demanda y la desaceleración de las inversiones en generación eficiente. “La competitividad global de las

compañías chilenas seguirá siendo afectada por la presión en los costos de energía”, añade. Precisa que tanto la agenda


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de energía como la reforma tributaria, apoyan la expansión del consumo de GNL en desmedro de las inversiones en

carbón, a pesar de los mayores costos de generación con GNL. La agenda energética incluye expresamente fomentar el

uso del GNL, mientras que el impuesto específico a las emisiones debería incrementar los costos de generación en las

plantas de carbón, agrega. Además, dice que el riesgo regulatorio para el sector energía va en aumento. Dice que varios

factores han incrementado la incertidumbre del mercado, afectando negativamente las decisiones de inversión,

incluyendo: la reciente aprobación de la reforma tributaria que aumentó el impuesto corporativo y el impuesto a las

emisiones, entre otros; el anuncio de una mayor regulación a la distribución de gas natural; cambios al proceso de

licitaciones públicas para contratos de suministro de energía a clientes regulados; y cambios probables en la matriz de

generación debido a la ley 25/20 de energías renovables. “AES Gener y E.CL son compañías más expuestas al impuesto

a las emisiones, mientras Gasco/CGE podrían ver su rentabilidad afectada por un cambio regulatorio en la industria de la

distribución de gas natural”, afirma. La clasificadora estima que el sólido perfil crediticio de las compañías energéticas

en Chile les permitirá hacer frente a los desafíos del sector en el futuro. “Fitch no anticipa acciones de rating negativas

en el corto plazo, a pesar del incremento moderado en el endeudamiento de algunos actores de la industria para financiar

nuevos proyectos. Las compañías que muestran menos holgura en sus indicadores crediticios para incrementar su

endeudamiento en sus respectivas categorías de rating son AES Gener y E.CL”, señala Fitch Ratings, y añade que

Colbún y Endesa han enfrentado presiones en sus flujos de caja debido a limitaciones en su capacidad de despacho.

F.- Artículos Relacionados:

1.96.- Endesa valora llegada de GNF (Fuente: El Mercurio, 17.10.14): “Nos parece muy bien que lleguen empresas a

este país, nosotros no le tenemos miedo a la competencia”. Así se refirió el gerente general de Endesa Chile, Joaquín

Galindo, al arribo al mercado local de la española Gas Natural Fenosa, que lanzó una OPA para hacerse del 100% de la

CGE. Sobre los proyectos de Endesa, Galindo dijo que en marzo de 2015 comenzarán las obras de mayor envergadura

de la central hidroeléctrica Los Cóndores. “Hemos tenido un invierno duro, pero vamos de acuerdo a programa y

cumpliendo los objetivos”, aseguró. En otro plano, la CNE dio a conocer ayer el plan de obras de expansión del SIC, que

prevé que entre 2018 y 2030 ingresarán a la red centrales por unos 5.300 MW, de las cuales más del 70% corresponden a

proyectos ERNC.

1.97.- Energía, Economía y Justicia tendrán mayores alzas de personal en 2015 (Fuente: El Mercurio, 17.10.14): El

mayor aumento desde 2011 tendrá la dotación máxima de personal del Gobierno el próximo año, según el Informe de

Finanzas Públicas de la Dirección de Presupuestos (Dipres). Así, el número de funcionarios en el Estado ascenderá a

212.685, lo que representa un aumento del 4,8% con relación a 2014. Excluyendo a Salud, PDI y Carabineros -cuyos

contratos tienen características distintas-, la dotación aumenta en 6%, según los cálculos de Libertad y Desarrollo (LyD).

Los ministerios que más suben son: Energía (14,9%), Economía (12,1%) y Justicia (9,8%). En el caso de Energía,

destacan los incrementos de la subsecretaría y la CNE. En el caso de Economía, los énfasis están en Turismo, Pesca y

Corfo. En Justicia -excluyendo Gendarmería-, la gran favorecida es también la subsecretaría.

1.98.- Especialistas chilenos visitan Suiza para conocer realidad energética (Fuente: Revista Electricidad, 20.10.14):

El viaje, organizado por la Asociación de Generadoras de Chile A.G. en conjunto con el Consejo Nacional de

Producción Limpia y la Embajada de Suiza en Chile con el apoyo de la Embajada de Chile en Suiza, tiene una duración

de cuatro días, dentro de los cuales están contemplados conocer, entre otros, la experiencia de dicho país en la gestión de

la energía y el desarrollo de grandes proyectos, incluyendo las herramientas y mecanismos para las relaciones con las

comunidades, participación ciudadana y el ordenamiento territorial. Asimismo, el propósito del recorrido por distintas

instalaciones energéticas y visitas a represas en las ciudades de Grimsel, Goms y Berna, entre otras, será informarse en

detalle sobre la experiencia Suiza, reconocida mundialmente por ser única en la combinación de tecnología de

vanguardia y por tener instalaciones de generación diversificadas que cuentan con el apoyo de sus comunidades locales.

También se conocerá en detalle el proceso de planificación participativa energética de largo plazo que se ha desarrollado

en ese país y se sostendrán reuniones con autoridades, empresas y organizaciones no gubernamentales. Como

representante del Ministerio de Medio Ambiente asiste el subsecretario de dicha cartera, Marcelo Mena. Asimismo, en

representación del Ministerio de Energía está la jefa de la División de Prospectiva y Política Energética, Annie Dufey y

el SEREMI de Energía de la región de Los Ríos, Los Lagos y Aysén, Juan Antonio Bijit. Jorge Troncoso, director del

Servicio de Evaluación Ambiental también está presente, junto a representantes del Consejo Nacional de Producción

Limpia; Centro de Energías Renovable; Guillermo Tagle, Presidente de ICARE; Guillermo Turner, Director de la

Tercera y Eduardo Engel, entre otros. De la Asociación de Generadoras de Chile A.G. asisten René Muga,

Vicepresidente Ejecutivo; José Antonio Valdés, presidente del directorio y presidente ejecutivo de Pacific Hydro Chile;

Massimo Tambosco, sub gerente general de Endesa; Daniel Gordon, gerente de Medio Ambiente de Colbún y Felipe

Cabezas, gerente de Administración y Finanzas de GDF Suez Chile.


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1.99.- Crisis del gas y racionamiento, entre los puntos bajos de la red eléctrica en los últimos 15 años (Fuente:

Diario Financiero, 20.10.14): Ha debido hacer frente a sequías, terremotos, racionamiento eléctrico y también

modificaciones reglamentarias. Desde su funcionamiento bajo el actual modelo han pasado 15 años y varias

administraciones, pero el CDEC-SIC sigue a cargo de la coordinación del principal sistema eléctrico del país, que

suministra energía a casi el 94% de la población. Desde 1999, el organismo ha más que triplicado su personal y también

el tamaño de sus instalaciones, pasó de doce coordinados a más de 150 y también debió acompañar el sostenido

incremento de la demanda de los clientes regulados, entre ellos los residenciales, así como de empresas y clientes libres.

El sistema tiene hoy una capacidad instalada de más de 15 mil MW y una demanda máxima diaria en torno a los 7.000

MWh. En marzo el organismo eligió un directorio independiente y en agosto nombró a Andrés Salgado como director

técnico. Los primeros antecedentes del sistema eléctrico se remontan a la creación, por parte de Corfo, de Endesa como

empresa pública de electricidad, a principios de la década del 40'. Luego de esto, y en la medida que se fueron

incorporando nuevas centrales al sistema, surgió la necesidad de coordinar su operación. A fines de los 60' debuta la

central hidroeléctrica Rapel, que coincide con la primera gran sequía registrada en el siglo pasado, lo que motivó a que,

por primera vez, se utilizara el modelo de operación coordinada entre las empresas generadoras para hacer frente a la

escasez de agua y también mantener la seguridad del suministro. Así, Chilectra -en ese tiempo generadora térmica- le

vendía energía a Endesa (hídrica) en las horas de bajo consumo, permitiéndole acumular reservas en los embalses. Con

la creación de la CNE, con la Ley Eléctrica de 1981, se oficializó el sistema de coordinación entre las empresas que

funciona hasta hoy. En 1985, y a pocos años de dictada la Ley Eléctrica, entran en operación los CDEC con la entrada

en vigencia del Decreto N° 6 del Ministerio de Economía, que regulaba su operación, en el mes de febrero de ese año

parte el CDEC-SIC, que inicialmente sólo fue conformado por dos empresas -Endesa y Chilectra- que se turnaban los

cargos directivos. El primer presidente del organismo fue Mario Zenteno, ejecutivo de Endesa, y el despacho de las

centrales fue delegado a esa compañía, aún en manos del Estado. La entrada de las centrales Colbún y Machicura trajo

también la construcción de la primera línea de transmisión de 500 kV en el país, lo que obligó a Endesa a adquirir el

primer sistema de monitoreo de datos en tiempo real, denominado SCADA. A fines de los 80, y ya con las empresas

estatales en manos privadas, una nueva sequía puso a prueba el sistema, que logró sortear la crisis sin cortar el

suministro a los clientes. Los periodos consecutivos de sequía que afectaron a la zona centro sur entre 1996 y 1999

tensionaron las relaciones entre las empresas, ante el desacuerdo en los procedimientos para fijar los precios a los que se

pagaba la energía que intercambiaban, lo que finalmente terminó por deteriorar la situación financiera de algunas

empresas. A esto se sumó el racionamiento eléctrico que se aplicó a la población y que se extendió entre noviembre de

1998 y julio de 1999, aunque con periodos de normalidad en el suministro. Con estos antecedentes en la mano, la

autoridad decidió intervenir y modificó la ley general de servicios eléctricos, dando paso en 1999 al modelo de los

CDECs autónomos, es decir, integrados por personal propio y no de las empresas, como había ocurrido hasta ese

momento. El primer director de operaciones y peajes bajo el nuevo esquema fue Carlos Mackenna, y la organización se

echó a andar con $ 50 millones aportados por las empresas integrantes. Los primeros años del organismo bajo el nuevo

modelo fueron de consolidación, e incluso se prepararon para el supuesto "cataclismo" que produciría el cambio de

milenio en los sistemas informáticos. Pero la mayor prueba vino con la restricción y posterior corte total de los envíos de

gas desde Argentina, que dejó a gran parte de la capacidad instalada de sistema sin acceso a combustible para operar,

obligando a unidades como San Isidro, Nehuenco I y III y Nueva Renca a convertirse al diesel, lo que encareció el costo

del sistema. El 27 de febrero de 2010, a las 3:34 de la madrugada, un terremoto de magnitud 8,8° Richter sacudió a la

zona central del país, dejando sin suministro eléctrico a la población entre Taltal y Chiloé. El alcance de los daños

demoró la recuperación del suministro hasta por semanas en algunas zonas y el 11 de marzo el 85% ya estaba

recuperado, pero el SIC seguía vulnerable. El 14 de marzo se produjo un blackout que afectó a todo el sistema. A partir

de 2010 la sequía volvió a jugar un rol relevante en el sistema, que se desadaptó, llevando a una escalada en los precios.

El CDEC también se embarcó en un proceso de modernización, tanto técnica -con la adquisición y puesta en marcha de

un nuevo sistema de monitoreo SCADA como organizacional, con la creación de nuevas unidades. A partir del Decreto

N° 115, que entró en vigencia en noviembre de 2013, el organismo avanzó hacia un modelo de mayor independencia

respecto de las empresas que lo integran. El proceso fue liderado por Juan Cembrano -director en representación de los

clientes libres- quien fue el encargado de impulsar el nuevo modelo. Los directores se redujeron de 10 a 5,

manteniéndose la representación de cada segmento, y estos ahora no podrán ser dependientes de las empresas, durando

tres años en el cargo y pudiendo ser reelegidos por dos periodos más. Además, se creó la dirección técnica de

Planificación y Desarrollo.

1.100.- Bolivia busca convertirse en una potencia energética en el corazón de Sudamérica (Fuente: El Mercurio,

18.10.14): Con el propósito de hacer realidad la promesa del reelegido Presidente Evo Morales de convertir al país en el

"centro energético en Sudamérica", Bolivia inició esta semana las pruebas preliminares de funcionamiento de la planta

Gran Chaco, con la cual espera obtener ingresos anuales por US$ 872 millones. Se trata de la nueva planta separadora de

http://buscador.emol.com/redirect.php?url=http%3A%2F%2Fdiario.elmercurio.com%2F2014%2F10%2F18%2Finternacional%2Finternacional%2Fnoticias%2F35efd7a9-a691-4f47-862c-b320c9457c87.htm


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líquidos del gas natural que construye en el sur del país la firma española Técnicas Reunidas (TR) y que entrará en

funciones en el primer trimestre de 2015, informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos YPFB, Carlos Villegas, en

la localidad de Yacuiba, en la región sureña de Tarija, durante un acto al que también asistió Morales. La planta será una

de las tres más grandes de la región en cuanto a capacidad, según YPFB. Este proyecto tendrá una capacidad de proceso

de 32 millones de metros cúbicos por día de gas natural, para producir 3.144 toneladas métricas diarias de etano, 2.247

toneladas de GLP, 1.044 barriles estándar por día de isopentano y 1.658 barriles de gasolina natural. Además de este

proyecto, TR también ha trabajado en dos plantas de tratamiento del gas del campo Margarita, gestionado por la

española Repsol, también en Tarija, y en una refinería de Cochabamba (centro), que está a cargo de TPFB. Los expertos

confirman que en materia de avances en industrialización y reservas de gas natural, el país andino sí está en vías de

convertirse en una “potencia energética regional”. “Bolivia está enviando casi 30 millones de metros cúbicos de gas por

día a Brasil, casi 20 millones a Argentina, y se han instalado plantas de energía eléctrica para exportar electricidad

posiblemente a Argentina, y se piensa poner en marcha un programa civil de energía nuclear. Eso convierte a Bolivia,

por el momento, en un importante eje energético y en camino a ser potencia”, explico el ex ministro de Hidrocarburos

Álvaro Ríos. Bolivia, todavía uno de los países más pobres de Ámerica Latina, tiene actualmente la economía de mayor

crecimiento en la región, el Fondo Monetario Internacional proyecta un PIB de 5.2% para 2014, nutrida en gran parte

por una nacionalización del sector de hidrocarburos que dio abundantes recursos y rédito político al gobierno del

reelegido Morales. En reciente diálogo con El Mercurio en el Palacio Quemado, en La Paz, Evo elogió los resultados de

la nacionalización de los hidrocarburos, decretada el 1 de mayo de 2006, que en los años de vigor dejó ingresos por

23.019 millones de dólares, más de seis veces que los generados en el quinquenio precedente. Destacó, por ejemplo, que

con los recursos de la nacionalización petrolera, el gobierno boliviano pudo aumentar la inversión pública, realizar obras

de infraestructura y aplicar políticas sociales, como la entrega de bonos de asistencia a adultos mayores de 69 años,

mujeres embarazadas y escolares. La clave de la nacionalización fue negociar nuevas condiciones de contratos, más

favorables para el estado. Estos términos contractuales quedaron en 80% a favor del Estado boliviano y 18% para las

transnacionales que explotaban gas y petróleo. Poco antes, una reforma había elevado los impuestos del gas desde un

18% hasta un 50%, medida que fue el punto de partida para que Morales apuntalara su política nacionalista. Tras el

aumento de la renta petrolera, desde 2006 a 2013 el Producto Interno Bruto (PIB) se triplico de 9.500 millones de

dólares hasta 30.381 millones de dólares. El PIB per cápita subió de 1.010 a 2.757 dólares, y el salario mínimo pasó de

72 a 206 dólares. El acierto más grande que se pudo hacer en Bolivia fue que el Estado recuperara la propiedad de los

hidrocarburos, porque antes de advenimiento de la gestión de Morales, las petroleras decidían a su antojo el precio de los

energéticos tanto en el contexto nacional como internacional. El que el Estado tenga ahora injerencia es fundamental

para nuestro desarrollo, dijo Ríos. Sin embargo hay voces críticas sobre cómo se ha llevado adelante el proceso de

nacionalización. Algunos piensan que el boom no ha sido por la recuperación de los hidrocarburos, sino por los altos

valores de estos en los mercados mundiales. El rol que ha jugado la estatal YPFB en el desarrollo de los hidrocarburos

ha sido otro tema divisivo y polémico. La falta de un perfil técnico, las constantes denuncias de nepotismo, ineficiencia

y contratación con sesgo político en desmedro de personal técnico y especializado han seguido siendo los puntos frágiles

de la compañía. Es una empresa que es un elefante, que ha crecido descomunalmente, y abarca todos los eslabones de la

cadena de hidrocarburos; es el único importador y exportador, dueño absoluto de las reservas, explicó a este diario Hugo

del Granado, consultor e investigador energético. Otra de las sombras está en el tema de la industrialización, que fue un

aspecto que prometió Morales. Hay quienes denuncian que se ha hecho poco. También han dejado la exploración de

nuevas reservas. A raíz de esto, las reservas probadas de gas natural han ido en continuo descenso, y ello pone en peligro

los compromisos de exportación a Brasil y Argentina, la industrialización y el abastecimiento del mercado interno en el

corto plazo, manifestó Del Granado, quien añadió que es necesario una nueva ley de hidrocarburos, menos estatista que

la actual.

1.101.- Jornadas Eliqsa-Collahuasi abordarán productividad de sistemas eléctricos (Fuente: Revista Electricidad,

21.10.14): Los desafíos de productividad en las operaciones y mantenimiento de sistemas eléctricos en la gran minería

en Chile serán los temas que abordará, el próximo 4 de diciembre en el Hotel Terrado Suites de Iquique, un centenar de

profesionales de la industria minera y eléctrica, durante las VIII Jornadas Técnicas que organiza Eliqsa y Compañía

Minera Doña Inés de Collahuasi. Las jornadas técnicas buscan intercambiar experiencias en torno a la operación de

sistemas eléctricos en las faenas de la gran minería, el mantenimiento enfocado a la continuidad de la producción,

además de compartir información sobre nuevas tecnologías aplicadas a esta área productiva, analizando las nuevas

perspectivas en el ámbito eléctrico. Este encuentro será encabezado por el Gerente General del grupo Emel – Conafe,

Alfonso Toro, y el Gerente de Gestión de Activos y Servicios Operacionales de Collahuasi, Iñigo Otondo. Además se

espera la asistencia de ejecutivos, académicos y profesionales responsables de la administración, operación y

mantenimiento de los sistemas eléctricos de potencia (SEP) en esta industria.


