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Dirección de Operación y Dirección de Peajes CDEC-SIC 1/5

COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES

DEL CDEC-SIC AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC

OCTUBRE DE 2014

1. Modelación del Sistema de Transmisión

• El límite modelado para el tramo Cardones 220->Maitencillo 220 es mayor a la utilizada en la operación real del sistema. Se sugiere utilizar como límite un valor en torno a 420 MW en vez de los 490 MW modelados.

• El tramo Lo Aguirre 220 -> Cerro Navia 220 se modela operando cerrado (en servicio) para el periodo septiembre 2015 a octubre de 2018, que corresponde al periodo que media entre la puesta en servicio de la S/E Lo Aguirre (y con ello el seccionamiento de la actual línea Rapel – A. Melipilla – Cerro Navia 2x220 kV) y la puesta en servicio de la nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, 2x1500 MVA. De acuerdo a nuestros análisis, operar este tramo cerrado antes de la entrada de la nueva línea provocaría la saturación del tramo en un número relevante de condiciones de operación, aun considerando el límite sin criterio N-1; por lo que se propone analizar la pertinencia de modelar este tramo abierto en el periodo señalado, de modo que no se produzcan desacoplos de precios en la zona, en tanto exista capacidad de transmisión por caminos paralelos.

• La obra de transmisión “Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre - Cerro

Navia 2x220 kV” contenida en el Cuadro N°4 se encontraba condicionada a que la Dirección de Peajes declarase desierto el proceso licitatorio que estaba llevando a cabo para la obra “Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia” de acuerdo a lo indicado en el DEx 201-2014. Con fecha 16 de septiembre de 2014 la DP publicó el documento “Acta Final del Proceso de Licitación” de obras nuevas decreto nº310/2013 y decreto Nº82/2012, en la cual se indica que se presentaron ofertas que cumplen con lo solicitado en las bases para la obra “Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia” por lo que la obra de ampliación debiera ser excluida del cuadro N°4.

• En el Cuadro N°4, para la obra “Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt,

energizada en 220 kV” se indica una capacidad de 290 MVA, debe decir 1500 MVA.

• En el Cuadro N°4, respecto de la obra “S/E Nueva Charrúa, Secc. líneas 2x500 kV

Charrúa–Ancoa y Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa” se indica como fecha de puesta en servicio Marzo de 2018. De acuerdo a lo indicado en las


bases de licitación asociadas a dicho proyecto, este fue descompuesto en dos etapas, de las cuales la primera consiste en la implementación de la S/E Nueva Charrúa, seccionando las líneas 2x500 kV Charrúa–Ancoa, con un plazo de 24 meses, con lo que se espera que su fecha de puesta en servicio se julio de 2017 aproximadamente. Se sugiere indicar por separado las fechas de puesta en servicio de cada etapa.

2. Plan de Obras de Generación

• En el CUADRO N° 34 se observa que los porcentajes de requerimiento de ERNC se encuentran con valores inferiores a los calculados en el “Programa de obras de Transmisión del SIC y SING” de agosto de 2014, el cual coincidía con las estimaciones de la DP. Se sugiere revisar la estimación de requerimientos ERNC del SIC para efectos del cumplimiento de la obligación establecida por la ley 20.257 y la ley 20.698.

• Se indica en el informe la conexión de la CTM3 en Cardones 500 kV en Julio de

2017, lo que presentaría inconsistencias puesto que se indica que el nuevo sistema de 500 kV estaría en servicio en enero de 2018. Debido a lo anterior, una posibilidad de conexión anticipada de la central CTM3 sería mediante una conexión en 220 kV hasta la S.E. Cardones con su puesta en servicio en julio de 2017

• Respecto a la información enviada al CDEC-SIC por parte de promotores de

proyectos de generación en construcción, observamos las siguientes diferencias respecto de lo contenido en el informe (en amarillo), las cuales se sugiere revisar.