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1.102.- Estudio: Chile será líder regional en contaminación si no cambia modelo de expansión eléctrico (Fuente:

Pulso, 23.10.14): Si Chile mantiene su modelo actual de expansión de la matriz energética -dominado por la

termoelectricidad y fundamentalmente el carbón- se convertirá en pocos años en el más grande contaminador per cápita

en América Latina y se ubicaría por encima de la mayoría de los países europeos, lo que afecta gravemente su

competitividad a nivel mundial. Esa es una de las conclusiones principales del estudio Imaginando un Chile Sustentable,

que fue elaborado por investigadores del National Resources Defense Council (NRDC) de EEUU y de Berkeley

University. El trabajo, en el que participa también la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) y que fue

presentado entre martes y jueves de esta semana al CDEC-SIC, CDEC-SING, CNE y al Ministerio de Energía, utiliza un

sistema de modelación de expansión de capacidad de largo plazo denominado SWITCH, que fue usado en el ejercicio

analiza distintos escenarios sobre la evolución de la red eléctrica nacional desde 2011 y hasta 2031. Según el documento,

al que tuvo acceso PULSO, en un escenario sin cambios (BAU, por la abreviación de Business-as-usual) respecto del

esquema actual de expansión del sistema eléctrico, Chile verá “un aumento en su perfil de riesgo y el incumplimiento

con su compromiso internacional del 20% de reducciones de gases de efecto invernadero para el año 2020”. En ese

panorama, la energía generada por las centrales de carbón subiría del 25% en el 2014 a un 47% en el 2030. A ello se

suma, según los autores, que gran parte de este carbón sería importado, lo que generaría un cuadro tan riesgoso como lo

ocurrido con las importaciones de gas natural desde Argentina en la década del 90 “con sus conocidas consecuencias”,

se explica. En un segundo escenario, se plantea que si Chile no instala nuevas plantas de carbón a partir de 2014, los

costos del sistema solo subirían un 3% y las emisiones de dióxido de carbono se reducirían a la mitad en comparación

con el escenario BAU. Según la modelación, en ese caso el gas natural y las energías renovables no convencionales se

dividirían uniformemente el espacio que deja la generación a carbón, en comparación con el escenario BAU, pero se

requerirá un incremento adicional del 70% al 100% de capacidad de GNL para el año 2030 en comparación con los

planes de expansión existentes en los dos sistemas principales, SING y SIC. “En el escenario sin carbón (SC) se impide

la instalación de nuevas plantas a carbón, pero permitimos plantas de gas natural y de ciclo combinado para cubrir picos

de demanda. Demostramos que la ausencia de este hidrocarburo en la red chilena no causa estragos en el sistema

energético”, se concluye. Si no se instalan nuevas centrales a carbón se requeriría aumentar la capacidad de

regasificación de 10 a 15 millones de metros cúbicos día en Quintero y de 5,5 a 8 millones de m3 en Mejillones. Esto,

considerando que estas capacidades no son solo para la producción de electricidad, sino también para el uso de gas

residencial, comercial e industrial. Una tercera conclusión se relaciona con la penetración de las energías renovables en

la matriz eléctrica nacional. Al respecto se establece que Chile puede instalar hasta 25 veces su capacidad renovable

intermitente que existía en el sistema en 2013, siempre y cuando se vea acompañada de la flexibilidad que proveerían las

plantas de gas natural, lo que se traduciría en una proporción de 7:1 entre los recursos intermitentes (eólicos y solares) y

la capacidad de “respaldo” o flexible. La intermitencia de las centrales eólicas o solares se supliría con despachos

horarios de energía hidroeléctrica, lo que permitiría mantener la confiabilidad del sistema. Sin embargo, este crecimiento

de la participación ERNC depende en alto grado de que la expansión de la red de transmisión no se vea obstaculizada.

Ello triplicaría los costos de integración al sistema, creando a su vez una transferencia de riqueza hacia los generadores

convencionales, “particularmente aquellos basados en combustibles fósiles, que compensan la falta de expansión de la

transmisión con una implementación más extensa y mayores costos operativos y de combustible”, se agrega en el texto.

Además, el trabajo dedica un capítulo especial a la geotermia, recurso sobre el cual se dice que es el recurso más

rentable y que una implementación temprana de esta energía permitiría ahorrar hasta US$11 mil millones en 20 años.

Sobre la energía eólica, el estudio agrega que debiera convertirse en la mayor fuente de ERNC en Chile a 2030, con

entre 7 y 8,5 GW instalados. La energía solar, en tanto, podría llegar a entre 1.700 y 3.600 MW instalados a 2030, lo que

dependerá de las variaciones en los costos y el financiamiento. “Nuestros resultados indican que Chile puede prescindir

de nuevas unidades en base a carbón y que esto incrementa los costos de sistema en un 3% en los 20 años simulados.

Este escenario requiere duplicar la capacidad actual de gasificación en los terminales de GNL, además de incorporar

grandes cantidades de energías renovables lideradas por la eólica y seguida por solar y geotermia”, señala Juan Pablo

Carvallo, uno de los autores del estudio. El investigador está en Chile para presentar el análisis a las principales

entidades relacionadas con energía, como los CDEC, la CNE y el Ministerio de Energía. Según Carvallo, el sector

eléctrico chileno lleva casi una década de precios altos, alta concentración, suministro restringido, e incertidumbre en el

desarrollo de proyectos convencionales de mayor tamaño. Por ello, agrega, la Agenda de Energía elaborada por el

gobierno de la Presidenta Bachelet ha reconocido la importancia de que el Estado asuma un rol más activo, de la

diversificación de la matriz y de los actores, y de reducir costos. “La diversificación de fuentes de energía es un

componente central para conseguir mercados eléctricos competitivos y robustos e incrementar la seguridad energética de

un país. Nuestros resultados indican que si Chile sigue una expansión que atienda solamente a una eficiencia en costo y

que no atienda a los costos de las externalidades ambientales, sociales, y macroeconómicas, estará produciendo un 47%

de su energía en base a carbón hacia el 2030, comparado con un 25% actual”, complementa el investigador. Añade que

en la opinión de los autores, existen diversos riesgos al depender de manera tan fuerte de un único combustible

importado. “Se espera que el carbón comience a exhibir volatilidad de precios cada vez más alta en la medida que


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avanzan las negociaciones para establecer impuestos y/o precios a las emisiones de dióxido de carbono a nivel mundial.

Esta misma regulación provocaría que productos y servicios desarrollados con una mayor huella de carbono sean menos

competitivos en los mercados mundiales”, plantea. “La conclusión que un sistema diversificado y más limpio puede

bajar los costos. El trabajo ahora es definir reglas de mercado para dar a Chile el futuro energético, estable, limpio y

costo-efectivo que merecen los chilenos”, responde Doug Sims, director de Estrategia y Finanzas para de NRDC,

entidad que junto con Acera apoyaron la realización de este trabajo. El estudio fue realizado por los candidatos a doctor

Juan Pablo Carvallo, Patricia Hidalgo-González y Daniel M. Kammen, todos ellos de la Universidad de Berkeley.

1.103.- Seguridad Eléctrica en Chile fue abordada en Encuentro Eléctrico 2014 (Fuente: Revista Electricidad,

24.10.14): La Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE) junto a su comité eléctrico, realizó el 21 de octubre,

el “Encuentro Eléctrico AIE 2014, Desafíos en Seguridad Eléctrica”, con una alta convocatoria de participantes y

organizadores. La jornada se efectuó en la sede Santiago sur de Inacap, donde se abordaron aspectos de seguridad

eléctrica en nuevas normativas, gestión de programas de seguridad, sistemas de puesta a tierra y otras temáticas

enmarcadas dentro de los desafíos en estos ámbitos, los cuales fueron tratados por distintos expertos en estas materias.

En dicha instancia participaron representantes de gobierno, empresas, clientes de la industria, estudiantes y

profesionales, donde todos ellos lograron conocer las últimas tendencias y tecnologías del sector eléctrico, además de

conocer datos importantes a considerar en cuanto a la seguridad para instalaciones, empresas y sobre todo para personas.

Cabe mencionar que la tercera causa de muerte en Chile es por accidentes eléctricos. El encuentro fue inaugurado por

Juan Menchaca, Presidente de AIE, quien reconoció el valor de preocuparse y discutir temas que potencian a la industria

en materias de seguridad, además de mencionar que uno de los propósitos de AIE es ser un facilitador constante. Entre

los expositores del Encuentro Eléctrico 2014, estuvieron Julio Clavijo, SEC; Cesar Muñoz, de la ACHS; Sergio Pesce,

PPE; Paulo Espinoza, Chilectra; Javier Hernández, del Idiem de la Universidad de Chile y Paolo Cuevas de Fitflow. Al

cierre de la instancia se realizó un foro a cargo de Mónica Brevis, Presidenta del Comité Eléctrico de AIE, en el cual se

trataron todas las consultas del público asistente. Cabe mencionar que el evento fue transmitido a todas las sedes de

Inacap del país. Los auspiciadores fueron: Ima, Intronica, Kolff, PPE, Redacom, Santo Tomás, Colvin & CIA Ltda,

Kamstrup, Eecol Electric y Exponor Chile2015.

1.104.- Chile es el quinto país en desarrollo más atractivo para invertir en energías limpias (Fuente: Revista

Electricidad, 28.10.14): Este martes se dio a conocer el Climascopio, un informe que analiza las inversiones en energías

limpias de los países en desarrollo, considerando 55 mercados a través de África, Asia, América Latina y el Caribe. Los

resultados muestran que en estos países, la capacidad de energía limpia creció más rápido que en los países

desarrollados. En los últimos cinco años, creció más del doble y por un total de 142 GW (más de la capacidad actual de

Francia). Entre las conclusiones del estudio destaca: Los mayores diez: China, Brasil, Sudáfrica, India, Chile, Uruguay,

Kenia, México, Indonesia, Uganda. China ocupa el lugar número 1; mientras Brasil le sigue muy de cerca en el número

2. El país asiático recibió la clasificación más alta como el mayor fabricante de equipos de energía solar y eólica en el

mundo y la demanda del mercado más grande para dichos productos. Sudáfrica, Kenia y Uganda se encuentran entre los

países con puntaje más alto: Todos tienen relevantes programas y proyectos de energía limpia. Sudáfrica ha invertido

casi US$10.000 millones en energía limpia en los últimos dos años. Las naciones de América Latina y el Caribe se

vieron impulsadas por Brasil, y más recientemente Uruguay: Aunque Brasil sigue dominando, América Latina y el

Caribe en combinación se están convirtiendo en un destino de inversión en energía limpia. Pequeña escalas de energía

renovable ofrecen acceso eficaz a personas que viven sin electricidad. Tanzania tiene la regulación más avanzada para

este tipo de proyectos, con una serie de proyectos de pequeña potencia que ya están en curso. La demanda de energía

limpia está creciendo más rápido sobre una base porcentual que en los países más desarrollados. De 2008 a 2013, las

naciones en el Climascopio añadieron 142 GW (un poco más de la capacidad total instalada de Francia) a la capacidad

de energías renovables minihidráulicas nuevas. Esto representó una tasa de crecimiento del 143%. En comparación, los

más ricos países de la OCDE añadieron 213 GW, registrando una tasa de crecimiento de la capacidad de energía limpia

de 84%. Este informe fue patrocinado por el Fondo Multilateral de Inversiones (FOMIN) del Grupo del Banco

Interamericano de Desarrollo (BID), el UK Department for International Development (Departamento del Gobierno del

Reino Unido para el Desarrollo Internacional o DFID) y la United States Agency for International Development

(Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional o USAID), bajo la iniciativa del presidente Barack Obama,

“Power Africa”, la cual encargó que Bloomberg New Energy Finance (BNEF) analizara las perspectivas de desarrollo

de energía solar, eólica, minihidráulica, geotérmica, biomasa y otras tecnologías que emiten cero emisiones de carbono

(excluyendo las grandes hidroeléctricas). Climascopio fue desarrollado en 2012 por el FOMIN/BID y BNEF y evaluó

inicialmente 26 países de América Latina y el Caribe. El proyecto ampliado de este año incluye 19 países de África, 10

en Asia, así como de 15 provincias de China y 10 estados de la India gracias a la ayuda adicional de DFID y USAID.


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1.105.- GNL e hidroeléctricas en Aysén son las medidas más eficaces para reducir emisiones (Fuente: El Mercurio,

30.10.14): Entre las 96 medidas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero evaluadas en la fase 2 del

proyecto MAPS (Mitigation Action Plans and Scenarios), el sector eléctrico concentra aquellas que poseen un mayor

potencial de abatimiento para el período 2013 y 2030. Según la propuesta -que será presentada hoy y que fue realizada

por seis ministerios y un amplio grupo de asesores-, el segmento eléctrico, a su vez, registra las emisiones más altas

entre 10 sectores productivos. En términos absolutos, transporte y forestal son los sectores que le siguen, según su

capacidad para aportar a la reducción. En materia de energía, se propone impulsar un aumento sustantivo de la

generación con GNL, que permitiría reducir en promedio 11,9 millones de toneladas de CO2 al año, y la expansión

hidroeléctrica en Aysén, que disminuiría 12 millones de toneladas en el mismo período. “Estos recursos (en Aysén)

deben ser parte de una estrategia nacional de mitigación”, dijo el ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier. También

MAPS considera efectivas otras medidas, como el incentivo a las ERNC y la interconexión regional con otros países.

Pero éstas, como todas las otras iniciativas propuestas para los otros sectores económicos, reducen como máximo la

mitad de lo logrado por las primeras proposiciones mencionadas. Hernán Blanco, líder del proceso participativo de

MAPS, explica que, en un escenario de crecimiento medio del PIB -y en caso de que no se adopten las medidas

propuestas-, las emisiones totales país crecerían cerca de un 50% entre el 2013 y 2020, y 100% entre 2013 y 2030. Una

de las principales novedades de MAPS es que el proyecto evaluó el impacto que distintos escenarios tendientes a reducir

las emisiones pueden tener sobre el conjunto de la economía. Esto, considerando la interacción entre los diversos

sectores analizados. Así, se concluyó que en el corto plazo (2020) existe un impacto negativo sobre el empleo y el PIB

en casi todos los escenarios, pero a 2030 estos efectos se revierten y ambos índices comienzan a tomar fuerza. La única

excepción (ver infografía), ocurre en los escenarios de impuesto al carbono tanto de US$ 5 como de US$ 20. Badenier

explica que este gravamen es distinto al aprobado en la reforma tributaria, ya que MAPS considera un impuesto al

carbono emitido por todas las fuentes de emisiones sin distinción, mientras que el de la reforma sólo grava a las

centrales termoeléctricas de más de 50 MW. “En este modelo la recaudación fiscal se transfiere directamente a los

hogares con el objetivo de evaluar el impacto del impuesto sin efectos adicionales sobre la economía”, comenta. MAPS

analizó además 11 medidas implementadas entre 2007 y 2013, lapso en que Chile se comprometió a reducir un 20% de

sus emisiones al 2020, involucrando la ley de ERNC, de bosque nativo, y eficiencia en la minería, entre otras. Concluyó

que la reducción de emisiones a 2013 varió entre 1,8 y 5,06 millones de toneladas de CO2.

2.- TRANSMISIÓN

2.106.- Interconexión: El futuro del SING (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): En una relativa estabilidad se

encuentra la situación del SING en materia de precios e incorporación de nuevos proyectos e inversiones. Todo ello con

miras a uno de sus grandes objetivos: la interconexión con el SIC y con los países vecinos, en el marco de las medidas

que plantea la Agenda de Energía del Gobierno. Si bien en la actualidad el sistema eléctrico muestra estabilidad, en el

futuro deberá enfrentar el desafío de robustecer la transmisión, especialmente en vista al ingreso de nuevos proyectos de

ERNC. Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, plantea a Revista Electricidad que “el SING, si uno lo

compara con el SIC, en el último tiempo ha presentado menores variabilidades de precios y, desde este punto de vista,

uno podría decir que está en una posición mucho más estable. Eso significa que los precios en este sistema, si bien

fluctúan, se mantienen entre US$75 y US$90 MWh como nivel promedio”. A juicio del ejecutivo, la postergación de

proyectos en la minería ha posibilitado que la oferta “no tenga que crecer en las mismas tasas que veíamos hace dos

años; en la práctica vemos que la oferta futura permite satisfacer adecuadamente la expansión de los proyectos mineros

que hoy tenemos, por lo que en los próximos cinco a ocho años, la relación oferta-demanda va a estar más o menos

calzada”. La desaceleración de la producción minera se refleja en la menor demanda de energía dentro del sistema,

donde los grandes consumidores registran un empeoramiento en las previsiones de demanda por cliente, de acuerdo a lo

que muestra el informe de junio del CDEC-SING. El documento indica una disminución en la demanda de energía por

cliente, especialmente en los yacimientos de Escondida (que anota una demanda real promedio de 406,5 MW), seguida

de Chuquicamata (224,8 MW), Radomiro Tomic (78,8 MW); Lomas Bayas (32,4 MW); El Tesoro (29,4 MW); Mantos

Blancos (26,8 MW); Sierra Gorda (10,7 MW); Quebrada Blanca (7 MW) y Aguas Blancas (1,8 MW), entre otros. En

tanto, el último informe de Systep –correspondiente a agosto− prevé un aumento de la demanda de 10% en los próximos

doce meses, debido a la conexión de nuevos proyectos industriales y al aumento en la demanda de clientes existentes,

aunque aclara que esto se relaciona con el cumplimiento efectivo de las condiciones de demanda esperadas, “situación

que en el pasado ha conducido a sobrestimaciones en las proyecciones de demanda informadas por las empresas”. En un

escenario de baja demanda, Systep estima que el costo marginal alcanzaría los US$48 MWh, comparados con los US$85

MWh del escenario de demanda base, mientras que un contexto de alta demanda presionaría el costo marginal promedio

a US$161 MWh. Sin embargo, para José Ignacio Escobar, gerente general de Mainstream y director de la Asociación de

la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE), la curva de demanda del SING es “preocupante”, pues “unas pequeñas

variaciones de carga, en la oferta o la demanda, genera tremendos saltos de precios, de US$50 MWh a US$150 MWh”.

http://www.revistaei.cl/reportajes/interconexion-el-futuro-del-sing/


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El ejecutivo planteó esta problemática en su exposición sobre el estado del sector eléctrico y sus desafíos a futuro,

durante un seminario en la Universidad Diego Portales, donde sostuvo que “para el SING, en el corto plazo, no hay

problemas de precio, pues tiene un promedio de US$70 MWh, pero basta que entre un nuevo proyecto minero o que

haya una falla importante en una central y esto cambia radicalmente”. Otro punto relevante es el ingreso de nuevos

proyectos al sistema. Según Systep, “dentro de los próximos 12 meses se espera la puesta en operación de 4 proyectos

solares por un total de 116 MW”. En esta línea, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías

Renovables (Acera), señala a Revista Electricidad que durante este año se han incorporado proyectos, como “Valle de

Los Vientos con una potencia instalada de 90 MW de Energía Eólica y tres proyectos solares fotovoltaicos (El Águila,

Pozo Almonte Solar 2 y 3), con un total de 25,5 MW de potencia”. De acuerdo con los datos del Sistema de Evaluación

de Impacto Ambiental (SEIA), los proyectos en calificación suman 2.379 MW, con una inversión de US$4.115

millones, mientras que las iniciativas aprobadas suman un total de US$26.833 millones, equivalentes a 10.589 MW. La

entrada de estos nuevos proyectos también supone más de un desafío para el CDEC-SING. Según Ramón Galaz, “lo

único que uno puede ver ahora es que el sistema tiene cierta capacidad de absorber energía renovable, alrededor de 350

MW, en condiciones estables. En los próximos tres a cuatro años tendremos una mayor cantidad de esta energía y ahí el

desafío es cómo se va a administrar el sistema”. En el acto de conmemoración de los 15 años del CDEC-SING, el

presidente del directorio de la institución, Rodrigo Quinteros, indicó que para 2016 se espera el ingreso de 1.000 MW de

energía termoeléctrica y unos 500 MW en ERNC. “Todos estos desafíos han generado gran conocimiento al interior de

la organización y han sido acompañados por un crecimiento gradual del CDEC-SING en términos de infraestructura,

organización, mejores prácticas y en grados de independencia”, afirmó el ejecutivo. Carlos Finat comenta que “el SING,

como un sistema compuesto por varios subsistemas dedicados, requiere urgentemente una visión de desarrollo armónico

de largo plazo. Sin ella, es posible que comience a experimentar restricciones de transmisión que, por cierto, limitarán la

competencia a nivel de la generación”. Los especialistas indican que el desafío más relevante para el SING es la

interconexión con otros sistemas eléctricos tanto a nivel local como internacional, lo que vendrá de la mano con las

medidas de la Agenda de Energía, como lo graficó Rodrigo Quinteros en el panel de aniversario del CDEC-SING:

“Estamos asistiendo a un periodo de cambios identificados en la Agenda de Energía del Gobierno y del que el CDEC

SING se hará cargo, como la interconexión SING-SIC y el fortalecimiento de la integración regional”. Pensando en la

interconexión nacional, a fines de julio la CNE lanzó la licitación pública para desarrollar el estudio “Actualización de

Antecedentes Técnicos y Económicos para Proyecto de Línea de Interconexión”, cuyo objetivo es contar con las

características técnicas que tendrá la unión de los sistemas. La idea es lograr la transmisión de energía del polo de

generación de Mejillones a la subestación Cardones en el norte del SIC. Hasta el momento la empresa E-CL, del Grupo

GDF Suez, es la que está en carrera para levantar un proyecto de interconexión desde Mejillones hasta Cardones, el que

estaría listo en 2017. “Me da la sensación de que la discusión no debería ser hoy día si estos sistemas se van a

interconectar o no. Al final del día habrá interconexión y el punto es que se haga en la fecha correcta”, concluye Ramón

Galaz. Principales conclusiones:

- El SING goza de una relativa estabilidad en cuanto a precios y a la relación de oferta y demanda dentro del sistema,

aunque este escenario queda sujeto al ingreso de nuevos proyectos a la zona de operaciones, los que podrían incidir

en la variabilidad de precios.

- Un desafío importante para el sistema es la presión de los proyectos de energía renovable para acceder a la

transmisión, donde se requieren mayores holguras para robustecer al SING, además de modificar algunas medidas

para facilitar la expansión de subestaciones.

- La interconexión con el SIC está a la espera de que el Gobierno reciba una actualización de los estudios técnicos para

ver la factibilidad de la medida, aunque la empresa E-CL se alista a desarrollar el proyecto Mejillones-Cardones,

para que sea considerada como una alternativa real.

2.107.- Chile-Perú definen dos formas de interconexión eléctrica (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): 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. 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

(D.S.): 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-

http://www.revistaei.cl/entrevistas/chile-peru-definen-dos-formas-de-interconexion-electrica/


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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 (C.B.): 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 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.

2.108.- Cigré analiza integración de ERNC al sistema de transmisión (Fuente: Revista Electricidad, 16.120.14): Las

novedades tecnológicas para servicios complementarios en el sistema de transmisión, junto a la integración de las ERNC

a las líneas eléctricas son los principales puntos que aborda el seminario “Nueva norma técnica e integración de

generación al sistema de transmisión”, organizado por el Comité Chileno del Cigré (Consejo internacional de Grandes

Redes Eléctricas), que se realiza en el edificio de la Sofofa. El encuentro comenzó con la exposición del jefe del área

eléctrica de la Comisión Nacional de Energía, Iván Saavedra, quien destacó los avances para modificar la regulación en

los sectores de licitaciones de suministro eléctrico y en el sistema de transmisión. El personero explicó que la idea de las

autoridades también es avanzar en el autoconsumo de energía desde los hogares, el desarrollo de la geotermia, la

creación de nuevos seremis en regiones donde no existen, renovación de franquicias tributarias para colectores solares y

la ley de eficiencia energética. Por su lado, Eduardo Andrade, presidente del Comité Chileno del Cigré señaló que el

próximo año estudian la realización de seminarios sobre el impacto de la generación distribuida de electricidad, y sobre

la regulación en transmisión. El primer bloque del seminario analizó las tecnologías para servicios complementarios en

la transmisión, donde expuso Alfredo de la Quintana, director de Conecta Ingeniería, quien indico que las redes

eléctricas del futuro deben avanzar en sistemas de predicción para minimizar congestiones en el transporte de energía,


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además de mejorar las operaciones, con mercados más dinámicos y despachos de energía más frecuentes y en tiempo

real.

2.109.- Corte rechaza recurso de protección de comunidades indígenas contra Transelec (Fuente: Emol, 21.10.14):

La Corte de Apelaciones de Santiago rechazó este martes el recurso de protección presentado por comunidades

indígenas de la comuna de Lo Prado en contra de la decisión de la Comisión de Evaluación Ambiental de la Región

Metropolitana que autorizó el proyecto de subestación eléctrica Neptuno, de Transelec. En fallo unánime, la Séptima

Sala del tribunal de alzada -integrada por los ministros María Rosa Kittsteiner, Juan Antonio Poblete y la abogada (i)

María Cristina Gajardo- rechazó la acción cautelar presentada en contra del proyecto, descartando un actuar arbitrario o

ilegal de la autoridad calificadora. Uno de los argumentos de las comunidades mapuches era que no se cumplieron los

estándares de la consulta indígena -como lo establece el Convenio 169 de la OIT- lo que fue desestimado por el tribunal

ya que esta se realizó entre el 12 de noviembre de 2012 y el 1 de febrero 2013. El proyecto, que involucra una inversión

cercana a los US$ 21,3 millones, consiste en la construcción y operación de una Subestación eléctrica tipo GIS (Gas

Insulated Substation) 'indoor' de 220 KV/20,4 kV y una línea de arranque hacia dicha Subestación, que seccionará el

circuito 1 (oriente) de la actual línea de transmisión eléctrica Alto Jahuel-Cerro Navia.

2.110.- CDEC-SING abordó en Lima perspectivas de la integración energética regional (Fuente: Revista Minería

Chilena, 23.10.14): El CDEC-SING participó en el Foro titulado “Perspectivas de la integración energética”, realizado

en Lima, Perú, en el contexto del Congreso “Día de la Energía”, instancia en la que el director ejecutivo del organismo,

Daniel Salazar, destacó el crecimiento del sector minero del norte grande de Chile, las perspectivas para el crecimiento

de las ERNC, el nexo existente con Argentina y las posibilidades de complementariedad con el mercado peruano.

Salazar además precisó que la integración energética regional es una temática que durante mucho tiempo estuvo alejada

de la agenda de Chile, lo que habría cambiado debido al actual contexto y a la experiencia chilena en lo referido a la

matriz energética. El director ejecutivo de CDEC-SING recordó que la década pasada, Chile perdió la principal fuente

energética por la que apostó, que fue el gas natural argentino, lo que generó altos costos en sustituir la matriz y a su vez,

la necesidad de abordar con otra mirada a los procesos de integración. Junto a lo anterior indicó que la demanda eléctrica

de Chile es y continuará siendo relevante, tomando en consideración que se trata de un país minero. El encuentro contó

con la participación de las máximas autoridades peruanas, como el ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga

Alba, y el vice ministro de la cartera, Edwin Quintanilla, además de los máximos ejecutivos del sector eléctrico y de

hidrocarburos del vecino país. Durante la jornada, el ex Presidente de México, Felipe Calderón, dio una visión general

de la situación energética de su país y el desarrollo del mercado de shale gas en el país azteca.

2.111.- Asesor canadiense de la CNE evalúa tres alternativas de interconexión (Fuente: Revista Electricidad,

23.10.14): De visita en Chile, Daniel Jacobowitz, director regional Latinoamérica de Manitoba Hydro International

(MHI) conversó en exclusiva con Revista Electricidad sobre la reciente adjudicación de uno de los estudios relacionados

a las alternativas de interconexión entre el SING y el SIC. “Tras la adjudicación pública que realizó la CNE

comenzamos a analizar tres alternativas para la interconexión: una en corriente alterna, otra en continua, y la otra en

alterna más un back to back que es una tecnología HVDC. Ahora estamos en la etapa de recopilación de información.

Posteriormente realizaremos los estudios eléctricos y la valorización de cada alternativa”, detalla Daniel Jacobowitz. “La

idea es evaluar las tres opciones bajo las mismas condiciones de operatividad, de estabilidad y de eficiencia y luego

valorizar las tres. Esta será la información que tendrá la CNE para tomar la decisión”, agrega el especialista. El estudio

durará aproximadamente 5 meses y contará con un equipo de 15 personas. “Tenemos a un coordinador local, que es el

profesor Gabriel Olguín y el resto son expertos canadienses”, explica el director regional Latinoamérica de MHI.

Manitoba Hydro International es una subsidiaria de Manitoba Hydro, compañía pública de la provincia canadiense de

Manitoba y que está verticalmente integrada, es decir participa tanto en generación, como en distribución y transmisión.

En Canadá, explica Daniel Jacobowitz, las empresas se manejan provincialmente y en este caso, es posible funcionar de

manera integrada. De hecho, explica el experto, “de esta forma se generan ciertas eficiencias en el manejo eléctrico. La

empresa exporta 40% de su energía a las provincias aledañas y a Estados Unidos. Con esta exportación obtiene mejores

precios en el mercado local y con eso hace que tenga las tarifas más bajas de todo Norteamérica”. Con 6.500 empleados

y 130 años de historia, Manitoba Hydro ha usado su experiencia para asesorar a alrededor de 75 países. Y no solo

realizan consultorías técnicas, sino que también organizan capacitaciones y administran empresas eléctricas para

terceros. Daniel Jacobowitz explica que uno de las claves para ser elegidos como consultores, tanto en Chile como en el

resto del mundo, es su independencia. “Al ser un ente público no tenemos compromiso con ningún fabricante o tipo de

tecnología. A nivel internacional solo somos consultores y asesores y como empresa estatal no podemos tener ningún

activo fuera de Manitoba”, aclara el especialista.


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2.112.- Sin acuerdo finalizó mesa técnica que evalúa trazado del proyecto de transmisión eléctrica Cardones-

Polpaico (Fuente: El Mostrador, 27.10.14): Sin éxito concluyó la reunión de la mesa técnica integrada por los más de

diez alcaldes afectados por el actual trazado del cuestionado proyecto de transmisión eléctrica Cardones-Polpaico, los

expertos en medioambiente y derecho ambiental, Salvador Donghi y Juan Carlos Urquidi, el diputado de la Comisión de

Medio Ambiente, Christian Urízar, y representantes del Ministerio de Energía y la empresa Interchile, que se dieron cita

esta mañana en la Municipalidad de Puchuncaví. La mesa técnica se conformó en torno al llamado Plan de Expansión

Chile LT 2×500 kv Cardones-Polpaico. Este proyecto pretende construir y operar una línea de transmisión eléctrica de

alto voltaje entre las regiones Metropolitana y de Atacama, atravesando la Región de Valparaíso para salir por la costa

norte. Contempla una inversión superior a los MUS$ 1.000.000 en su etapa de construcción, la que se extendería por 18

meses. Cada una de las más de 1.600 torres mediría entre 45 y 70 metros de altura. En el encuentro, la oposición al

proyecto presentó los argumentos técnicos recabados, los que apuntan principalmente a que el proyecto se construirá en

una zona que ha sufrido serios daños medioambientales, como Quintero y Puchuncaví. Además, expresó la necesidad de

una respuesta de parte del Gobierno frente a la solicitud de incorporar al Ministerio del Medio Ambiente en las

reuniones de la mesa técnica, y revisar posibles modificaciones al contrato suscrito entre el Ministerio de Energía e

Interchile, empresa a cargo de las obras. Tras la cita el alcalde de Puchuncaví, Hugo Rojas, señaló que “esperaba

respuestas más categóricas. El cambio del trazado, el retiro del proyecto del Servicio de Evaluación de Impacto

Ambiental, pero no se dijo nada. Esto ya tomó una dirección en que debemos preocuparnos y tomar las acciones que

correspondan”. En ese sentido, el diputado de la Comisión de Medioambiente de la Cámara Baja, Christian Urízar, se

sumó a las críticas, e indicó: “No nos gustaría que las noticias de la Región de Valparaíso sean por temas de daño

medioambiental. Estamos con más de diez municipios representados por sus alcaldes, concejales y organizaciones

sociales pidiéndole al gobierno que tome nota de que acá hay una situación complicada, que no ha habido

conversación”. Además, y dada la visita que realizará mañana el ministro Peñailillo a la zona, el diputado agregó que “le

hemos dicho al seremi de Energía que les comunique al ministro y al intendente regional que aquí hay un número

importante de autoridades comunales y ciudadanos que no están dispuestos a que el proyecto se lleve adelante tal cual

está propuesto”. Por su parte, el biólogo experto y asesor en medioambiente, Salvador Donghi, alertó del impacto

irreversible desde el punto de vista biológico a una zona única para la conservación de la biodiversidad, y señaló que

“quisiera saber cómo se alinea este proyecto con la política energética planteada por el gobierno, y si la Presidenta

Bachelet y el ministro Máximo Pacheco Matte están dispuestos a ponerle torres de alta tensión a una Reserva Mundial

de la Biósfera”. En la misma materia, Donghi agregó que “las conformaciones que tiene la Quinta Región en términos

de biodiversidad son únicas en el mundo, con la posibilidad de desarrollar economías locales que también van a ser

únicas en el mundo. Por eso le exigimos al Gobierno que dé respuesta seria a estas inquietudes y que no se refugien en

un marco legal que nos parece impresentable”.

2.113.- Suez pone fecha a línea SING-SIC: junio de 2017 (Fuente: Pulso, 29.10.14): El proyecto de interconexión

SING-SIC que lleva adelante la eléctrica GDF Suez, a través de su filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), va

tomando forma. La compañía puso fecha para la concreción del proyecto: junio de 2017, una vez que finalicen los 30

meses que tardará la construcción de la misma. Actualmente, TEN está desarrollando los estudios de ingeniería de

detalle, los que se espera estén listos en seis meses. La línea se hará en doble circuito en corriente alterna, a un voltaje de

500 kV, que permitirá transmitir una potencia de 1.500 MW. Según la compañía, este proyecto creará un potencial para

desarrollar proyectos termoeléctricos, tanto en base a carbón como a GNL. En la zona, a diferencia del SIC, existen

terrenos disponibles para el desarrollo de proyectos de energía, un terminal de GNL para abastecer nuevas centrales de

ciclo combinado, gran potencial solar (sin interconexión, sólo una parte menor podría desarrollarse) y factibilidad de

terrenos para desarrollas plantas fotovoltaicas y termosolares. En una presentación hecha en el ForoSING, del Grupo

Editorial Editec, el VP de Desarrollo de Negocios de E-CL, Demián Talavera, manifestó que una de las ventajas de esta

línea versus otras alternativas es que permitirá a nuevos actores tener acceso temprano a clientes del SIC, pudiendo, por

ejemplo, presentar ofertas en la próxima licitación de largo plazo de las distribuidoras.

3.- DISTRIBUCIÓN 3.114.- Notas sobre el proyecto de ley de licitaciones de distribuidoras (Fuente: Cristián M. Muñoz y Alexander

Galetovic, Boletín Breves de Energía, 10.10.14): El 14 de agosto el gobierno envió un proyecto de ley al Congreso para

modificar la Ley Eléctrica y, en sus palabras, perfeccionar las licitaciones a las que periódicamente debe llamar una

distribuidora para contratar energía y potencia para sus clientes que pagan las tarifas reguladas. El diagnóstico del

Gobierno es que las nuevas atribuciones que le dará esta nueva ley destrabarán las inversiones en generación porque

podrá corregir los defectos que su juicio han hecho poco atractivos los contratos licitados, dándole confianza a los

inversionistas. Al mismo tiempo, el Gobierno afirma que la nueva ley obligará a los generadores a competir más

intensamente y hará caer el precio de la energía. En esta Breve argumentamos que el proyecto libera a las distribuidoras


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de la responsabilidad de asegurar el suministro de clientes que pagan la tarifa regulada, le permite al regulador asignar

cuotas discrecionalmente entre tecnologías de generación y por último, modifica la gestión comercial de un generador,

ya que se le asigna administrativamente una parte del suministro regulado que no pueda ser contratado en las

licitaciones. Al mismo tiempo, y de manera un tanto paradojal, 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. ¿En qué consiste la nueva ley? Una de sus características es que le traspasa la responsabilidad de licitar al

gobierno. Cada año la CNE decidirá cuánta energía licitar y en qué plazos. Lo habitual será adjudicar el contrato a quién

ofrezca la menor tarifa. Sin embargo, la CNE podrá fijar un precio máximo y mantenerlo en secreto hasta después de

abierto los sobres. En principio, este valor reflejará costos eficientes. Ahora bien, una licitación podría quedar parcial o

totalmente desierta; o bien la CNE podría anticipar crecimientos inesperados de demanda en el corto plazo. Como sea, la

ley le permitirá llamar a una licitación para solicitar contratos de un año o menos. En este caso, el valor máximo de las

ofertas no podrá ser inferior al precio medio de mercado, establecido en el informe técnico definitivo del precio de nudo

de corto plazo vigente al momento de la convocatoria, incrementado en un 30%. Por último, la nueva ley regula el

precio que recibirán los generadores cuando una distribuidora no tenga energía contratada suficiente para abastecer a sus

clientes regulados. En ese caso, las centrales despachadas deberán abastecer a la distribuidora a prorrata de sus

inyecciones horarias. Al generador se le pagará el valor máximo entre el precio de nudo de la energía de corto plazo y el

costo variable de su central. Quizás uno de los aspectos más notorios del proyecto de ley es la regla para pagar por la

energía que los generadores estarán obligados a venderle a distribuidoras sin contrato. Como se dijo, al generador se le

pagará el valor máximo entre el precio de nudo de la energía de corto plazo y el costo variable de su central. Esto es un

error técnico porque las ventas sin contrato son más atractivas que las ventas contratadas. Para entender el error técnico

nótese que, correctamente calculado, el precio de nudo de la energía es igual al promedio o valor esperado de los costos

marginales de energía (o precios spot). En Chile este precio lo calcula la CNE en abril y octubre de cada año

proyectando la operación del sistema por los próximos 10 años y promediando los costos marginales durante los

primeros cuatro (el procedimiento completo se describe en el apéndice al final de esta Breve). La relación entre el precio

de nudo y los precios que deberían ofertarse en una licitación es cercana: en una licitación competitiva los generadores

deberían ofertar un precio de la energía igual al costo marginal esperado ---el precio de nudo correcto. La razón es que el

costo de oportunidad de un contrato es igual a comprar o vender hora a hora la energía contratada a precio spot. Por eso,

si esa energía se vende a toda hora al costo marginal esperado, se recupera exactamente el costo de oportunidad. Puesto

de otra forma, un generador contratado “gana” durante aquellas horas en que el precio de nudo es mayor que el precio

spot (típicamente las horas fuera de punta) y “pierde” durante aquellas horas en que el precio de nudo es menor que el

precio spot (típicamente las horas punta), pero en promedio recupera el costo de oportunidad si cobra el precio de nudo

correcto a toda hora. Ahora bien, la regla de la CNE 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.

Y como el precio de nudo es el costo de oportunidad de un contrato, también se sigue que vendiendo sin contrato los

generadores obtienen una renta económica. En realidad, se puede demostrar que esta renta económica la obtienen

incluso en un sistema adaptado a la demanda y con incertidumbre hidrológica 1. El error técnico que contiene el

proyecto de ley crea una paradoja. De un lado, la regla para remunerar las ventas de energía sin contrato le otorga una

renta económica a los generadores cuando el regulador fija el precio de nudo correcto, incluso en un sistema adaptado a

la demanda. Del otro lado, sin embargo, el proyecto de ley también podría estimular a los generadores a contratarse a

pesar de que el precio máximo oculto de la licitación sea muy bajo y por debajo de los costos medios de largo plazo.