Fecha de entrada

informada al CDEC

Fecha de entrada Plan

de Obras Obras en Construcción de Generación

Potencia MW

informada al CDEC

Potencia MW Plan de Obras

Mes Año Mes Año oct 2014 oct 2014 Planta Solar Fotovoltaica PV Salvador 70,2 68 dic 2014 oct 2014 Parque Eólico Punta Palmeras 45 45 dic 2014 dic 2014 Central hidroeléctrica Los Hierros II 5,5 6 ene 2015 ene 2015 Javiera 70 69 mar 2015 dic 2015 Parque Eólico Talinay Poniente 60,8 60,8 may 2015 nov 2014 Hidroeléctrica El Paso 60 60 jun 2015 dic 2015 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) 108 108 jun 2017 jun 2017 CTM-3 250,75 243 jul 2020 jul 2020 San Pedro 160 144


• El siguiente cuadro muestra proyectos de generación que han sido informados como en construcción al CDEC-SIC y no están incluidos en el informe. Se sugiere revisar.

Fecha de entrada informada al

CDEC Obras informadas en Construcción de Generación Potencia MW informada al

CDEC Mes Año ago 2014 Hidroeléctrica Pichilonco 1,25 ago 2014 Las Terrazas 3 sep 2014 Central hidroeléctrica María Elena 0,30 oct 2014 Central de Pasada Collil 8 dic 2014 El Pilar - Los Amarillos (Ex Llanta) 2,88 dic 2014 Parque Fotovoltaico Chañares 35,0 dic 2014 Minicentral Llauquereo 1,80 mar 2015 Carilafquén 19,80 mar 2015 Malalcahuello 9,20 abr 2015 Central Térmica de respaldo Los Guindos 132 jun 2015 Guanaco Solar 50 oct 2015 Pampa Solar Norte 90,6 dic 2015 Parque Fotovoltaico Pedernales 100 dic 2016 Parque Eólico Cabo Leones I 170 dic 2018 Central Hidroeléctrica Los Cóndores 150

3. Plan de obras de transmisión

• Respecto a la información enviada al CDEC-SIC por parte de promotores de proyectos de transmisión en construcción, observamos las siguientes diferencias respecto de lo contenido en el informe (en amarillo), las cuales se sugiere revisar.


Fecha de entrada

informada al CDEC

Fecha de entrada Plan

de Obras Obras en Construcción de Transmisión

Potencia MW

informada al CDEC

Potencia MW Plan de Obras

Mes Año Mes Año mar 2015 feb 2015 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV

jun 2015 jul 2015 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de Interruptor 52JS

jun 2015 may 2015 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio interruptor Paño Acoplador 52JR

jun 2015 may 2015 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV jul 2015 may 2015 Ampliación S/E Cardones 220 kV jul 2015 may 2015 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV

sep 2015 nov 2015 S/E Seccionadora Lo Aguirre 500/220 kV etapa I

sep 2015 oct 2015 Cambio de interruptor 52JR S/E Alto Jahuel

oct 2015 sep 2015 Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV primer circuito

nov 2015 oct 2015 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV ene 2016 oct 2015 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV

ene 2016 nov 2015

Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptores paño acoplador 52JR1, 52JR2 y 52JR3

jul 2016 oct 2017 Nueva línea Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV, tendido del primer circuito 290 580

sep 2016 nov 2015 Ampliación S/E Ancoa 500 kV oct 2016 sep 2016 Segundo Autotransformador S/E Ancoa ene 2017 oct 2016 Ampliación S/E Ciruelos

ago 2017 oct 2017 Tercer banco de autotransformadores 500/220 kV, S/E Alto Jahuel

dic 2017 ene 2018 Nueva Línea Cardones - Maitencillo dic 2017 ene 2018 Nueva Línea Maitencillo - Pan de Azúcar

feb 2018 mar 2018 Nueva Línea 2x500 kV Charrúa - Ancoa primer circuito

• El siguiente cuadro muestra proyectos de transmisión que han sido informados como en construcción al CDEC-SIC y no están incluidos en la respectiva tabla de obras de transmisión en construcción. Se solicita revisar.


Fecha de entrada informada al

CDEC Obras informadas en Construcción de

Transmisión

Potencia MW

informada al CDEC

Segmento

Mes Año jun 2017 Sistema de Transmisión Mejillones - Cardones 3000 T. Adicional

4. Modelación del SIC en el OSE2000 • Se solicita revisar el criterio utilizado respecto de mantener una operación forzada

de dos centrales de ciclo combinado a mínimo técnico durante todo el horizonte, particularmente en los bloques de medias y bajas demandas como se indica en el informe.

5. Disponibilidad de GNL

• Esta Dirección se encuentra realizando estudios tendientes a representar las

condiciones de la disponibilidad de gas natural en el SIC en el período de planificación. Ello debiera permitir una mejor optimización del uso de los recursos en el mediano y corto plazo.

• En la medida que no se disponga de esos estudios y que estos sean aprobados por la CNE, se solicita revisar los supuestos de disponibilidad y precio de GNL utilizados, considerando en particular escenarios con menos disponibilidad de GNL propias de este mercado.

6. Convenios de Riego del Río Maule y Operación del Lago Laja

• Se solicita revisar el cumplimiento del Convenio de Riego del río Maule en los resultados, debido a que los archivos de índices de afluentes para la cuenca del Maule consideran 56 hidrologías y las salidas del modelo presentan resultados para 57 condiciones hidrológicas.

• De los resultados se observa que el Lago Laja presenta vertimientos en niveles de cota muy inferiores a la cota máxima (50 metros bajo la cota de vertimiento). La cantidad de etapas con vertimiento aumenta notoriamente a partir del año 2020. Al respecto, solicitamos revisar esta modelación.

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2014

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

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – OCTUBRE 2014

En cumplimiento con lo establecido en el artículo Nº 166 del DFL Nº4/2006, de Economía Fomento y Reconstrucción, (Texto refundido de la “Ley Eléctrica” o la “Ley”) y en el Título V, Capítulo 1 del D.S. N° 86 de 2012 (“Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo”), a continuación se indican las observaciones de Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) y Filiales al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC) de octubre 2014, enviado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica. 1. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN EN EL SIC. 1.1. El proyecto Hidroeléctrico Central Los Cóndores, de 150 MW, está en plena fase de

construcción.

Tanto en el Informe Técnico de Plan de Obras de agosto de 2014 como en el actual ITP de octubre de 2014, la CNE no ha incluido este proyecto en la categoría de “En Construcción”. En efecto, en dicho ITP, si bien la CNE lo incluye explícitamente ingresando en diciembre de 2018, lo hace en el Cuadro N° 5 relativo al Programa de Obras Indicativo (obras recomendadas), pero no dentro del cuadro N° 4 relativo al Programa de Obras en Construcción, como ENDESA considera que debería ser, debido que este proyecto se encuentra en franca etapa de construcción. A continuación se presentan los antecedentes que, a consideración de ENDESA, permiten justificar fundadamente que este proyecto debiera ser incluido en la categoría de “en Construcción”, en el plan de obras del Informe Técnico Definitivo de la presente fijación. Estos antecedentes son los siguientes: a. En cumplimiento con lo dispuesto en el artículo 33° del Reglamento de Precios de Nudo

(DS N° 86), en su oportunidad nuestra empresa procedió declarar en construcción este proyecto, dentro del plazo que allí se indica, mediante carta N° 064 del 22 de abril de 2014 dirigida a la CNE y al CDEC-SIC, en la que se señala que la fecha estimada de entrada de operación es diciembre de 2018 y donde, además, se acompaña como documentos justificativos: i).- copia de la orden de proceder firmada con el contratista Ferrovial Agroman Chile S.A. y ii).- copia de la comunicación de inicio de la construcción


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de esta central, enviada como hecho esencial a la Superintendencia de Valores y Seguros. Al respecto, hacemos notar la importancia que reviste la comunicación efectuada por nuestra Compañía a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) el 1° de abril de 2014, en carácter de Hecho Esencial, donde se informa su decisión de iniciar la construcción del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, comprometiendo los fondos requeridos para su realización, y para lo cual ha suscrito a esa fecha un contrato (orden de proceder) para la construcción de las obras civiles. Esta mención especial se debe a la relevancia y seriedad que reviste una comunicación de esta magnitud y de ámbito público, tanto para los accionistas de la Compañía en particular, como para todos los inversionistas en general; y además para la propia SVS.

b. La misma información (Los Cóndores como proyecto en construcción) se envió

posteriormente a la Comisión en respuesta a su solicitud de proyectos efectuada mediante cartas 178 y 179, ambas del 9 de junio de 2014, para la fijación de precios de octubre de 2014.

c. Posteriormente, con fecha 14 de agosto de 2014, la Comisión nos envía carta N° 364,

en la cual nos solicita mayores antecedentes sobre el proyecto. En relación con esta carta, señalamos lo siguiente:

i. Para tratar el tema de la información solicitada, se coordinó una reunión con la