¿Cómo es posible? Si los generadores estiman probable que el regulador fije el precio de nudo sistemáticamente por

debajo del precio correcto y suficientemente cercano al costo variable del generador, el atractivo relativo del contrato

licitado aumenta. Por eso, una vez que vender sin contrato es menos atractivo, los generadores podrían preferir

contratarse aun si el precio máximo es bajo. Más aun, en esas condiciones, se puede demostrar que si el precio de nudo

es suficientemente cercano al costo variable del generador, el generador pierde parte de la cuasirenta necesaria para

pagar su inversión ---el precio medio que recibe es menor que su costo medio de largo plazo. Por supuesto, en el corto

plazo es posible que se consiga disminuir los precios licitados, pero a costa de aumentar el riesgo regulatorio percibido

por los nuevos entrantes. La magnitud del riesgo regulatorio al cual queda expuesto un generador es incierta, pero en

cualquier caso cae a medida que la tecnología de generación se acerca a la turbina diésel, porque las centrales con costos

de operación altos y mayores que el precio de nudo recibirán su costo de operación. Si el regulador fija el precio correcto

de la potencia, un generador diésel debería recibir sus costos, porque su mínimo ingreso no contratado es igual a su costo

variable de operación. Como sea, es difícil expropiarle su inversión a un generador diésel, porque estas turbinas se

desmontan fácilmente y se trasladan. La nueva ley afirma que la CNE licitará para lograr objetivos de eficiencia

económica, competencia, seguridad y diversificación. Los objetivos de competencia y diversificación son nuevos y un


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tanto desafortunado, porque confunden fines (eficiencia económica y seguridad) y medios (competencia y

diversificación). En efecto, la competencia intensa es un medio para estimular la eficiencia productiva (producir cada

cantidad a mínimo costo) y asignativa (producir hasta que el valor de la unidad marginal sea igual al costo marginal de

largo plazo). La finalidad de licitar es intensificar la competencia entre un número limitado de oferentes. Tal vez la

autoridad piensa, equivocadamente, que al aumentar el número de firmas necesariamente intensifica la competencia. De

manera similar, la diversificación es un medio para aumentar la seguridad y no un fin en sí. Como sea, seguramente 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 actuado correctamente, porque fijó una cuota

de ERNC pero dio libertad para cumplirla a mínimo costo. Por el contrario, la reserva de bloques especiales de energía

en un subconjunto de las horas del día, le permitirá a las centrales eólicas y solares participar sin enfrentar competencia

de las tecnologías con altos factores de planta y menores costos, ya sea convencionales o ERNC eficiente, las que son

más eficientes en la medida que pueden generar durante buena parte del día. Más aun, 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. La ley actual obliga a

las distribuidoras a contratar energía suficiente para suministrar los consumos regulados de los siguientes tres años. El

proyecto de ley libera a las distribuidoras de la responsabilidad de contratar y se la traspasa a la CNE, quien será la

gestora de las licitaciones, esto es, encargada de diseñar las bases de licitación y los contratos de suministro, de fijar un

precio máximo oculto, y de asignar los contratos a los ganadores de las licitaciones. Sólo la gestión administrativa de las

licitaciones, las proyecciones del consumo y los gastos serán obligación de las distribuidoras. Traspasarle la

responsabilidad de contratar energía al Estado 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. Por el contrario, 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. En conclusión: El proyecto de ley que se discute en el Congreso es importante, porque

cambia el rol del Estado en el mercado eléctrico. En efecto, las distribuidoras ya no serán responsables de asegurar

contratos suficientes para suministrar a sus clientes que pagan tarifas reguladas; esa responsabilidad se le traslada a la

CNE. Al mismo tiempo, el regulador adquiere medios para obligar a los generadores ya instalados a ofertar por debajo

de su costo de oportunidad en las licitaciones, ya que éstos enfrentarán el riesgo de ser obligados a vender un monto de

energía que no pudo ser contratada a un precio desconocido y bajo. Y además, adquiere medios para favorecer

tecnologías traspasándole los costos directamente a los usuarios que pagan tarifas reguladas, lo que es innecesario, ya

que los mismos generadores, dueños de los contratos de suministro, son los indicados para escoger la composición

tecnológica más eficiente. De esta forma se elimina la libertad para cumplir con la cuota de ERNC a mínimo costo, un

acierto de la primera ley de ERNC (ley 20.257 de 2008). Así las cosas, es posible que la nueva ley no atraiga inversiones

en grandes centrales de base termoeléctricas o hidroeléctricas, que son necesarias para bajar los costos de la electricidad,

porque la asignación de energía no contratada, por un monto y precio desconocidos, es un riesgo regulatorio de

magnitud desconocida. Al mismo tiempo, es un tanto paradójico que el proyecto de ley contenga un error técnico tal que

si un regulador calcula y fija los precios correctos, estimula que los generadores vendan sin contrato y además les

permite obtener una renta económica ---un beneficio por encima de sus costos medios de largo plazo incluso en un

sistema adaptado. Si este proyecto no es el más indicado para atraer nuevas inversiones en centrales eficientes de base,

¿qué hacer entonces? Para resolver los problemas que nos aquejan hoy conviene retroceder 10 años al gobierno del

presidente Lagos. Entonces la situación de abastecimiento era grave por los cortes de gas argentino y se respondió con la

ley 20.018 de 2005, más conocida como Ley Corta 2. Esta ley liberalizó los contratos con distribuidoras porque

reemplazó el precio de nudo por precios libremente ofertados en licitaciones competitivas y fue tan exitosa que atrajo

importantes inversiones en generación eficiente de base. Más generalmente, la solución de nuestros actuales problemas

pasa porque el Estado deje que la inversión en generación se defina por criterios técnicos, dejando libertad para invertir

en cualquier tecnología pero exigiendo un determinado nivel de seguridad de suministro y que todo proyecto cumpla con

los estándares ambientales que imponen las leyes. La Ley Corta 2 mostró que una vez resuelta la incertidumbre, las

inversiones siguen en breve plazo y los contratos inmediatamente reflejan los precios de largo plazo.


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3.115.- Reforma al sistema de licitaciones eléctricas (Fuente: Editorial La Tercera, 20.10.14): A mediados de agosto,

el Ministerio de Energía envió a trámite parlamentario el proyecto de ley que busca reformar el sistema de licitaciones

de suministro eléctrico. Los objetivos planteados por el gobierno son “asegurar el suministro bajo contrato para clientes

regulados, mejorar los precios finales, aumentar la competencia y garantizar el cumplimiento de los objetivos de

eficiencia y diversificación de la actual Agenda de Energía”. El solo reconocimiento de estas metas llama a la reflexión.

Precios y diversificación son objetivos que, en el caso de la energía, no vienen necesariamente de la mano. Pretender,

por ejemplo, metas de diversificación con incorporación de energías renovables, como plantea la Agenda de Energía,

puede jugar derechamente en contra de menores precios. Pero eso no es todo. Por lo pronto, el mayor problema del

sector es el atraso en las inversiones en generación, motivado tanto por eventuales razones de competencia como por el

riesgo asociado a la concreción de los proyectos. Como es sabido, no son pocas las iniciativas empresariales en materia

de generación eléctrica que se han topado con múltiples trabas, tanto administrativas como derivadas de recursos

interpuestos por comunidades o grupos de interés. El proyecto de ley del gobierno pretende, aunque con efecto

discutible, hacerse cargo de la competencia, pero nada dice sobre el riesgo en el sector, a pesar de que fue la propia

Fiscalía Nacional Económica (FNE) la que, al evaluar esta industria, advirtió que los altos márgenes observados en las

subastas de energía frente a los precios mayoristas serían “resultado tanto del poder de mercado como de las primas de

riesgo que genera el propio diseño del mecanismo”. Por cierto que ello implica un desafío y una visión del desarrollo

energético que supera la influencia de una legislación específica sobre licitaciones eléctricas, pero es difícil que esta

normativa obtenga los resultados esperados en cuanto a precio si no se aborda el problema de manera integral. En ese

sentido, el gran desafío de la autoridad sectorial no radica tan sólo en la concreción de esta Agenda de Energía, sino en

la consolidación de las certidumbres suficientes como para atraer las inversiones en generación de base. Otro aspecto de

la normativa sobre licitación eléctrica propuesta por el Ejecutivo que ha llamado la atención de los expertos dice relación

con el mecanismo que plantea el proyecto para proveer energía a las distribuidoras sin contratos, por cuanto implica un

riesgo comercial adicional a las empresas. Esto, advierten, porque las generadoras podrían tener pérdidas no proyectadas

si el costo de oportunidad de la energía, que se debe entregar a los clientes sin contratos, es mayor al precio que la ley

establecería para estos efectos. Se trata, en definitiva, de una legislación compleja, tanto por las características de la

industria que busca regular como por las señales que supone para los inversionistas. Después de todo, los problemas

producidos en materia de participación y competencia en las licitaciones para distribuidoras eléctricas fueron, “en buena

medida”, el resultado de las propias señales que el mercado fue percibiendo y resintiendo, al momento tanto de descartar

nuevos proyectos como de privilegiar precios spot antes de suscribir contratos de largo plazo.

3.116.- Bloques horarios en licitaciones de suministro para clientes regulados (Fuente: Boletín Systep Octubre‟14,

22.10.14): Desde el primer proceso en 2006 y hasta la última licitación de suministro para clientes regulados realizada,

proceso 2013/01, los volúmenes de energía a licitar se dividieron en bloques que comprometían suministro por hasta 15

años y durante las 24 horas del día. Esto último ha sido objeto de críticas por parte de generadores ERNC, quienes han

visto ese diseño como una barrera de entrada para participar en el mercado de los clientes regulados. Argumentan que

dada la intermitencia propia de algunas tecnologías ERNC, como la eólica y solar, estarían obligados a realizar compras

en el mercado spot en las horas en que estas fuentes no inyectan energía al sistema, con el consecuente riesgo que

implica la volatilidad del precio spot. Recientemente, en las bases del proceso de licitación 2013/03, la CNE introdujo

por primera vez la posibilidad de hacer ofertas de suministro por un número limitado de horas del día. En efecto, la

licitación 2013/03 se ha dividido en 4 bloques que en conjunto representan hasta un 29% de la demanda regulada

proyectada para el SIC al 2020 De los 4 bloques licitados, solamente los bloques 1 y 2, que representan conjuntamente

hasta un 15,4% de la energía licitada, se han subdividido en los bloques horarios A, B y C; que corresponden

respectivamente a las horas 23:00-7:59, 8:00-17:59 y 18:00-22:59. Los bloques B y C coinciden con las horas de mayor

generación solar y eólica, respectivamente. La definición de estos bloques horarios es una buena medida para las

tecnologías de generación ERNC intermitentes, pues les permite ofertar sólo en las horas en que presentan mayor

capacidad de generación, reduciendo su exposición al mercado spot y permitiendo así ofertas más competitivas en estas

horas. Sin embargo, el diseño de la licitación no permite a otras tecnologías no intermitentes, tanto convencionales como

no-convencionales, hacer ofertas en los bloques 1 y 2 que comprometan suministro por las 24 horas del día. En efecto, el

mecanismo de adjudicación establecido en las bases de licitación busca minimizar el precio del suministro

separadamente para cada uno de los bloques 1-A, 1-B, 1-C, 2-A, 2-B y 2-C; no para los bloques 1 y 2 en su totalidad.

Esto puede implicar un riesgo para las tecnologías de generación permanente (no intermitente), por cuanto podrían ser

adjudicadas para dar suministro sólo en algunas horas del día, lo cual las dejaría en dos condiciones posibles durante las

horas restantes: deberán vender su generación al mercado spot, o bien, en un escenario de alta penetración de ERNC

podrían no ser despachadas. En este contexto, es probable que las tecnologías de generación permanente, de presentarse

a la licitación, incorporen este riesgo en sus ofertas a través del aumento en los precios ofertados, perjudicando así la

competitividad del proceso. Es importante que el diseño de las licitaciones permita a todas las tecnologías aprovechar


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sus ventajas particulares, con el objeto de obtener las ofertas lo más competitivas posibles. En este sentido, es necesario

que aquellas tecnologías capaces de generar continuamente puedan hacer ofertas condicionadas a que el suministro

adjudicado sea durante las 24 horas del día. Junto con lo anterior, es necesario que el mecanismo de adjudicación sea tal

que se minimice el precio medio de suministro al cliente final, es decir, considerando los precios y volúmenes

demandados durante todas las horas del día, y no subconjuntos de ellas por separado. Sumado a la restricción anterior, es

probable que las ofertas de los generadores de base privilegien los bloques 3 y 4, que no hacen distinción horaria del

suministro, y además representan la mayor parte de la energía licitada. Más aún, en vista del poco interés observado en

la licitación 2013/01, en donde sólo se presentaron dos oferentes por un total conjunto del 78% de la energía licitada, es

poco probable que en el proceso 2013/03 se presenten ofertas de generación de base en los bloques 1 y 2, por los riesgos

indicados de adjudicaciones discontinuas. Es menos probable aún si se considera que en el actual proceso 2013/03 el

precio techo se ha reducido un 6,9% con respecto al del proceso 2013/01 (120 y 129 US$/MWh, respectivamente). Es

fundamental, de cara a las próximas licitaciones de suministro de clientes regulados, en donde se jugará la mayor parte

de la demanda regulada de la próxima década, que el diseño de las mismas evite posibles alzas de precio o escasez de las

ofertas. Se debe resguardar el objetivo principal de estos procesos: contratar toda la demanda y lograr los menores

precios para los consumidores.

3.117.- SEC publicará nueva norma de seguridad para producción y distribución eléctrica (Fuente: Revista

Electricidad, 22.10.14): La seguridad eléctrica en la industria nacional es el eje central que se aborda en el Encuentro

Eléctrico 2014, organizado por la Asociación de la Industria Eléctrica- Electrónica (AIE) y que se realiza este martes en

la sede de Inacap en San Joaquín. La jornada contempla temas como los aspectos de seguridad eléctrica en la nueva

normativa, la gestión de programas de seguridad, sistemas de puesta a tierra en seguridad eléctrica, protección de redes

eléctricas, seguridad en el diseño de proyectos y aspectos técnicos en sistemas de detección y extinción de incendios. El

presidente de la AIE, Juan Menchaca, destacó la importancia del encuentro, señalando que se discute la importancia que

ha tomado de la seguridad eléctrica en la industria nacional durante los últimos años. La primera presentación fue hecha

por Julio Clavijo, encargado de proyectos normativos de la SEC, quien formuló un llamado a la industria para crear

comités técnicos que analicen las normas de seguridad eléctrica, pues dijo que estas se encuentran desactualizadas.

Señaló que la SEC publicará un nuevo reglamento de seguridad para instalaciones destinadas a la producción,

transformación, transporte y distribución de energía eléctrica. El reglamento también contempla nuevas reglas para

equipos eléctricos e instalaciones en recintos y locales. La puesta en marcha de la nueva normativa está contemplada

para el próximo año, luego de que pase por un proceso de consulta pública. Por su lado, César Muñoz, especialista en

seguridad eléctrica de la Asociación Chilena de Seguridad (ACHS), mostró los aspectos que debe tener un programa de

seguridad eléctrica para prevenir accidentes. En esta línea, Muñoz dijo que los accidentes eléctricos se generan en el

sector de la industria, comercio y construcción, por lo que la ACHS creó un programa de seguridad para las empresas,

que consiste en evaluar los riesgos eléctricos de instalaciones.

3.118.- Desde hoy generar electricidad en la propia casa a partir de paneles solares dejará de ser una

excentricidad ecológica (Fuente: Las Últimas Noticias, 23.101.4): Comenzó a regir la Ley 20.571 de generación

distribuida, que en castellano significa que todas las personas que desarrollen energía renovable en sus casas, podrán

inyectar los excedentes no consumidos a la red, con lo que recibirán en compensación un pago de las compañías

distribuidoras. “Por primera vez un usuario final puede participar activamente en el sistema eléctrico, que antes estaba

cerrado a las generadoras y distribuidoras. Hoy el consumidor puede ser generador”, explica Gabriel Neumeyer, director

de Acesol. Se estima que con una inversión de 2.5 millones de pesos, a los valores actuales de los equipos, se puede

recuperar la inversión en 12 años para un sistema ubicado en la Región Metropolitana. El pago de las compañías por

kWh estará en torno al 50% del valor que las distribuidoras cobran. Una vez recuperada la inversión. Los usuarios

bajarán al mínimo sus pagos por energía eléctrica. En régimen el ahorro en una casa con cuatro personas es de $165.000

anual. ¿Qué se requiere? Tener conexión eléctrica con contrato vigente y una superficie soleada, techo o patio, ojalá

orientada al norte y sin sombre. Pasos para conectarse:

1. Solicitar la conexión a la empresa distribuidora. El usuario de las características de lo que quiere instalar y la

compañía, en 20 días, debe responder si se puede conectar directamente recaudar la red. No se puede negar.

2. Si no hay que modificar la red, el usuario tiene seis meses para hacer la instalación. Si se requieren cambios, corren

por cuenta del usuario.

3. Si se lo autoriza, debe inscribir su equipo en la SEC. Con la inscripción, se pide la conexión a la distribuidora. Sólo

esta puede realizarla.

4. Las boletas especifican por separado cuánto se consumió y cuánto se generó. Si inyecta más que lo que consume, la

distribuidora hace el descuento, que puede ser mes a mes o anual.


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4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA

5.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO

5.119.- Especialistas destacaron el rol del panel de expertos (Fuente: Revista Electricidad Octubre 2014): El positivo

impacto de la entidad para la industria nacional fue abordado por académicos en las XIV Jornadas de Derecho de

Energía, realizada por la Universidad Católica, destacando su aporte para bajar la conflictividad en el sector. Cuentas

positivas son las que obtiene el panel de expertos del sector eléctrico en sus diez años de existencia, de acuerdo a la

evaluación que hacen los especialistas, pues tal como lo indicó el presidente de esta instancia, Guillermo Espinosa, se

han emitido 155 dictámenes, resolviendo 1.094 materias en las que se han presentado discrepancias entre los diferentes

actores del mercado. Pero definitivamente lo que más valoran en el sector privado es la evidente disminución de

conflictividad en el mercado, otorgando certeza en la labor que realizan los Centros de Despacho Económicos de Carga

(CDEC), además de agilizar los tiempos de espera de los requerimientos de las empresas al panel. La evolución de esta

instancia fue abordada en las XIV Jornadas de Derecho de Energía, organizadas por la Pontificia Universidad Católica,

donde se analizó el rol que ha desempeñado el Panel de Expertos, desde su creación en 2004, con la promulgación de la

Ley Corta I. Juan Carlos Olmedo, académico de la Universidad Católica y director del CDEC-SIC, destacó que el Panel

“ha sido efectivo en dar solución definitiva a los conflictos que surgen en los CDECs y dar certeza en la ejecución de

las tareas del directorio y de las direcciones técnicas y eso lo vemos en la cantidad de discrepancias y en el nivel de las

materias que son sometidas a conocimiento del Panel”. Por su lado, Andrea Butermann, académica de la Universidad

Alberto Hurtado, indicó que este sistema “se podría extender a otros sectores regulados, como el de telecomunicaciones,

para dirimir las discrepancias entre los actores del mercado”. Esta idea es compartida por Hugh Rudnick, director de

Systep y académico de la Pontificia Universidad Católica, quien planteó que “el sector de gas natural está cobrando

importantes acciones que podrían llevarse también a esta instancia, por lo que podría transformarse en un panel no solo

en el sector eléctrico, sino que en el sector de energía”. Alejandro Vergara, académico de la PUC y ex miembro del

Panel de Expertos, sostuvo que la instancia “tiene un gran prestigio y goza de legitimidad y muchas personas a estas

alturas están pidiendo que el panel sea replicado en otros sectores.