Comisión, la que se llevó a cabo el día 9 de septiembre. En esa oportunidad se hizo una presentación del proyecto que incluyó su descripción y sus características principales, como asimismo las diferentes actividades que se están desarrollando, los avances alcanzados a la fecha y las gestiones de tramitación de premisos con organismos públicos. Además y como era el propósito de la reunión, se definió con mayor detalle y precisión los antecedentes requeridos en la citada carta.

ii. Con fecha 15 de septiembre, se envió carta de respuesta a la Comisión (carta N° 321), en la que se remitieron tanto los antecedentes que fueron enviados anteriormente a la CNE, como los nuevos que fueron incluidos dentro del contexto acordado en la reunión antes señalada.

iii. Los antecedentes enviados en dicha carta respuesta corresponden a copia de los

documentos que se señalan a continuación:

Carta N° 64 del 22 de abril de 2014 y sus anexos (Orden de Proceder para la construcción de obras civiles suscrita con Ferrovial Agroman Chile el 31 de


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marzo de 2014 y Comunicado a la Superintendencia de Valores y Seguros del hecho esencial de que ENDESA ha decidido iniciar la construcción del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, enviado el 1° de abril de 2014.

Orden de Proceder para el Equipamiento Electromecánico, suscrito con Voith Hydro el 1° de julio de 2014. Enviado junto con las a las Observaciones al Informe de Programa de Obras de Agosto de 2014.

Informe de los trabajos de “Rescate y relocalización de fauna y flora asociada al proyecto hidroeléctrico Los Cóndores”.

Presentación del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores dada a conocer en la reunión sostenida con la Comisión el día 09 de septiembre de 2014.

Contrato CLC-25, “Construcción de Obras Civiles”, suscrito entre ENDESA y Ferrovial Agroman Chile S.A. Copia en CD anexo y en Papel.

Bases Administrativas Especiales asociadas al Contrato CLC-25. Copia en CD anexo.

Cuadro Resumen de Precios del Contrato CLC-25. Copia en CD anexo y en papel.

Contrato CLC-55, “Equipamiento Electromecánico de la Central”, suscrito entre ENDESA y Voith Hydro LTDA y Voith Hydro S.A. Copia en CD anexo y papel.

Bases Administrativas Especiales asociadas con el contrato CLC-55. Copia en CD anexo.

Cuadro Resumen de Precios del contrato CLC-55. Copia en CD anexo y papel.

iv. En dicha carta respuesta también se manifestó nuestra voluntad de continuar informando a la Comisión respecto de los avances que vaya alcanzando el proyecto durante su desarrollo, cuando ella lo solicite

Por lo expuesto anteriormente, consideramos que los antecedentes enviados a la Comisión, en especial en respuesta a su carta N°364, dan un claro testimonio que el proyecto central hidroeléctrica Los Cóndores está en plena etapa de construcción, cuyas actividades se están desarrollando sobre la base de los contratos suscritos ya indicados (construcción de obras civiles y suministro del equipamiento electromecánico) y con el propósito de dar un cabal cumplimiento a los compromisos ambientales y comunitarios contraídos y programados para