5.120.- Diputados piden adelantar ley de tarificación del gas (Fuente: La Tercera, 16.10.14): Los diputados PS

Daniella Cicardini y Luis Lemus anunciaron que pedirán al ministro de Energía, Máximo Pacheco, que “recurra a la

Fiscalía Nacional Económica (FNE), al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) y al Servicio Nacional del

Consumidor (Sernac)”. El diputado PPD Daniel Farcas anunció que junto a su par DC Gabriel Silber presentaron un

proyecto de ley que regule al mercado del gas en casos de monopolio. Agregó que los resultados confirman su tesis

sobre “la irresponsabilidad del gobierno anterior que no fiscalizó ni tuvo la responsabilidad de mirar los balances (de las

firmas)”. Por su parte, el diputado UDI Felipe Ward sostuvo que al interior de la Cámara existe el consenso necesario

para la creación de una comisión investigadora que indague en presuntas irregularidades y pidió a sus pares “que no

politicen el tema”.

5.121.- Comisión de Minería y Energía despachó proyecto que promueve una baja en las tarifas eléctricas (Fuente: Boletín Cámara de Diputados, 16.10.14): En condiciones de ser visto por la Sala quedó el proyecto del

Ejecutivo (boletín 9515) que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, perfeccionando el

sistema de licitaciones de suministro para clientes sometidos a regulaciones de precios, ello tras concluir en la jornada de

ayer (miércoles 15) la votación del articulado de la propuesta legal. La Subsecretaria de Energía, Jimera Jara, y el

Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, se manifestaron muy contentos con el

resultado y destacaron el trabajo realizado por la Comisión y los aportes recibidos durante el trámite legislativo. Jimera

Jara destacó que este proyecto modifica la Ley General de Servicios Eléctricos en términos que se pueda generar más

competencia y con ello bajar los costos a los clientes regulados. “Tiene que ver principalmente con las licitaciones que

hacen las distribuidoras para establecer contratos con los generadores y, por ello, es una herramienta importante para

generar competencia y así tener precios más razonables”, planteó. Andrés Romero estimó que la discusión se facilitó por

un trabajo prelegislativo importante, que consideró la opinión de todos los actores del ámbito, incluyendo al sector

académico y los consumidores. Señaló que la normativa dará mayores atribuciones a la CNE, fundamentalmente en

materia de conducir de aquí en adelante los procesos de licitación de suministro para clientes regulados. Informó que las

últimas indicaciones ingresadas y aprobadas por la Comisión estuvieron asociadas a darle un marco de acción al

mecanismo de traspaso de clientes libres a regulados, estableciéndose una transición en la materia. Así, agregó, sólo

podrán optar por el traspaso a un régimen de tarifa regulada, en los primeros cuatro años de publicada la ley, aquellos

usuarios cuya potencia esté entre 2MW y 5MW; y, en un segundo período, después del cuarto año, podrán incorporarse

clientes cuya potencia alcance hasta los 10MW. Comunicó que una segunda indicación permitió fijar un plazo de 90 días

http://www.revistaei.cl/reportajes/especialistas-destacaron-el-rol-del-panel-de-expertos/


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para la formulación del reglamento respectivo, en tanto que una tercera adición consistió en permitir que las tarifas de

subtransmisión y transmisión troncal se prorroguen hasta el 31 de diciembre de 2015. Opiniones:

- El presidente de la Comisión, diputado Jorge Insunza (PPD), valoró los consensos alcanzados en la instancia e

informó que la iniciativa pasa a Sala, idealmente el próximo miércoles 22 de octubre, donde espera se apruebe con el

mismo resultado. Resaltó que este proyecto es muy importante para perfeccionar el procedimiento de licitación y,

con eso, mejorar las condiciones del mercado, que exista más competencia y nuevos actores. “Creo que tenemos un

nuevo balance entre las posibilidades de despliegue del sector privado en conjunto con una mayor fortaleza de las

instituciones públicas para regular este mercado, sobre todo porque esto tiene una incidencia sobre las cuentas finales

que pagan los clientes y usuarios que no tienen capacidad de negociación”, enfatizó. Indicó que durante el debate en

la Comisión, se presentó una discusión a raíz de una indicación de los diputados PS Luis Lemus y Daniella Cicardini,

apoyada por la diputada Yasna Provoste (DC), respecto de los mayores costos que deben enfrentar los productores

agrícolas afectados por la sequía. “Uno de los mayores costos que tienen nuestros productores se relaciona con los

valores de la energía en las horas punta, que es cuando ellos tienen que utilizar sus bombas de agua para regar sus

plantaciones. Por eso hay una indicación que el Ejecutivo quedó de estudiar, que era lamentablemente inadmisible,

para que pudiera establecerse una nueva regulación respecto de esas horas punta en las zonas declaradas de catástrofe

o de emergencia agrícola, como tenemos actualmente en las Regiones de Atacama y Coquimbo y en parte de la

Región de Valparaíso”, informó.

- Los diputados Paulina Núñez (RN) e Issa Kort (UDI) también valoraron la aprobación del proyecto, particularmente

por constituirse como una vía para promover mayor competencia en el mercado eléctrico y lograr precios razonables

y menores para los clientes regulados. “Uno de los instrumentos claves para lograr este objetivo es modificar el

proceso de licitación de suministros para clientes regulados, ya que representa casi el 50% de la demanda de

consumo eléctrico tanto del SIC, como del SING”, resaltó la diputada Núñez, agregando que velarán porque se

cumplan los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación del Sistema Eléctrico.

- El diputado Isa Kort coincidió en la necesidad de modificar la actual normativa y estimó que no es posible tener hoy

horarios punta que se restringen a los industriales, ni tarifas como las que se verifican actualmente. “Las licitaciones

van a poder asegurar mayor competencia en el mercado y, por lo tanto, asegurar a la clase media y a los sectores más

vulnerables una tarifa accesible a los bolsillos de los chilenos”, sentenció. Finalmente, el legislador destacó la

voluntad política del sector opositor para avanzar en la materia y presentar aportes al articulado de la ley. “Esta es la

forma que hemos decidido ejercer como oposición, de cara a la ciudadanía. Una oposición constructiva, que mira

hacia el futuro y se hace cargo de los problemas”, acotó.

5.122.- Tercer Tribunal Ambiental admite a trámite causa contra RCA parque eólico Negrete (Fuente: Economía

y Negocios, 17.10.14): El Tercer Tribunal Ambiental acogió a trámite la reclamación presentada por la Comunidad

Coyan Mapu contra la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del Parque Eólico Negrete (36 MW), aprobada a

comienzos de agosto. Según la comunidad, la resolución fue calificada favorablemente de forma “ilegal y arbitraria” ya

que no consideró la ley de bases generales de medio ambiente y tampoco se respetó el convenio 169 de la Organización

Internacional del Trabajo. La resolución del tribunal pide al reclamado informe sobre la materia requerida dentro de 10

días, adjuntando copia autenticada de los expedientes de evaluación ambiental. El Parque Eólico Negrete pertenece a la

alemana WPD y se ubicará a 3 km de la comuna del mismo nombre, Región del Bío Bío, con una potencia instalada de

36 MW y una inversión cercana a los US$ 48 millones.

5.123.- HidroAysén pide unificar juicios sólo en un Tribunal Ambiental (Fuente: Pulso, 17.10.14): Mientras la

estructura corporativa de Hidroaysén se reduce, los movimientos en el área jurídica que buscará recuperar el permiso

ambiental del proyecto sigue trabajando. El último movimiento del joint venture controlado por Endesa y Colbún, fue

solicitar que sus dos reclamaciones sean vistas por un único tribunal ambiental. Según explican conocedores del proceso,

al existir dos sedes conociendo de un proceso “íntimamente relacionado” en Santiago y Valdivia, habría una posibilidad

de que se generaran fallos contradictorios. “Habría un problema bastante complejo si Valdivia volvía a otorgar la

Resolución de Calificación Ambiental (RCA) a HidroAysén, y si en paralelo el Tribunal de Santiago no acoge la

petición de anular la resolución del Comité de Ministros. Una sustenta a la otra”, explica una fuente legal. Para

fundamentar esta solicitud de acumulación, HidroAysén presentó un informe en derecho del académico de la

Universidad de Chile, Cristian Maturana Miquel, quien señala “que si se rechaza la acumulación, todos los procesos

continuarán tramitándose en forma separada ante el tribunal que corresponda conocer de ellos y se fallarán en forma

separada dentro de cada uno de dichos procesos”. “Es procedente que se decrete la acumulación de autos para que se

tramiten en un sólo proceso los reclamos presentados por Centrales Hidroeléctricas de Aysén ante los Tribunales

Ambientales de Santiago y Valdivia por cuanto amerita que sean tramitadas en un sólo proceso y resueltas por una sola

sentencia para evitar la existencia de decisiones contradictorias”, dice a modo de conclusión Cristian Maturana Miquel.

Según HidroAysén, el proceso debería tramitarse sólo en Santiago puesto que de acuerdo a la ley, el tribunal que


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primero conoció los antecedentes del caso deberá definir a la postre si es pertinente reflotar el permiso ambiental del

proyecto hidroeléctrico. Para estos efectos, HidroAysén reclamó primero al tribunal capitalino el 13 de agosto, y luego al

del sur del país (26 del mismo mes). De esta manera el Tribunal Ambiental de Santiago deberá pedir a su par de

Valdivia los antecedentes del caso HidroAysén, no obstante el organismo de justicia ambiental radicado en el sur tiene

las facultades para oponerse y expresar sus descargos. Si se llegara a generar esta inédita “contienda de competencias”

entre ambos Tribunales Ambientales, deberá ser la Corte Suprema el ente que defina si procede la acumulación y dónde

se definirá la suerte del proyecto que perdió su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) el 20 de abril de este año.

HidroAysén calificó la determinación del Comité de Ministros -liderado por el ministro de Medio Ambiente, Pablo

Badenier- de ilegal, abusiva, arbitraria y discriminatoria. Más aún, la empresa hizo alusión a los cuestionamientos que

habían planteado las actuales autoridades de gobierno antes de asumir, las que señalaron que la iniciativa era inviable.

5.124.- Caso Metrogas: Conadecus no descarta demandas tras cobros excesivos (Fuente: Boletín CNN Chile,

21.10.14): Metrogas habría ganado 85 millones de dólares entre 2012 y 2013 por el exceso de rentabilidad detectado por

la CNE. Una cifra que según la empresa no sería así, ya que el informe del organismo no considera inversiones de la

empresa por más de 600 millones de dólares. El monto que cada cliente de Metrogas habría pagado de más, en los

últimos 24 meses, asciende a $83.600. Una cifra que generó que el balance de rentabilidad de la empresa haya superado

el margen de 11% anual establecido por la ley. Y aunque la ley que regula el mercado del gas no contempla que los

usuarios sean compensados cuando se les cobra en exceso, los representantes de los consumidores ven una solución en

efectuar demandas de cobros excesivos.

5.125.- Diputados aprueban proyecto que introduce modificaciones a la Ley de Servicios Eléctricos (Fuente: Emol,

22.10.14): Por 101 votos a favor y 5 abstenciones, la Cámara de Diputados aprobó el proyecto que introduce

modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, perfeccionando el sistema de licitaciones de suministro para

clientes sometidos a regulaciones de precios. La iniciativa busca mejorar el proceso de licitaciones de suministro de

clientes regulados, permitiendo asegurar el suministro bajo contrato para la totalidad de los clientes regulados; obtener

precios competitivos en un mercado preferentemente de largo plazo; y garantizar el cumplimiento de los objetivos de

eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación del sistema eléctrico. El ministro de Energía, Máximo

Pacheco, señaló que "estamos muy satisfechos por el respaldo unánime que nos han entregado los diputados, lo que

demuestra que seguimos avanzando a pie firme en la ejecución de la Agenda de Energía". "Este proyecto, que se

desarrolló tras un acabado proceso de discusión antes de ingresar al Parlamento, refleja el deseo de este gobierno por

tener más oferta, nuevos actores y nuevas tecnologías con el fin de bajar la cuenta de la luz de los chilenos", añadió.

Además de lo anterior, los procesos de licitación de suministro para clientes regulados serán a partir de ahora,

administrados por la CNE, que contará con mayores atribuciones en la materia. El proyecto será ahora analizado en el

Senado, donde cumplirá su segundo trámite constitucional.

5.126.- Tribunal Ambiental de Santiago ordenó acumulación de causas interpuestas por HidroAysén (Fuente:

Revista Electricidad, 28.10.14): El Tribunal Ambiental de Santiago acogió la solicitud de acumular y revisar en su sede

jurisdiccional las dos causas interpuestas por HidroAysén contra las resoluciones del Servicio de Evaluación Ambiental

(SEA) que la llevaron a perder la calificación ambiental favorable del proyecto. “Atendidas las razones y

consideraciones expuestas por el reclamante, la opinión legal adjunta y lo señalado por el Director Ejecutivo del Servicio

de Evaluación Ambiental, se cumplen los requisitos establecidos en los artículos 92 y siguientes del Código de

Procedimiento Civil, ha lugar a lo solicitado y se ordena la acumulación de los autos seguidos ante el Tercer Tribunal

Ambiental a esta causa”, señala la resolución unánime del Tribunal. HidroAysén interpuso dos reclamaciones contra el

SEA en defensa de su proyecto hidroeléctrico: en Santiago reclamó contra la resolución que invalidó los acuerdos

tomados por el Comité de Ministros de enero de 2014, y que permitieron posteriormente dejar sin efecto la aprobación

ambiental del Proyecto; mientras que en Valdivia la empresa alegó en contra de la resolución que calificó

desfavorablemente la iniciativa energética. La acumulación de causas está regulada en el Código de Procedimiento

Civil, que en su artículo 92 dice “la acumulación de autos tendrá lugar siempre que se tramiten separadamente dos o más

procesos que deban constituir un solo juicio y terminar por una sola sentencia, para mantener la continencia, o unidad de

la causa”. Según el informe del SEA, “existe una conexión” entre las resoluciones reclamadas por HidroAysén. “En

efecto la primera resolución constituye el presupuesto jurídico necesario que permitió al Comité de Ministros resolver la

totalidad de los recursos de reclamación incoados contra la RCA N°225, pues solo después de dejar sin efecto los 19

acuerdos del 30 de enero del presente año, el Comité de Ministros se encontraba habilitado para analizar y resolver tales

medios de impugnación”, detalla. El Tribunal Ambiental de Santiago ofició a Valdivia para que le remita el expediente

de la causa abierta en esa sede jurisdiccional (R-4-2014). La decisión del Tribunal implica que tanto en Santiago como

en Valdivia, deberá suspenderse el procedimiento hasta que este último tribunal envíe los documentos de la reclamación.


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En caso de generarse una contienda de competencias entre ambos tribunales, será la Corte Suprema quien determinará

en qué sede jurisdiccional se revisarán las reclamaciones.

5.127.- Gobierno evalúa separar consulta indígena del SEA (Fuente: La Tercera, 30.10.14): Con miras a destrabar los

proyectos de inversión, en las últimas semanas Hacienda ha encabezado una serie de reuniones con gremios como la

Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) para detectar los principales lomos de toro y diseñar soluciones.

En ese contexto, uno de los problemas más reiterados por las empresas ha sido la judicialización de las iniciativas.

Frente a ello, y junto con impulsar acciones que acorten plazos y burocracia, en el oficialismo ha tomado fuerza la idea

de perfeccionar el proceso de consulta indígena. Aunque todavía no está claro si formará parte de los anuncios que la

Mandataria haría la próxima semana, una de las opciones que mira con buenos ojos una parte del Ejecutivo y el sector

privado es desmarcar la consulta del Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), regulando de manera más precisa sus

alcances. Por eso se han estudiado caso a caso los proyectos entrampados por esta variable. Si finalmente se desmarca la

consulta del organismo -solución que podría formar parte de una serie de propuestas que por estos días entregará el

comité de ministros económicos a Bachelet- una de las ideas que se baraja es que ésta avance en paralelo al trámite

ambiental, pero radicada en una nueva institucionalidad. Otros sugieren que el mecanismo de participación y las

herramientas de mediación se desarrollen antes de que la iniciativa ingrese al SEA. Al salir de una cita con inversionistas

españoles -en Madrid y aún de gira con la Presidenta- el ministro de Economía, Luis Felipe Céspedes, admitió ayer que

una de las inquietudes abordadas en dicho encuentro fue la necesidad de agilizar los proyectos mineros y energéticos

retrasados por procesos judiciales. “Planteamos la estrategia del gobierno en esta materia, respecto a la necesidad de

poder agilizar y generar la materialización de proyectos de forma más expedita y en eso hablamos de lo que es la agenda

de la Presidenta, en términos de la revisión de los procesos y de los planes de inversión en el país”, acotó. El convenio

169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) -vigente desde septiembre de 2009- obliga a los órganos del

Estado a escuchar y considerar la opinión de las organizaciones indígenas, en materias que tengan injerencia en ellas. En

el caso de proyectos de inversión que impactan de alguna manera a las comunidades, el encargado de ejecutar la

consulta es el SEA. Al abrirse un proceso de consulta, se congelan las etapas propias de calificación ambiental, dando

paso a un mecanismo que se desarrolla en cinco fases. Si bien éstas tienen plazos acotados -cada una de ellas se extiende

por cerca de 20 días- existe flexibilidad para que se amplíe en caso de requerirlo. “El SEA está colapsado y no tiene

capacidad para hacerse cargo de todos los proyectos que podrían generar consultas. Tal como está hoy el sistema

propicia la judicialización”, afirman desde el Ejecutivo. “Hoy la tramitación ambiental deriva en judicialización, porque

la consulta indígena no se ha resuelto razonablemente. Se ha tratado como un proceso administrativo que no satisface

todos los enfoques. Eso provoca que se entrampen los proyectos. El SEA se hace cargo de un tema para el que no está

capacitado. Es un síntoma de los déficit regulatorios”, opina un asesor ligado al gobierno. El programa de gobierno

contempla revisar y perfeccionar “el diseño, ejecución y evaluación de los mecanismos de participación ciudadana hoy

existentes en los programas de políticas públicas sectoriales en todas sus etapas, como por ejemplo, los que lleva

adelante el Servicio de Evaluación Ambiental”.

6.- SERVICIOS Y NEGOCIOS

6.128.- Director independiente de CGE critica proceso de OPA con Gas Natural Fenosa (Fuente: La Tercera,

18.10.14): Una crítica al proceso de oferta pública de adquisición (OPA) por el 100% de CGE, lanzada por la española

Gas Natural Fenosa, hizo el director independiente de la firma chilena, Antonio Bascuñán Valdés. “La inmediatez, la

falta de publicidad y los múltiples requisitos establecidos en el prospecto para los accionistas que se interesen en vender

sus acciones, podrían limitar el ejercicio de su opción a cientos de accionistas medianos y pequeños”, dijo a la

Superintendencia de Valores y Seguros, en el marco de la opinión que dicho ente pide a los directores de empresas

cuando hacen ese tipo de operaciones. Agregó que el derecho de un trato igual para el 100% de los accionistas puede

verse afectado por la imposibilidad real de ejercerlo para cerca del 20% de los accionistas. Por lo anterior, consideró

conveniente prorrogar el plazo de la OPA, o prever una segunda OPA en igualdad de condiciones para quienes no

hubieran podido ejercer su derecho en el plazo acordado. Pese a ello, Bascuñán dijo que la transacción es “conveniente”.

Opinión que compartió el director Francisco Marín, quien destacó que al considerar la utilidad por acción de $ 138 de

los últimos 12 meses, y una política de dividendos del 70%, el valor ofertado significa recibir por adelantado el

equivalente a más de 48 años de dividendos.