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tal efecto. Por lo tanto, se solicita a la Comisión que este proyecto sea incluido en Construcción en el programa de obras del Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo del SIC de octubre de 2014. 1.2. Proyecto Central Carbón Punta Alcalde. En relación a las obras de generación recomendadas (indicativas), la CNE no las incluye en forma explícita (salvo excepciones de algunos cierres de CC y central Los Cóndores, cuyas observaciones las incorporamos en el punto anterior), sino en forma genérica, identificada por su tecnología y ubicación y capacidad instalada. No obstante, ENDESA desea hacer presente a la Comisión que se encuentra desarrollando la central a Carbón Punta Alcalde, cuyos detalles más actualizados fueron informados a la CNE a raíz de su solicitud efectuada mediante carta N° 179 de fecha 9 de junio de 2014 en relación a los proyectos en estudio, para los efectos de analizar la oferta de proyectos de generación. En esa ocasión se informó que este proyecto se desarrolla en la III Región, que contempla dos etapas de 370 MW cada una, cuya puesta en servicio de la primera etapa se prevé hacia el segundo semestre de 2020 y la segunda etapa hacia el segundo semestre de 2024. El punto de interconexión al SIC sería Maitencillo 220 kV. La mayor similitud de este proyecto con los del ITP en comento es la central a carbón Maintecillo de 342 MW, que en el ITD de abril de 2014 se ubicaba en julio del año 2021, relativamente cercana a nuestra fecha antes indicada para la primera etapa. Sin embargo, en el actual ITP en comento, las centrales térmicas a carbón se postergaron significativamente y fueron ubicadas por la CNE hacia el final del período de estudio. El caso de Maitencillo 342 MW se la incluyó en febrero de 2028, lo cual implica un atraso de 6 años y siete meses respecto al Plan de Obras del ITD de abril de 2014, lo que causa sorpresa por la incertidumbre que revela este radical cambio, respecto de la estabilidad que debe prevalecer en un programa de obras indicativo como el que elabora la CNE, que constituye un claro referente para la industria eléctrica. Y ello en tan solo seis meses transcurridos en la determinación de un nuevo plan de obras, sin considerar que las centrales postergadas se tratan de centrales eficientes con una generación de base estable y de suministro seguro en la totalidad de las horas del día. Sin perjuicio de lo anterior, ENDESA manifiesta a la Comisión su decisión de emprender el proyecto central Punta Alcalde con el compromiso de de velar y tomar los resguardos necesarios de tipo ambiental, operacional y comunitarios para hacerlo factible y sustentable, y materializarlo dentro de las fechas estimadas de puesta en servicio que fueron comunicadas a la Comisión.


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Por lo expuesto, se solicita incluir en el plan de obras de obras futuras a la central Punta Alcalde o su similar central carbón Maitencillo de 342 MW dentro de las fechas estimadas que fueron comunicadas a la CNE (hacia el segundo semestre de 2020 la primera etapa y segundo semestre de 2024 la segunda etapa). 1.3. Proyectos Genéricos incluidos en el Plan de Obras Indicativo.

Como ha sido observado en fijaciones anteriores, en el ITP la CNE incluye dentro de las obras “recomendadas” una serie de proyectos identificados en forma genérica (tecnología y ubicación geográfica) e indicando su capacidad instalada. Muchos de estos proyectos se han ido repitiendo en el transcurso de las fijaciones de precios de nudos, con postergaciones importantes en sus fechas de puesta en servicio. Al respecto, consideramos importante que en el programa de obras se incorporen proyectos que, al menos en el mediano plazo, sean verificables e identificables con proyectos reales concretos, ya sea que se encuentren en alguna etapa de tramitación de aprobación (ambiental), o que hayan sido informado dentro de la oferta futura por las empresas a la CNE (proyectos en estudio a solicitud de la CNE), incluyendo los avances en los estudios y desarrollo. Como en otras ocasiones, se solicita a la CNE se incluya explícitamente, al menos en el mediano plazo, una identificación o asociación de los proyectos del PO con aquellos que efectivamente hayan presentado antecedentes fidedignos de estudios ambientales, características técnicas, costos de inversión y operación y desempeño operacional. 2 COSTOS Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES COSTOS Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES En el presente ITP de octubre de 2014, la Comisión mantiene los mismos supuestos de cálculo y valores de precios de combustibles que en el Informe de Plan de Obras de agosto de 2014, razón por lo cual las observaciones resultan similares a las efectuadas a dicho informe. 2.1.- Disponibilidad y precios del GNL 2.1.1.- Disponibilidad de GNL para Generación

En relación con el supuesto de disponibilidad de GNL utilizado por la Comisión en el ITP, en el punto 3.11.5, “Otras consideraciones en la modelación del SIC”, se indica que la capacidad de regasificación de la planta de 9,5 MMm3/d es ampliable a medida que la demanda lo