6.129.- Enersis mantendrá estructura ejecutiva en Chile luego de traspaso (Fuente: Diario Financiero, 20.10.14):

Mañana, en Madrid, se realizará la junta de accionistas de Endesa España donde se aprobará el traspaso a Enel del

negocio latinoamericano de la eléctrica, cuyos brazos de generación y distribución, están agrupados en el holding

chileno Enersis. Fuentes del grupo comentan que hacia fines de la semana la filial de la italiana, Enel Energy Europe,

tomará el control oficial de las actividades en el Cono Sur. Este último cambio activará a su vez, la concreción a nivel


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latinoamericano de la reorganización de sus negocios a nivel global que Enel definió y anunció a fines de agosto, la cual

considera dos áreas de gestión: regional y por líneas de negocio. Esta nueva estructura, dijo la compañía en aquella

ocasión, funciona a partir de la designación de gerencias por país. Sin embargo, según comentaron las fuentes, este

modelo no sería replicado totalmente en Chile, por el hecho de que aquí opera la matriz de este negocio, de la cual se

desprenden las operaciones en Colombia, Perú, Argentina y Brasil. En caso local, explican, se mantendrá la figura del

gerente general de Enersis, Ignacio Antoñanzas, quien seguirá dirigiendo el negocio regional y en gran medida de Chile,

labor en la que sería apoyado por el subgerente general del holding, Massimo Tambosco, que asumiría en forma parcial

la función de country manager, aunque no el cargo. Otros conocedores de la organización interna del grupo eléctrico,

añaden que en América Latina será más simple la adaptación al diseño determinado por la italiana, que considera operar

en dos dimensiones. Por una parte están las cinco líneas de negocios (ERNC, generación, distribución, exploración de

gas (upstream) y comercialización de energía, de la cual se desprende la segunda dimensión que considera regiones y

equipos en cada país donde está este negocio). En la actualidad, las operaciones de Enersis en Colombia, Perú,

Argentina y Brasil, ya cuentan con un gerente de país, responsabilidad que en las dos primeras naciones recae en los

titulares de generación, mientras en las otras dos, dicha función recae en los titulares de distribución. A mediados de

septiembre Enel formalizó su oferta para comprar el 60,62% de la propiedad que de forma directa e indirecta Endesa

España tiene en la chilena Enersis. La italiana, encabezada por Francesco Starace, ofreció 8.252,9 millones de euros,

unos US$ 10.661,9 millones a esa fecha, por el 100% de las acciones de la sociedad Endesa Latinoamérica, que detenta

el 40,32% de los títulos de Enersis, y por el 20,3% que Endesa España tiene directamente. Esta estimación de la oferta

por el negocio latinoamericano incluye pasivos netos de Endesa Latam por unos 144 millones de euros.

6.130.- Cómo será el arribo de GNF a Chile: posible visita a Bachelet y llegarán catalanes a los directorios (Fuente: El Mercurio, 20.10.14): El anuncio de compra de CGE por parte del grupo hispano Gas Natural Fenosa fue la

noticia de la semana. Se negoció en los últimos siete meses, se cerró el sábado 11 y es nada menos que la mayor

adquisición de capitales externos sobre una eléctrica chilena: US$ 3.300 millones. Con la operación, prevista para

culminar el 11 de noviembre, el grupo catalán se hará de una compañía energética que tiene 114 años de historia en

Chile. Es además la más extensa en distribución de luz. Está presente en Arica con Emelari y en Magallanes con

Edelmag. Hay varias coincidencias y aspectos curiosos de esta transacción. Como que Gas Natural Fenosa era CGE

antes de comprar CGE. Sí, porque en 1902 la compañía que hoy se llama Gas Natural Fenosa era conocida como

Catalana de Gas y Electricidad, es decir, CGE. Otra similitud es que el grupo chileno CGE fue fundado por un

empresario de apellido Claro, el ingeniero Raúl Claro Solar junto con Francisco Huneeus Gana. En ese grupo fundador

también estaba el hermano de Raúl Claro, el abogado Luis Claro Solar, quien fue presidente de CGE y quien gestó el

bufete Claro & Cía. Un siglo después, este estudio fue el que asesoró en la venta de la histórica eléctrica. El deal estuvo

a cargo de los abogados de este bufete Matías de Marchena, Felipe Larraín y José María Eyzaguirre Baeza como

representantes de Gas Natural Fenosa. Por los accionistas mayoritarios, las negociaciones fueron lideradas desde sus

inicios por Jorge Marín Correa, que como presidente de CGE aunó los intereses de su familia y del Grupo Almería

(cinco familias, representadas al momento de la firma por José Luis Hornauer). Las condiciones de la venta fueron

convenidas, después de casi cuatro horas, a las 2 de la tarde del sábado 11, en una reunión clave, a puertas cerradas, en la

casa de Jorge Marín, a solas, con el representante de Gas Natural Antonio Basolas. Después, Basolas se trasladó a las

oficinas de la familia Pérez Cruz con quienes cerró en los mismos términos. Al final, a las 18 horas, se firmó la

transacción y se acordó la OPA en las oficinas del bufete Guerrero Olivos. Claro que este aterrizaje del grupo hispano no

es su primera aproximación a Chile. En 2005, Gas Natural lideró una Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPA)

por la cual casi consiguió poner un pie por estas latitudes. En realidad, más que una tímida pisada, si esa operación

hubiese sido exitosa, la compañía habría desembarcado a lo grande en los principales países de América del Sur. La

OPA de Gas Natural buscaba quedarse con Endesa España, que incluía sus activos en América Latina: a Enersis y sus

filiales en Chile (Endesa y Chilectra), Perú, Brasil, Argentina y Colombia. Pero no resultó. Muchos culpan al origen

catalán de Gas Natural, a su relación fraterna con La Caixa, y los anticuerpos que ello provocaba en Madrid. La eléctrica

alemana E-On les salió al paso y ofreció más por Endesa España. Y por si fuera poco, a los germanos -que generaron

tanta oposición en Madrid como los catalanes- les salió competencia en el Mediterráneo: Acciona, de la familia

Entrecanales, se alió con los italianos de Enel. Y ellos, desde Roma, fueron los que al final terminaron controlando

Endesa España y su negocio en Latinoamérica. En 2005, en plena carrera tras Endesa España, vino a Chile el presidente

de Gas Natural, Salvador Gabarró, el ejecutivo que nueve años después de ese episodio está liderando la compra de

CGE. En ese entonces -exactamente el 4 de octubre de 2005- se reunió con el Presidente Ricardo Lagos en La Moneda,

para darle garantías de que de ser exitosa la oferta sobre la eléctrica española, no existía un riesgo de concentración en

los servicios públicos en Chile. En ese momento la preocupación estaba dada porque la controladora del grupo de gas,

La Caixa, tenía también participación en la hispana Aguas de Barcelona (Agbar), matriz de la empresa sanitaria de

Santiago Aguas Andinas, y por el lado eléctrico tendrían a la generadora Endesa y la distribuidora Chilectra. Desde

Barcelona, conocedores del grupo señalan que es probable que Gabarró o Rafael Villaseca consejero delegado, vengan a


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presentarse ante la Presidenta Michelle Bachelet a fines de noviembre, cuando se haya declarado exitosa la operación de

compra de CGE. Pero esta vez la concentración del mercado no estaría en la agenda, porque La Caixa se desprendió de

su participación en Agbar. El desembarque de la compañía ibérica traería a varios ejecutivos catalanes en Chile.

Conocedores de los ejecutivos de Gas Natural Fenosa dicen que Antonio Basolas, uno de los artífices del acuerdo y

director de estrategia del grupo, podría aterrizar en el directorio de CGE cuando se materialice el cambio de propiedad.

Otros ejecutivos que podrían estar en la mesa directiva de la eléctrica serían Sergio Aranda, a cargo del negocio en

Latinoamérica, o incluso el propio consejero delegado Rafael Villaseca. En todo caso, gran parte de los directivos serían

catalanes, como estos tres profesionales. En cuanto a la línea ejecutiva, no está claro que la cambien de un plumazo. En

el grupo comentan que “hemos comprado empresas en Latinoamérica y se han mantenido los ejecutivos”. Con la compra

de CGE, el grupo catalán pondrá también un pie en la distribuidora de gas natural en Santiago Metrogas, pues CGE

ostenta el 52% de esta firma, a través de Gasco. En Metrogas también hay otros socios: los Angelini, que a través de

Copec, tienen el 40%, y los Yaconi-Santa Cruz (8% con Trigas). Aunque en la industria apuestan a que el desembarco

hispano supondrá un repliegue de Copec de la distribuidora de gas, en el grupo Angelini expresan que están expectantes.

“No hay una posición defensiva”, dicen. Para empezar, porque GNF es un gestor, un grupo industrial y no un fondo de

inversión. “Les interesa el negocio y saben del sector energético”, explican ligados a Copec. En el conglomerado chileno

agregan, además, que la convivencia no fue demasiado fácil en Metrogas con los actuales socios de CGE, debido a los

desencuentros que hace unos tres años hubo entre las familias controladoras de este grupo eléctrico, en especial entre los

Marín y los Pérez Cruz, quienes en 2011 tuvieron diferencias en la gestión.

6.131.- Controladores de CGE se refieren por primera vez a oferta de Gas Natural Fenosa (Fuente; Pulso,

21.10.14): Los grupos controladores de CGE -las familias Marín, Hornauer y Pérez Cruz- se cuadraron con la oferta

lanzada por la gigante española Gas Natural Fenosa, que presentó una Oferta Pública de Adquisiciones de Acciones

(OPA) por la eléctrica chilena, en una operación que podría alcanzar los US$3.300 millones en caso de que el éxito

alcance el 100% de los títulos. Las familias ya se comprometieron a vender sus acciones -representativas de más del

65% de la propiedad de la empresa- y ahora expresaron los beneficios que otorga la propuesta lanzada por los españoles

para todos los accionistas de CGE. En ese contexto, los integrantes del directorio de la Compañía General de

Electricidad dieron a conocer su opinión sobre las condiciones de la oferta, las que consideran, en general, atractivas y

convenientes para todos los accionistas. Jorge Marín, quien preside el directorio del holding eléctrico, destacó que el

premio considerado en la oferta de Gas Natural Fenosa, de $4.700 por acción, es 71,7% más alto que el precio de

mercado, considerando el promedio de los últimos seis meses, que es la definición que da la ley del Mercado de Valores.

No obstante, señaló que “si tomamos en consideración un período más largo de tiempo, es importante notar que el precio

ofertado es mayor que el precio de transacción en bolsa de CGE de los últimos cinco años, y que representa un premio

del 79% al precio promedio durante el año 2014, previo al anuncio de la transacción”. Respecto a la valoración, rescató

que el precio ofertado representa un múltiplo superior a diez veces el Ebitda de los últimos doce meses terminados al 30

de junio de 2014. “Asimismo, el valor del patrimonio de CGE implícito en el precio ofertado representa cerca de 34

veces la utilidad de CGE durante el mismo período y cerca de 1,6 veces el valor libro de CGE a la misma fecha”,

comentó. Por ello, y por el hecho de que la oferta no considera un factor de prorrateo, al ser por el 100% de los títulos,

añadió que sería esperable que una vez completada la OPA la liquidez de las acciones se reduzca, afectando el valor de

mercado, su condición de acción con presencia bursátil y la posibilidad de enajenarlas discrecionalmente en el futuro.

José Luis Hornauer, representante en la mesa por el grupo Almería, también destacó el valor de la oferta, que equivale a

valorizar a la firma en 11 Ebitdas. “Puede estimarse que la oferta es razonablemente conveniente para los accionistas de

CGE. Aún así, cada accionista deberá analizar esta oferta de acuerdo a sus propios intereses y cada uno determinará a su

criterio la conveniencia del precio, tomando en consideración aspectos financieros, tributarios, legales u otros”,

puntualizó. Una visión más crítica manifestó Antonio Bascuñán Valdés, director independiente de la firma. Según su

opinión, la oferta se formuló inmediatamente después de cerrarse el acuerdo con los accionistas mayoritarios, sin contar

con la debida publicidad e información para todos los accionistas. “La inmediatez, la falta de pulcritud y los múltiples

requisitos establecidos en el prospecto a los accionistas que se interesen en vender sus acciones podría limitar el

ejercicio de su opción a cientos de accionistas medianos y pequeños de CGE. El derecho de un trato igual para todos

podría verse afectado”, señaló Bascuñán. Por ello, planteó la conveniencia de prorrogar el plazo de la OPA o prever

incluso una segunda OPA para quienes no hubiesen alcanzado a enajenar sus títulos. Andrés Pérez Cruz, representante

del grupo Familia Pérez Cruz, recalcó que en su condición de accionistas no controladores -luego del fin del pacto con el

grupo Almería y la familia Marín en 2011- la oferta es conveniente para todos los accionistas, dada la elevada

valorización hecha por GNF. Añadió que dada la naturaleza del oferente, es dable asumir que su gestión aportará valor a

la firma.

6.132.- Enel inicia cambios: Joaquín Galindo dejaría la gerencia general de Endesa Chile este año (Fuente: Emol,

23.10.14): La italiana Enel ya comenzó a realizar los primeros cambios ejecutivos en las filiales que dependen de su


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brazo de inversiones en energía convencional en América Latina, Enersis. De acuerdo a "El Mercurio", la información

se conoció solo un día después de que Endesa España (firma controlada por la italiana) aprobara en junta de accionistas

la venta a Enel del 60,62% que tiene la hispana en Enersis, firma que ahora dependerá directamente de la compañía

italiana por un monto superior a los 8.200 millones de euros. Mientras que la filial española ahora se concentrará solo en

la gestión de sus activos y expansión y fortalecimiento de su negocio en la península ibérica. Según trascendió, en el

corto plazo, el español Joaquín Galindo, gerente general de Endesa Chile -firma generadora controlada a su vez por

Enersis-, dejaría el cargo que ocupa desde 2009 para ser reemplazado por el italiano Valter Moro, actual director de la

central a carbón La Spezia en el país europeo. Además, ya está confirmada la salida de Cristián Fierro de la gerencia

general de Chilectra, la distribuidora eléctrica del grupo en Chile que también es filial de Enersis. Este ejecutivo será

reemplazado por el actual gerente comercial de la firma, Andreas Gebhardt, quien ocupa el cargo desde agosto de 2006.

Por su parte, Fierro -ejecutivo al que le habrían ofrecido permanecer en el grupo, opción que no tomó- es gerente general

de la distribuidora desde 2009 y asumió el cargo tras la salida del español Rafael López Rueda.

6.133.- Rafael Villaseca, máximo ejecutivo de Gas Natural Fenosa, se reúne con Pacheco (Fuente: Pulso, 23.10.14):

Sus primeros contactos con el gobierno de Michelle Bachelet está realizando Gas Natural Fenosa, compañía española

que acordó la compra de CGE en una operación que podría alcanzar los US$3.300 millones. Y fue el propio consejero

delegado de GNF, Rafael Villaseca, quien arribó al país el pasado 21 de octubre, y ayer concretó una reunión con el

ministro de Energía, Máximo Pacheco. Villaseca -que se hospedó en el hotel W- llegó a las dependencias del ministerio

acompañado de dos personas, pasadas las 16:00 horas, una vez que Pacheco regresó del Congreso. “Se trató de una

reunión breve, protocolar”, señaló una fuente que conoció la reunión. Pero este no es el primer encuentro entre ambos.

De hecho, previo al lanzamiento de la OPA, Villaseca ya se había reunido con el secretario de Estado y le había

notificado su interés por el mercado chileno. Nacido en Barcelona, en 1951, Villaseca es ingeniero industrial de la U.

Politécnica de Cataluña y MBA por el IESE, de la U. de Navarra, y fue nombrado consejero delegado de Gas Natural

Fenosa en enero de 2005. Tras hacer oficial el acuerdo con las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer para tomar el

control de CGE, fue el propio Villaseca quien lideró una conferencia con analistas en España, el pasado 13 de octubre.

“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 el máximo ejecutivo de la eléctrica española. Tras concretar la

compra de CGE, Latinoamérica pasará a representar el 35% del negocio total del grupo, frente al 29% actual. Junto a

esto, la región superará el aporte de la operación europea y en el futuro el 51% del Ebitda de la firma provendrá de

Latinoamérica. Para 2014, GNF estimó un alza de unos 5.000 millones de euros en este indicador, de los cuales CGE

aportaría unos 600 millones, mientras que su utilidad llegaría a unos 1.500 millones de euros; 100 millones

corresponderían a CGE. “Estamos contentos con todos los negocios y dispuestos a desarrollarlos, especialmente Gasco

la distribución de gas deberá ser importante en el incremento del crecimiento”, dijo Villaseca hace unos días. 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.

6.134.- Ex presidente ejecutivo de Codelco asume como director de AES Gener (Fuente: La Tercera, , 24.10.14): La

llegada de Arellano se da a solo unos días de que el gobierno diera su apoyo público a AES Gener y su central

hidroeléctrica Alto Maipo, proyecto que ha enfrentado una fuerte oposición de movimientos ambientalistas. “Tiene una

larga trayectoria y experiencia en el sector público y privado, la que sin lugar a dudas será un aporte para la empresa”,

dijo el gerente general de AES Gener, Luis Felipe Cerón. De esta forma, el directorio de la eléctrica, que se definió ayer

en junta de accionistas, quedó conformado además por Andrés Gluski, Arminio Borjas, Andrew Vesey, Iván Díaz-

Molina, Radovan Razmilic, Tom O‟Flynn y el también independiente Iván Díaz-Molina, quienes fueron reelegidos en

sus cargos. Actualmente, AES Gener se encuentra desarrollando en Chile los proyectos Alto Maipo (531 MW,

hidroeléctrico en el SIC); Guacolda V (152 MW, termoeléctrico en el SIC) y Cochrane (542 MW,

6.135.- Enel reestructura Enersis en Latam y cambia al 70% de gerentes generales (Fuente: Pulso, 24.10.14): Día a

día comienzan a develarse los cambios que la italiana Enel está introduciendo en sus filiales de América Latina, luego de

que ayer se concretara el cambio de control desde Madrid a Roma. El miércoles se concretó la llegada de Andreas

Gebhardt, gerente comercial de Chilectra, a la gerencia general de la distribuidora, en reemplazo de Cristián Fierro,

quien abandonará la compañía. Pero los cambios van mucho más allá y ya están definidos los ejecutivos que estarán a


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cargo de distribución y generación tanto en Chile como en Perú, Colombia, Brasil y Argentina. A ello se suma lo que

debiese ocurrir con Enersis, donde se anunciará “en dos semanas” -así lo comentó a PULSO el director independiente de

la eléctrica, Salvatore Mancuso-, la nueva estructura corporativa. En el anuncio se incluiría el nombre de la persona que

liderará el negocio a nivel regional, rol que hoy ocupa Ignacio Antoñanzas. Ayer trascendió con fuerza a la prensa un

rumor que desde hace días es un secreto a voces en Santa Rosa 76 y en Roma: que su reemplazante sería el italiano

Luigi Ferraris, actual CFO de Enel. Desde Roma precisaron que la nueva estructura en América Latina no implica

necesariamente cambios en su dirección, y desde Enersis señalaron que Antoñanzas fue ratificado en el cargo el 31 de

julio último. La designación de Ferraris tendría asidero, tanto es así que nadie es capaz ni de confirmarlo ni desmentirlo.

Ayer, el mismo Antoñanzas -quien está en Colombia junto al CEO de Enel en un Congreso de la WEC- envió una

comunicación interna a los empleados del grupo en la que llamaba a estar tranquilos en estos tiempos de cambios.

Además de Gebhardt, otro ejecutivo que tendrá asiento en Chile es Valter Moro, italiano que llegará a reemplazar a

Joaquín Galindo a la cabeza de Endesa Chile. En el negocio de generación eléctrica en Argentina estará Roberto Fagan,

quien tendrá a cargo las operaciones de central Dock Sud, Endesa Costanera y El Chocón. En el área de distribución

Argentina asumirá quien hoy es el director general de Regulación y Planificación Energética y gerente general de

Endesa Cemsa, Juan Carlos Blanco. En Perú también hay cambios. La distribución quedará a cargo del actual gerente

técnico de Edelnor, Walter Sciutto, y la generación será liderada por Francisco Javier Pérez, hoy gerente general de

Edegel. En Brasil asumirá en distribución el presidente de Coelce, Abel Rochinha, y generación quedará a cargo del

actual gerente regional de Producción Eléctrica de Endesa, Paulo Domingues do Santos. Finalmente, en Colombia David

Felipe Acosta quedará a cargo de distribución. La empresa italiana inició en septiembre, tal como lo anunciara el

consejero delegado de la firma, Francesco Starace, en visita a Chile en julio, un proceso de reorganización societaria en

sus activos tanto en Europa como en América Latina. La finalidad de esta reorganización, según informó la compañía

cuando se reveló la nueva estrategia del consejero delegado, apunta a simplificar la cadena de control y alinear la

estructura de la empresa con la nueva organización del grupo, “creando las condiciones para la optimización de los

flujos financieros del grupo”. Otro de los objetivos es enfocar las operaciones de Endesa España en España y Portugal,

mediante un nuevo plan industrial centrado en el desarrollo de las actuales plataformas de negocio. Todo esto, para

optimizar los flujos provenientes de América Latina, zona que en 2013 significó el 51% del Ebitda de Endesa España y

que redundó recientemente en la decisión de traspasar los activos la región desde Madrid a Roma, sede del head quarter

de Enel Group. La italiana tomó el 60,62% que Endesa España manejaba en Enersis, en una operación valorada en

alrededor de US$10.600 millones. Junto a esto, se incluyó una cláusula que plantea que si dentro de los dos años

siguientes al cierre de la operación un tercero compra parte de las acciones de Enel en Enersis en un valor superior a los

$215, Enel deberá pagar a Endesa el equivalente a la diferencia entre ambos valores. En paralelo, Endesa España acordó

repartir dividendos por más de US$8.300 millones a la matriz italiana y al resto de los accionistas, unos 170.000. Los 5

principales desafíos del italiano que tomará el timón de Endesa Chile. La central termoeléctrica Bocamina II, inaugurada

a fines de 2012, es el último proyecto de generación de tamaño relevante que fue conectado al sistema por parte de

Endesa Chile. Además de esa unidad, Endesa ha participado en proyectos como el parque eólico Canela, el terminal

GNL Quintero y algunos planes de mejoramiento de capacidad. Poco para una compañía llamada a liderar el desarrollo

eléctrico chileno y que contó, durante los años en que fue subsidiaria de Endesa España, con el respaldo de un

conglomerado de nivel mundial. Estos serán algunos de los desafíos que Valter Moro, el ejecutivo italiano que

reemplazará a Joaquín Galindo en el máximo cargo de la mayor generadora eléctrica nacional, deberá enfrentar una vez

que asuma. Para concretarlo, Moro contará con una ventaja que no tuvo su antecesor: podrá concentrarse en Chile sin

tener que ocuparse de la gestión de las generadoras del grupo en Colombia, Argentina, Brasil o Perú.

1. Zanjar la discusión sobre Hidroaysén: El proyecto hidroeléctrico del que Endesa ostenta el 51% está prácticamente

viviendo sus últimos días. Luego de que el Comité de Ministros le retirara el permiso ambiental, la compañía -que

también integra Colbún- decidió defender su postura en la justicia, a sabiendas que aún cuando venza al Estado de

Chile, luego deberá tramitar la línea de transmisión, algo que se hará imposible si la estrategia es confrontar al

Ejecutivo. Por ahora, los socios creen que el rol fundamental es cuidar los activos que quedarán de la sociedad.

2. Iniciar las obras de la central Punta Alcalde: La central a carbón Punta Alcalde (740 MW) es el proyecto más

ambicioso para la zona del Norte Chico y ya cuenta con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) e incluso con

la aprobación de la Corte Suprema. Sin embargo, el acuerdo con CAP para construir un sistema de abatimiento de

emisiones en la planta de la minera en Huasco todavía no se cierra, y la línea de transmisión aún no tiene los

permisos. La central, como todas, ha enfrentado oposición dado el creciente temor que generan las centrales a carbón

en el país.

3. Viabilizar Bocamina II: En enero la central Bocamina II cumple un año sin operar. La empresa ha acusado pérdidas

millonarias no sólo a sus finanzas, sino que también al sistema eléctrico en su totalidad. Por ahora, se espera que la

justicia dé su veredicto final en una pugna que, eventualmente, podría terminar con que Bocamina II tenga que

rehacer sus estudios ambientales, lo que incluso podría obligar a Endesa a mantener sin operar Bocamina II por más

tiempo.


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4. Hacer frente a la nueva competencia: Endesa Chile es el líder indiscutido del negocio de la generación eléctrica en el

país, pero los competidores que antes miraba desde lejos se han acercado. A esto se suma la entrada al país de Gas

Natural Fenosa, un player de peso en el negocio energético y que viene con la intención declarada de crecer en

generación. una vez que tome el control de CGE.

5. Enfrentar los cambios regulatorios: El primero de ellos es el cambio en las licitaciones eléctricas, que avanza en el

Congreso y que provocará todo un escenario nuevo para las grandes generadoras. A ello se suma la intención del

gobierno de reducir los costos de las últimas licitaciones en 30% y el fomento que quiere darle las ERNC.

6.136.- Endesa concreta el traspaso de Enersis al grupo italiano Enel (Fuente: La Tercera, 24.10.14): Tal como se

esperaba, la firma española Endesa concretó ayer el traspaso de Enersis al grupo italiano Enel SpA, la cual ejercerá el

control sobre ésta a través de su filial Enel Energy Europe. La confirmación de la nueva propiedad de Enersis fue

comunicada en un hecho esencial a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS). El pasado 21 de octubre, los

accionistas de Endesa habían aprobado el traspaso del 60% de Enersis a Enel. De esta forma, la eléctrica italiana

controlará el 20,3% de la firma chilena en forma directa, y el 40,32% en forma indirecta, a través de la propiedad de

Endesa Latinoamérica, de la cual Enel es dueña del 100%, tras enajenarla a Endesa España. Como consecuencia de la

operación informada, Endesa Latinoamérica pasa a ser controlada en un 100% por Enel Energy Europe”, señala el hecho

esencial comunicado a la SVS. Fuentes cercanas a Enersis señalaron que en las próximas dos semanas Enel dará a

conocer una nueva estructura para el negocio en Latinoamérica. Antes de esta operación, Endesa España controlaba a

través de Enersis todos sus activos en Latinoamérica. Si bien se prevé una reorganización de los nuevos activos de la

italiana en la región, las mismas fuentes confirmaron que Ignacio Antoñanzas seguirá en el cargo de gerente general.

Así, Enel comienza a cumplir con los anuncios realizados el 31 de julio de este año, donde apuntó a una reorganización

societaria que buscaba “simplificar la cadena de control y alinear la estructura de la empresa con la nueva estructura

organizativa del grupo”. Enel definió cinco líneas de negocios (infraestructuras y redes globales, generación global,

comercio global, energías renovables y exploración de gas), que tendrán interacción con las cuatro regiones que ha

definido el grupo italiano (Italia, Iberia, Latinoamérica y Europa del Este).

6.137.- Luigi Ferraris, director financiero del Grupo Enel, es el nombre que más suena para tomar el mando de

Enersis (Fuente: El Mercurio, 24.10.14): Enel puso como plazo máximo el mes de diciembre para realizar los cambios

de ejecutivos planeados. Esto, luego que ayer se concretara el control directo de la italiana de su brazo de inversiones en

energía convencional, Enersis, firma que era manejada por Endesa España. Uno de los movimientos pendientes sería la

figura de un nuevo gerente general en Enersis, cargo para el cual suena con fuerza el nombre de Luigi Ferraris, en

reemplazo de Ignacio Antoñanzas. No obstante, desde Enersis indicaron, frente a estas versiones, que no se refieren a

rumores, y que Antoñanzas fue ratificado en su puesto y designado como gerente del grupo italiano para Latinoamérica,

cuando se anunció la reorganización. El italiano se incorporó a Enel en 1999 y hoy se desempeña como director

financiero de la empresa y preside Enel Green Power. Además, es consejero de Endesa España, entre otros cargos. Si

bien Ferraris es el ejecutivo que más suena para tomar el cargo, cercanos a la compañía indicaron que el directorio aún

no ha tratado el tema. Aunque con bastante menos fuerza, otro nombre que ha figurado para el puesto es Maurizio

Bezzeccheri, hoy gerente de Enel Green Power Latinoamérica. También trabaja desde 1999 en la filial de Enel que se

dedica a las energías renovables no convencionales. El señalado cambio en Enersis se sumaría a las anunciadas salidas

de Joaquín Galindo, gerente general de Endesa Chile, y de Cristián Fierro, gerente general de Chilectra, la distribuidora

del grupo. El primero sería reemplazado por el italiano Valter Moro, actual director de la central a carbón La Spezia en

Italia, mientras Andreas Gebhardt, hoy gerente comercial de la distribuidora, ocupará el cargo de Fierro. Enel ya ha

realizado movimientos de altos ejecutivos en 16 países donde tiene operaciones. El próximo mes se anunciarían cambios

en las subgerencias de las filiales latinoamericanas, aseguran fuentes de la firma italiana.

6.138.- Las 60 frenéticas horas del CEO de Gas Natural Fenosa en Chile (Fuente: Pulso, 24.10.14): Menos de tres

días estuvo en Chile el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca. De visita luego que la compañía

española acordara la compra de CGE en una operación que podría alcanzar los US$3.300 millones. El ejecutivo arribó al

país el pasado 21 de octubre, un día después tuvo una nutrida agenda de reuniones (incluso con el ministro de Energía,

Máximo Pacheco), y ayer regresó a Barcelona, donde están las oficinas de la compañía. En las puertas del Hotel W,

donde se hospedó, Rafael Villaseca evitó referirse a la operación de toma de control de CGE. Consultado por PULSO,

dijo que no podía hablar por cuanto actualmente está vigente la Oferta Pública de Adquisición de Acciones (OPSA) para

comprar la eléctrica chilena. El CEO de la española viajó acompañado del director general de comunicación y gabinete

de la presidencia del grupo, Jordi García Tabernero; el director del área Económico y Financiera, Carlos Álvarez

Fernández, y el director general de Recursos, Antonio Gallart Gabás. Tal fue el nivel de conocimiento que alcanzaron

los ejecutivos españoles del mercado del gas en Chile, que están al tanto de las modificaciones tarifarias que alista la

autoridad. E incluso del proceso judicial que se abriría en el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La agenda de


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los ejecutivos de Gas Natural Fenosa incluyó también una reunión de protocolo con el embajador de España en Chile,

Carlos Robles. Una nueva delegación de la española llegaría en los próximos días, con el objetivo de cerrar la operación

de compra de CGE y tomar el control directo de la empresa eléctrica. Tras hacer oficial el acuerdo con las familias

Marín, Pérez Cruz y Hornauer para tomar el control de CGE, fue el propio Villaseca quien lideró una conferencia con

analistas en España, el pasado 13 de octubre. “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 el

máximo ejecutivo de la eléctrica española.

6.139.- SVS oficia a Gas Natural Fenosa y pide modificar términos de OPA lanzada por CGE (Fuente: Diario

Financiero, 27.10.14): A casi dos semanas del término de la OPA que Gas Natural Fenosa (GNF) lanzó por el 100% de

CGE, el regulador financiero intervino, solicitando a la hispana modificar algunos aspectos de la oferta. La

Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) ofició a la catalana sobre el aviso y el prospecto de su OPA, operación

que involucrará unos US$ 3.300 millones. La SVS ofició a la catalana sobre el aviso y el prospecto de su OPA,

operación que involucrará unos US$ 3.300 millones. El regulador también planteó una aclaración expresa respecto de si

CGE seguirá siendo una sociedad anónima abierta y si sus acciones seguirán transando en bolsa. "El oferente deberá

señalar en su oferta si su propósito es mantener la sociedad sujeta a las normas aplicables a las sociedades anónimas

abiertas e inscritas en el registro de valores, por un plazo o indefinidamente, aun cuando no está obligada legalmente a

ellos", dijo la SVS. El regulador expresó preocupación por los posibles efectos que una alta aceptación de la OPA y el

denominado mercado "secundario" de acciones que se daría tras la operación. En este sentido, fuentes de GNF

explicaron que la compañía ve "difícil" hacerse del 100% de las acciones de CGE, por lo que un remanente en el

mercado hace improbable el deslistamiento. Las fuentes descartaron que una vez que GNF tome el control de CGE tenga

intenciones de convertirla en una sociedad anónima cerrada. La operación, dijeron conocedores del proceso, va bien

encaminada y ha logrado "un alto interés", aunque no hay grados de aceptación claros por sobre la participación del

54,19% que poseen en conjunto las familias controladoras (Marín, Pérez Cruz y Hornauer, a través de grupo Almería).

Todavía está en duda si uno de los mayores accionistas no controladores de la firma, la Asociación de Canalistas del

Maipo, concurrirá a la operación, lo que se determinará antes del cierre de la oferta, el próximo 11 de noviembre. Este

grupo tiene el 6,82% de CGE, y si concurren a la operación podrían recibir unos US$ 228,5 millones. Las dudas del

regulador alcanzaron también al corazón de la operación: el precio que pagará GNF por la adquisición de CGE. El

prospecto establece que "el precio de la oferta es de $4.700 por cada acción de CGE, menos el monto de cualquier

dividendo por acción pagado o declarado durante la vigencia de la oferta". El prospecto establece que "el precio de la

oferta es de $4.700 por cada acción de CGE, menos el monto de cualquier dividendo por acción pagado o declarado

durante la vigencia de la oferta". El prospecto establece que "el precio de la oferta es de $4.700 por cada acción de CGE,

menos el monto de cualquier dividendo por acción pagado o declarado durante la vigencia de la oferta". En este sentido,

indicó que el precio de las acciones tomado para calcular el premio debía considerar las transacciones de los papeles en

todas las bolsas de valores. El viernes GNF respondió al regulador, modificando tanto el aviso de la OPA como el

prospecto, el que también fue enviado a la Bolsa de Comercio. Allí explicó que los controladores finales de GNF son

Caixabank SA (11,89%), Sacyr (9,05%) y Temasek Holdings (Private) Limited (6,14%). Asimismo, insistió que en los

próximos 12 meses, no está en sus planes fusionar o desprenderse de algunas de las filiales, así como tampoco adquirir

una participación adicional en Gasco, donde CGE tiene el 56%.

6.140.- Antoñanzas: “Habrá cambios que son incómodos” (Fuente: La Tercera, 27.10.14): La toma de control de la

italiana Enel del brazo inversor de Endesa en Latinoamérica, Enersis, no ha dejado indiferentes a los empleados del

holding eléctrico. Ante los sucesivos cambios que se han anunciado en estos días y los que aún quedan por concretarse,

el gerente general de Enersis, Ignacio Antoñanzas, mandó un mensaje de tranquilidad a los empleados del grupo, que

ahora dependen directamente de la italiana Enel. En la misiva, que fue recibida el pasado jueves 23 de octubre por

correo electrónico, el ejecutivo reconoce que el proceso que viene generará incertidumbre, pero enfatiza en que en

ningún caso eso significará despidos. “Se han producido o se van a producir cambios que por supuesto son incómodos y

generan incertidumbre, pero para nada significa que las personas afectadas deben abandonar el grupo”, dice el ejecutivo.

Agrega que “nos gustaría poder retener a todos y ofrecerles diferentes oportunidades”, y se excusa por no poder entregar

este mensaje en persona, “pero como algunos ya sabéis, estoy fuera de Chile”, afirma en el correo. En ese momento, el

español se encontraba en Colombia participando en un congreso de la WEC. Pese a este inconveniente, Antoñanzas

anima a su equipo y los invita a “seguir trabajando con la ilusión de siempre”. En la misiva explica que la llegada de los

italianos tendrá como consecuencia un proceso de decisiones, asignación de presupuestos y de política de Recursos

Humanos más fluido. “Se abre un mundo de oportunidades para ratificar lo que hoy somos en el grupo, el motor de

crecimiento”, sostiene. Finalmente, en el documento que consta de cinco párrafos, señala que en los próximos días y “en


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el caso de que alguno de los cambios en las responsabilidades conlleve cambios societarios”, éstos serán debidamente

anunciados una vez que se hayan definido y hayan sido aprobados por las sociedades correspondientes. En septiembre,

Enel ofreció comprar el 60,62% de Enersis, en US$ 10.662 millones, dentro de un plan de reorganización de sus

negocios tanto en Europa como en América Latina. El 21 de octubre se concretó la operación y ya se han registrado

cambios en la estructura del holding. El primero fue la salida de Cristián Fierro como gerente general de Chilectra. En su

reemplazo llegó Andreas Gebhardt, gerente comercial de Chilectra.

6.141.- Galindo renuncia a Endesa y Enel afina reorganización (Fuente: La Tercera, 28.10.14): Una de las

definiciones más importantes respecto de los cambios que implicará la reestructuración tras la toma directa del control

que la italiana Enel ejerció en Endesa Chile y Enersis, se conoció ayer. Endesa Chile informó la renuncia de Joaquín

Galindo al cargo de gerente general, puesto que ocupaba desde noviembre de 2009. Asimismo, dio a conocer que el

ejecutivo será reemplazado por Valter Moro, a partir del próximo mes. Fuentes cercanas a la empresa señalaron que los

motivos del cambio tienen que ver netamente con la reestructuración de la firma a nivel mundial y agregaron que existe

una buena calificación del trabajo realizado por el ejecutivo. Galindo regresará a España para asumir nuevas

responsabilidades dentro del grupo Enel. El holding también informó cambios para Chilectra, firma en la que designó a

Andreas Gebhardt como nuevo gerente general en reemplazo de Cristián Fierro, quien abandonó la empresa durante la

tarde de ayer. En estos días también hubo rumores sobre una eventual salida de Ignacio Antoñanzas, gerente general de

Enersis. Sin embargo, fuentes de esa firma negaron dicho suceso y recordaron que el ejecutivo fue ratificado en julio,

cuando se lanzó la reorganización del grupo. Valter Moro trabaja hace 18 años en Enel, primero en instalaciones de

generación y luego en actividades de gestión de energía en Italia y España. En la actualidad se desempeña como director

de la unidad de generación de Enel en La Spezia (central termoeléctrica). Por su lado, Andreas Gebhardt, llegó al grupo

hace 22 años y tuvo cargos en la empresa Eléctrica Río Maipo, en la Compañía Americana de Multiservicios (CAM) y

en Chilectra, donde anteriormente fue gerente comercial. Las fuentes señalaron que en las próximas dos semanas se

perfeccionará la etapa de reorganización del grupo, lo que implicará un análisis de todas las operaciones a nivel mundial.

Para América Latina, se espera concretar una nueva organización en segundo nivel, lo que a la fecha, no implicaría

cambios de ejecutivos. En el primer trimestre del próximo año estarán concluidos los cambios directivos y ejecutivos en

Endesa Chile y Enersis, donde se esperan modificaciones en mandos medios, relacionados con Recursos Humanos,

gerencias comerciales y de comunicaciones. Endesa Chile reportó ayer que sus utilidades alcanzaron $ 188.119 millones

a septiembre de este año, lo que implica una caída de 11,28% en relación con el mismo lapso de 2013. La firma explicó

que el descenso respondió a mayores costos de compra de energía y consumo de combustibles, principalmente, en Chile.

Los ingresos, en tanto, aumentaron 22,3% anotando $ 1.758.171 millones a septiembre.

6.142.- Pablo Yrarrázaval presentó su renuncia a Enersis (Fuente: Revista Electricidad, 28.10.14): Mediante un

hecho esencial, la empresa Enersis informó que, en sesión del Directorio de este martes 28, el Presidente del Directorio y

de la Sociedad, Pablo Yrarrázabal, resolvió dejar su cargo y el de miembro del Directorio. La compañía informó que el

ejecutivo será reemplazado “en el intertanto” por Borja Prado, actual vicepresidente del Directorio.

6.143.- Jorge Rosenblut sería el nuevo presidente de Enersis (Fuente: Pulso, 30.10.14): La sorpresiva renuncia de

Pablo Yrarrázaval a la presidencia de Enersis -anunciada el martes- no sólo tomó por sorpresa al directorio del holding

sino que a la propia Enel en Roma. Y no tanto por la decisión -que en cierta forma era esperada-, sino que por el

momento elegido. La jugada del ex presidente de la Bolsa de Santiago estaba en el imaginario de muchos en Chile,

España e Italia, pero los tiempos se aceleraron tras su decisión y con ello los efectos dentro de las empresas del grupo.

Pese a que el CEO de Enel Group, Francesco Starace, manejaba hace varias semanas diversas fórmulas y escenarios para

liderar Enersis, tanto a nivel de directorio como en la administración, ya hay un nombre claro: en los próximos días

Jorge Rosenblut dejará la cabeza de Endesa Chile y caminará apenas unos pasos dentro del piso 17 del edificio de Santa

Rosa 76, para asumir la presidencia de Enersis y pasar a liderar el holding, controlador de todo el negocio de Enel en

Sudamérica, excluidas las compañías de energías renovables. La decisión no ha sido comunicada al propio Rosenblut ni

a ningún alto directivo de la operación latinoamericana -aunque muchos la sospechan interiormente-, pero ha sido

testeada con un círculo muy estrecho de colaboradores de Starace. Y sólo será oficializada una vez que se convoque a un

directorio extraordinario de Enersis, en los próximos días. Consultada oficialmente la Oficina de Prensa de Enel en

Roma, señalaron que la decisión de nombrar a un nuevo presidente en Enersis no está tomada (Borja Prado asumió

interinamente mientras designan al definitivo), pero que ello será oficial en los próximos días. PULSO, tras consultar a

altas fuentes de Enel Group, está en condiciones de afirmar que Rosenblut será el nuevo mandamás de la firma. Incluso

debería debutar públicamente en el cargo en la junta extraordinaria de Enersis, convocada para el 25 de noviembre

próximo, ocasión en la que los accionistas deberán manifestarse sobre el plan de saneamiento de la filial argentina Dock

Sud. Una de las condiciones que deberá cumplir Rosenblut una vez que asuma la nueva posición es modificar su


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régimen de viajes entre Santiago y Miami. La nueva función que le encomendará Starace le demandará pasar más días

en Chile.

6.144.- Salvador Gabarró "Le dije a la Presidenta: nosotros hemos venido a Chile para quedarnos" (Fuente: La

Tercera, 30.10.14): El presidente de Gas Natural Fenosa, Salvador Gabarró, dice ser un admirador de Chile, y que por

años -y a través de distintas compañías- estuvo buscando la fórmula para ingresar al mercado nacional. Hasta que lo

logró: en pocos días más finalizará la OPA lanzada por la española sobre la eléctrica CGE, por la cual pagarán unos

US$3.300 millones si es que se quedan con el 100% de las acciones. “Viajaré a Chile pronto, porque sorprendentemente

nosotros llegamos a un acuerdo con las familias el 11 de octubre, cuando firmaron el compromiso de vender el 56%

cuando nosotros lanzáramos la OPA, y el 14 de noviembre se acaba la OPA. Eso es lo que digo, que Chile tiene una

velocidad increíble, eso es muy bueno”, sostuvo Gabarró a PULSO, tras participar de un encuentro con la Presidenta

Bachelet, representantes del empresariado chileno y español, que se realizó ayer en el Palacio del Pardo, a las afueras de

Madrid. Aunque asegura que “yo he estado varias veces en Chile, en 2005 me reuní con el Presidente Lagos, porque en

ese entonces lanzamos una OPA por Endesa, que no nos salió y al final se la quedó la italiana Enel. A mí me encanta

Chile”.

- ¿Cómo estuvo el encuentro con empresarios chilenos y la Presidenta Bachelet?: Fue una reunión agradable, la

Presidenta es una señora encantadora, ella sí que sabe vender el país de una manera estupenda. Hubo mucho diálogo

entre los empresarios chilenos y españoles, da la sensación de que todos los que están ahí están muy contentos.

Nosotros vamos a entrar, no estamos todavía pero estaremos en días, y estamos muy ilusionados porque Chile es un

gran país.

- ¿Por qué ustedes quieren entrar e invertir en Chile?: Yo siempre he tenido una admiración por Chile. Cuando yo

estaba en otra empresa que fabricaba artefactos sanitarios que se llama Roca, quise entrar a Chile y no pude. Me

quedó pendiente. Y ahora, pues desde que yo soy presidente hemos estado intentando entrar. Realmente estuvimos

en conversaciones desde 2007 con los accionistas de CGE, siempre estuvimos en la puerta. ¿Y por qué quiero estar

en Chile? Bueno, estamos en toda Latinoamérica, por ejemplo, estamos en México, Bogotá, Río de Janeiro, Sao

Paulo, Buenos Aires, y nos faltaba Chile. Y Chile tiene además la virtud de que es serio, con seguridad jurídica, y

con capacidad de crecimiento.

- Pero también es un país que está sacando leyes como la reforma tributaria. Ahora viene la laboral. ¿No le preocupa?:

No, nosotros miramos a largo plazo, Chile es un país serio, no vemos lo transitorio, estamos mirando a 30 años,

como le dije a la Presidenta: nosotros hemos venido a Chile para quedarnos. No vamos a construir una empresa y nos

vamos, vamos a estar ahí. Nuestra empresa tiene 171 años, somos tenaces, de largo alcance, y algo haremos bien

porque subsistimos.

- Metrogas, controlada por CGE, tiene un conflicto con el gobierno respecto al cálculo de la rentabilidad del negocio,

situación que podría terminar en el Tribunal de defensa de la Libre Competencia. El gobierno ha dicho que en dos

semanas más decidirá qué hacer. ¿Qué le parece esta situación que para ustedes es heredada de la administración

anterior?: Estoy seguro que por los contactos que hemos tenido con el ministro (de Energía, Máximo) Pacheco, que

es un profesional muy serio, ajustaremos las cosas sin ninguna dificultad, no nos preocupa. Yo, viendo a la

Presidenta y al ministro Pacheco, estoy muy tranquilo.

- ¿Cree que existe la posibilidad de arreglar la situación sin ir al Tribunal de defensa de la Libre Competencia?: Es que

nosotros no vamos a tener diferencias, nos pondremos de acuerdo, estoy seguro. Las cosas se arreglan hablando.

- También han habido críticas de organizaciones de consumidores, como Conadecus que presentó un recurso ante en

Tribuna de Defensa de la Libre Competencia: Es que no entiendo por qué tendría que tener problemas. El

consumidor no tiene nada que temer. Sí algo podemos aportar es que tenemos mucho know how, que hemos

adquirido durante estos años, vamos a mantener el personal de Chile, no veo ningún motivo de... Al contrario.

Venimos para aportar tecnología, ideas nuevas, para mejorar las cosas, no para empeorarlas.

- CGE es grande en distribución pero chico en generación de energía. ¿Cuál es el plan de ustedes ahí?: Se lo decía a la

Presidenta, nosotros en Chile vamos a seguir invirtiendo donde estamos, en distribución, transmisión, distribución de

gas, y tenemos un gap que es en generación donde CGE tenía algo y lo vendió. Nosotros tenemos todas las

tecnologías de generación, desde la nuclear, que no va a ser aquí, hasta las renovables, y nosotros vamos a

aprovechar todo lo que licite o autorice el gobierno para ir a intentar coger posición en generación. Somos inversores

en generación.

- ¿Y con qué tecnología para Chile?: Tenemos centrales nucleares, térmicas de carbón, ciclo combinado, hidráulica,

renovables (sobre todo en eólica), entonces, somos capaces de hacer cosas en función de la demanda que vaya

planificando el Ministerio de Energía. Nosotros somos visitadores para nuevos concursos que salgan para hacer

generación.


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6.145.- Jorge Marín y la razón de la venta de CGE: “La oferta fue muy atractiva” (Fuente: La Tercera, 30.10.14):

El presidente del directorio de la CGE, Jorge Marín, afirmó que la razón por la cual los accionistas mayoritarios

decidieron vender su participación en la eléctrica a la española Gas Natural Fenosa es principalmente que “la oferta fue

muy atractiva”. Consultado acerca del avance de la Oferta Pública de Acciones (OPA) que hizo la española por CGE, el

ejecutivo dijo desconocer detalles específicos “porque es información que manejan los corredores”, aunque saca

conclusiones positivas tras el acuerdo alcanzado por los accionistas mayoritarios. Marín sostuvo además que “debiera

haber un alto porcentaje de concurrencia” a la OPA de Fenosa. Respecto a los pasos que seguirá tras la venta de la

eléctrica, el ejecutivo dijo que tiene “muchas cosas que hacer”, pero por lo pronto le preocupa “dejar bien terminado” el

trabajo del grupo. Marín presidió ayer el directorio de Indever, sociedad que es propietaria del 11,26% de CGE. En

dicha reunión los accionistas decidieron aceptar la oferta pública de adquisición de acciones de la eléctrica formulada

por Fenosa, a un precio de $ 4.700 por título. La familia Marín es la principal accionista de Indiver, con un 35,50% de la

propiedad. En relación a los pasos que seguirá esta sociedad, cuyos activos en casi un 100% lo componen acciones de

CGE, en la junta de accionistas no se descartó la disolución de ésta tras la adquisición de los títulos por parte de Fenosa.

“Hay que ir por partes”, dijo Marín. “Primero hay que ver que la OPA sea exitosa, si esto ocurre, podemos disponer de

los recursos y se puede proponer un reparto extraordinario de dividendos, u otro camino”, afirmó el presidente del

directorio de la sociedad, agregando que esta última opción tiene una probabilidad “muy baja”. Gas Natural Fenosa

inició el pasado 13 de octubre una OPA para adquirir el 100% de las acciones de CGE, por el monto de US$ 3.300

millones. Los accionistas mayoritarios de la eléctrica (Grupos Marín, Almería y Pérez Cruz), poseen el 54,19% de la

propiedad de la compañía.

6.146.- La cristalización del modelo ideado por Starace para Enersis (Fuente: Diario Financiero, 30.10.14): Poco

más de tres meses han pasado desde la visita al país del CEO de Enel, Francesco Starace, y una parte de los cambios que

anunció en la estructura de Enersis y Endesa ya se han materializado. “El enfoque es poner una organización más simple

y enfocada en la gestión, que nos dé una seguridad muy fuerte de seguir generando caja”, dijo Starace en julio, cuando

también se reunió con la presidenta Michelle Bachelet en La Moneda. Esta semana se concretaron los primeros pasos de

la nueva estrategia de la italiana a nivel local, con las salidas de Joaquín Galindo de la gerencia general de Endesa, quien

fue reemplazado por Valter Moro, y la de Christian Fierro de Chilectra, cuyo puesto asumió Andreas Gebhardt. La

orientación es clara: darle mayor control a la italiana de las operaciones en la región, la que ya representa el 51% del

Ebitda de Endesa España, de la que hasta la semana pasada dependía el negocio en América Latina. El proceso se ha

hecho extensivo a todas las operaciones de Enel y busca racionalizar el desempeño de las distintas unidades y darles un

carácter más estratégico. La semana pasada, se concretó la toma de control directo de Enersis. La italiana determinó que

se enfocará en cinco líneas de negocio a nivel global (infraestructura y redes, generación, trading, energías renovables y

exploración de gas), y también dividió sus operaciones en cuatro áreas, siendo asignado a Latinoamérica Ignacio

Antoñanzas, actual gerente general de Enersis. “Hay un rol estratégico de Chile y de Latinoamérica dentro del grupo. En

esta nueva reestructuración Chile pasa a ser el líder para lo que es Latinoamérica y dependerá directamente de Italia, por

lo que habrá una relación directa”, dijo un director de Enel. Este modelo, basado en alivianar la estructura explican

conocedores del tema, permitirá agilizar la toma de decisiones al interior del grupo. Para Enel era importante ejercer una

tuición más directa y ágil de las actividades de Enersis, ya que los proyectos de inversión más importantes en la carpeta

de la compañía están en América Latina y Chile seguirá siendo la base de control de estas iniciativas. Si bien los

cambios más visibles en Endesa y Enersis ya se habrían realizado, el proceso de reestructuración será mucho más

profundo, se adelanta. Se ha especulado con el alejamiento de Antoñanzas de la operación local, donde uno de los

nombres que suena para su reemplazo es Luigui Ferraris, director de Enersis, pero Enel sitúa los comentarios a nivel de

rumor, ya que el ejecutivo fue ratificado a fines de julio como una de las cabezas de las cinco divisiones regionales que

estableció la italiana. Asimismo, el martes, un histórico de Enersis, Pablo Yrarrázaval, renunció a la presidencia de la

eléctrica -la que ejerció durante 12 años- y también al directorio, siendo reemplazado de forma interina por Borja Prado,

presidente de Endesa España y vicepresidente del holding nacional. Desde la italiana señalaron que este proceso de

reestructuración se extenderá hasta entrado el próximo año y que alcanzaría hasta la tercera línea de ejecutivos del

holding y de sus brazos de generación y distribución de electricidad. “Se espera que los cambios en el primer y segundo

nivel de la estructura finalicen en noviembre o diciembre de este año, mientras que la reestructuración de toda la

organización debe ser completada el primer trimestre de 2015″, señaló Enel. En Latinoamérica, la italiana reformó las

planas ejecutivas en los cinco países donde opera Enersis (Chile, Argentina, Brasil, Perú y Colombia), y en Chile,

divisiones clave, como la de trading y desarrollo de proyectos, pasarán también a control de Enel en el corto plazo,

siendo tomadas por ejecutivos designados desde la matriz. “Entiendo que este proyecto (HidroAysén) no les gusta a los

chilenos y no se puede hacer algo en contra de un país. Nunca se puede construir en contra de la población. Si se piensa

que sí, se es loco”. La señal fue clara de parte de Starace tras el rechazo por parte del Comité de Ministros a la iniciativa

que impulsaban Endesa y Colbún -y que hoy se encuentra en el Tribunal Ambiental-, la compañía buscaría en el futuro

el acuerdo con las comunidades para su desarrollo, tratando de disminuir al máximo los niveles de conflictividad y evitar


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la exposición a que se vio sometida desde que la iniciativa comenzó su desarrollo, en 2005. Fuentes señalan que el

compromiso que habría adoptado el CEO de Enel con la presidenta Bachelet sería el desarrollar proyectos “a escala

humana”. Esto explicaría la decisión tomada por Endesa de desechar el desarrollo del complejo hidroeléctrico que tenía

previsto construir en el río Futaleufú, que con 1.367 MW sería el segundo de mayor en tamaño tras HidroAysén.

Asimismo, la directriz es no volver a cometer “errores” como los que sucedieron con la central Bocamina, y que

mantiene paralizado el funcionamiento de la segunda unidad del complejo por casi un año ya, luego de la falta de

acuerdo con las comunidades de pescadores y algueros de la zona de Coronel. Ayer, el gerente de Finanzas de Endesa

Chile, Fernando Gardeweg, descartó que la generadora haya paralizado el proyecto termoeléctrico Punta Alcalde (740

MW), señalando que hoy se presentará la primera adenda a la autoridad. “El proyecto Punta Alcalde sigue en fase de

desarrollo. Seguimos trabajando en el proceso de evaluación ambiental para la línea de transmisión y el 30 de octubre,

presentaremos el primer Adenda a la autoridad ambiental de Atacama, a fin de atender sus consultas”, dijo en una

conferencia con analistas. Añadió que esperan la publicación de la RCA de la central que incorporará el fallo de la Corte

Suprema. “En términos de la instalación de precipitador electrostático en la chimenea 2b de la planta de CMP

perteneciente a CAP, seguimos conversando”, puntualizó.

6.147.- Enersis y Endesa convocan a directorio extraordinario y anunciarían nuevos cambios (Fuente: El Mercurio,

31.10.14): Este martes 04.11.14, tanto el directorio de Enersis como de Endesa Chile -ambas firmas controladas por la

italiana Enel- convocaron a sus integrantes a una sesión extraordinaria. Esto ocurre pocos días después que se reunieran

los directores de ambas compañías, en reuniones realizadas el lunes y martes de esta semana. Según trascendió, entre los

principales temas a tratar figurarían los cambios ejecutivos dentro de la compañía y la situación a la que se enfrentan hoy

estas firmas eléctricas. Desde la llegada de Francesco Starace a la dirección de Enel, se han anunciado una serie de

cambios. Destaca el traspaso de control de Enersis -brazo generador del grupo en Latinoamérica- desde Endesa España a

la italiana. Tras esa transferencia, que se materializó la semana pasada, el ambiente ha estado tenso en el grupo eléctrico.

Los anuncios de salidas de directores y ejecutivos serían la antesala de una reestructuración mayor, tanto en Enersis

como en sus filiales Endesa Chile y Chilectra. Tal como adelantó “El Mercurio” -y fue confirmado después a través de

un hecho esencial enviado a la SVS-, Joaquín Galindo, gerente general de Endesa Chile, deja su cargo, y en su

reemplazo entra el italiano Valter Moro a partir del 1 de noviembre. Por su parte, Cristián Fierro, gerente general de

Chilectra -la distribuidora eléctrica del holding -, deja el puesto para ser reemplazado por Andreas Gebhardt, quien hasta

ahora se desempeña como gerente comercial de esa empresa. Este martes, Pablo Yrarrázaval, quien fue presidente del

directorio de Enersis durante doce años -y que anteriormente había ocupado el mismo cargo en Endesa Chile en un lapso

de tres años-, también anunció su renuncia a la mesa, lo que tomó completamente por sorpresa a los miembros del

directorio y a los ejecutivos de la firma. Pero los cambios continúan. En las reuniones extraordinarias, que se llevarán a

cabo el martes, se anunciarían los siguientes. Jorge Rosenblut, actual presidente del directorio de Endesa Chile,

presentaría su renuncia a esa mesa para asumir el cargo de Yrarrázabal en Enersis. Este, sin embargo, negó

absolutamente su salida de la mesa en el directorio realizado el lunes pasado, dicen algunas fuentes. La compañía ahora

debe nombrar al reemplazante de Rosenblut. Si bien no es nada oficial, fuentes del sector creen que, entre los miembros

de la mesa, el que podría tomar el puesto es Felipe Lamarca, quien es director de la firma hace años y fue elegido por los

votos del controlador. A su vez, estaría completamente confirmada la salida de Ignacio Antoñanzas, actual gerente

general de Enersis, quien es muy valorado dentro de la firma. Luigi Ferraris, actual director financiero del Grupo Enel y

presidente de Enel Green Power, es el reemplazante. Fuentes de la compañía aseguran que todos los españoles que

ocupan cargos en los directorios serían retirados de sus puestos, a los que probablemente ingresarán italianos. En

diciembre se espera tener completa la nueva estructura de Enersis y sus filiales.

Rubén Sánchez Menares

Director Ejecutivo ACENOR A. G.

2235 7024 & 9824 5870

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