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requiera. Al respecto, es importante aclarar que: i) los 9,5 MMm3/d corresponde a la capacidad total actual del Terminal y, en ningún caso, a la capacidad disponible para generación, ya que parte importante de ella es utilizada para satisfacer la demanda residencial, comercial e industrial de Metrogas y consumos propios de Enap, y ii) las capacidades de expansión de los terminales son limitadas y requieren de tiempos de desarrollo relativamente prolongados para llegar a concretarse (necesarios para desarrollo de estudios, tramitación de permisos, decisión de inversión, licitaciones, negociación de EPC, construcción, pruebas, puesta en servicio, etc,). En el caso particular de una segunda expansión del Terminal Quintero, que involucra además nuevos estanques de almacenamiento de GNL, de acuerdo con los plazos involucrados para realizar este proyecto, se estima que su fecha de puesta en servicio no podría situarse antes del año 2018. Este punto ya ha sido observado en fijaciones anteriores, por lo que reiteramos nuestra solicitud a la CNE de modelar las ampliaciones de la planta de regasificación con las restricciones de capacidad, inversiones y plazos antes señalados. La central Nueva Renca es considerada con disponibilidad completa de GNL a partir de Abril de 2016, al respecto se estima más adecuado considerar que esta central tenga disponibilidad plena de GNL a partir de 2019, una vez que exista la posibilidad de adquirir gas a precio competitivo a través de importaciones provenientes de Shale Gas.

2.2.2.- Proyección de Precios del GNL a.- Centrales Existentes sin Contrato de Largo Plazo . De los valores presentados en el Cuadro N° 13 de la página 46 del ITPN, consideramos que los precios incluidos en los primeros años de dicha proyección subestiman los costos variables reales a los cuales podrían operar las unidades generadoras existentes que utilizan gas natural y que no están asociadas a la construcción de plantas de regasificación. Ello porque la adquisición de GNL por dichas plantas presenta mayores costos a los supuestos por la CNE en su ITP, por las siguientes razones:

i. En el ITP se consideró un valor de costo de regasificación de 0,12 USD/MMBtu adicional a los precios proyectados de GNL. Sin embargo, resulta más adecuado considerar que el costo variable de regasificación que un titular de capacidad transfiere a un tercero en el proceso de venta de gas, corresponde al full cost de regasificación, cuyo valor fluctúa entre 1,1 a 3,2 USD/MMBtu, el cual es bastante superior al valor considerado en el ITP.

ii. Por otra parte, actualmente toda la capacidad de regasificación existente y en proceso

de expansión se encuentra ya contratada y, por lo tanto, en las condiciones presentes, las unidades que aún no tienen capacidad contratada, sólo podrían tener acceso


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directamente a gas proveniente de GNL a precios de competitivos de largo plazo una vez que: i) se decidan y entren en servicio nuevas ampliaciones y/o nuevos proyectos de regasificación y ii) entren en servicio nuevos proyectos de licuefacción en USA, que permitan un suministro a precios inferiores a lo actuales, condiciones que no se cumplirán antes de 2018 o 2019.

Por lo tanto, las centrales que no poseen contratos de suministro de gas de largo plazo deben adquirir este combustible en el mercado local a precios superiores que los que poseen capacidad de regasificación contratada y, por ende, superiores a los proyectados por la CNE durante los primeros años del ITP. Un precio representativo de la realidad actual del mercado local para el 2014, debiera situarse en un valor no inferior a los 16 - 17 USD/MMBtu, cuyo indexador está ligado con una significativa ponderación al precio del diesel. Ello en lugar de la ponderación del 12% Brent que utiliza la CNE en su proyección de la tabla N° 13.

Estos puntos ya han sido observados en fijaciones anteriores, y aún cuando han sido respondidos por la CNE, se insiste nuevamente en ellos por considerarse pertinentes. b.- Centrales existentes con contrato de largo plazo.

Es importante aclarar que el mix de suministro de Endesa se encuentra indexado a Brent y a Henry Hub. Ahora bien, al proyectar las fórmulas de precios de los contratos de Endesa con forwards actualizados de dichos indicadores, obtenidos de TheIce y CME Group, resulta un vector de precio promedio ponderado, que a diferencia del propuesto en el Cuadro N° 13 de la página 46 del ITP, presenta una tendencia creciente en el periodo 2015 – 2018 y con valores superiores a los proyectados en el ITP. 2.2.- Proyección de Precios del Carbón. En la Cuadro N° 12 del ITP, página 45, referido a la Proyección Precio de Carbón, se observa que los factores de modulación del carbón son menores a los que surgen de forwards actuales de API2 obtenido de TheIce (índice de carbón internacional que es representativo para el mercado nacional). En efecto, la serie de la tabla N° 12 presenta un reajuste promedio anual de 1% mientras que el API2 que hoy proyecta TheIce1 para el periodo 2015-

1 Nota: Las series de futuros del índice de carbón API2 se pueden encontrar de forma gratuita con previo

registro, en el portal: http://data.theice.com/ViewData/EndOfDay/FuturesReport.aspx

http://data.theice.com/ViewData/EndOfDay/FuturesReport.aspx


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2021 presenta un reajuste promedio anual de 3% en el mismo periodo. Se solicita a la CNE revisar la proyección de precios del carbón incorporando una tendencia más acorde con un mercado más representativo del carbón nacional.

3. PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA

3.1 Modelación Centrales San Isidro (1 y 2) para Regulación de Tensión.

Nos referimos, como en fijaciones anteriores, a la regulación de tensión mediante la modelación de las centrales San Isidro I y II indicada en el punto 3.11.5 del ITP (Otras Consideraciones de la Modelación del SIC), donde se señala para otorgar este servicio, se realiza una representación a través incluir una restricción de operación en que las centrales San Isidro I y San Isidro II son forzadas a operar a mínimo técnico, (200 MW) cuando no son despachadas por mérito económico; y cuando ellas están en mantenimiento, esta restricción se impone a otras centrales como Nueva Renca y Nehuenco I. Reiteramos que tal modelación no resulta adecuada para representar el control de tensión, debido a que en esa zona ya existen recursos instalados que son apropiados y eficientes para el ese servicio (reactivos) como son equipos CER, STATCOM y condensadores estáticos, lo que implica que la realidad operacional de la zona, incluyendo el servicio de regulación de tensión, hace innecesario efectuar dicha representación. En consecuencia, puesto que dicha modelación de operación se aplica en forma permanente en las condiciones antes indicadas, ello implica una distorsión en los resultados de los costos marginales y, por ende, en el precio de nudo de la energía. En relación con la respuesta de la CNE a esta observación en la fijación de precios de nudo de abril de 2014, señala: “Con respecto a la forma de modelar la regulación de tensión mediante el despacho de dos ciclos combinados a mínimo técnico, está será evaluada mediante estudios eléctricos ad-hoc, de manera de definir la forma de regular tensión dependiendo de la hidrología y demanda del SIC en términos esperados y no determinísticos”. Al respecto, entendemos que está pendiente un estudio que permita una mejor representación de la operación para modelar este servicio complementario, cuyo resultado creemos que no debiera concluir una representación de estas centrales operando a mínimo técnico. Por lo tanto se solicita a la CNE realizar el estudio pendiente para determinar una representación más adecuada de dar este servicio complementario, el cual consideramos no debería dar como resultado la modelación antes señalada incluida en este ITP.


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4. PRECIO DE NUDO DE LA POTENCIA Recargos por Regulación de Tensión y Regulación de Frecuencia en la Calidad de Servicio. La CNE incluye en el ITP el cálculo del recargo por regulación de tensión (Frv), cuyo valor resulta de 1,01172. Reiteramos que así como se determinó un valor de Frv, debiera haberse determinado también un recargo para el servicio de regulación de frecuencia (Frf) como se hizo en fijaciones anteriores, pues ambos recargos (Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión) están directamente ligados a reconocer un costo de proveer la calidad de suministro a través de estos servicios Complementarios, necesarios para el sistema. En efecto, el cálculo de ambos recargos que se efectuaba en fijaciones pasadas resultaba del todo coherente con el concepto de los precios que debía incluirse en la demanda para la remuneración de estos servicios, concepto por lo demás establecido en la misma Ley Eléctrica (artículo 150° del DFL N° 4). Por lo tanto, se solicita a la CNE que además del cálculo del Frv incluido en el ITP, se incluya también un cálculo para el recargo de la regulación de frecuencia (Frf).

Santiago, 30 de septiembre de 2014

Santiago, 30 de Septiembre de 2014

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

Nudo en el Sistema Interconectado Central de Octubre de 2014

Conforme a lo dispuesto en el Art. N°166 del DFL4 cumplo con comunicar a la Comisión las observaciones de AES Gener S.A. en relación al Informe Técnico Preliminar para la fijación de precios de nudo en el SIC de Octubre de 2014. Asimismo, solicitamos que, en cumplimiento de lo señalado en el artículo N°165 del DFL N°4, la Comisión explicite y justifique los parámetros utilizados en el Informe Técnico respecto de los cuales presentamos nuestras Observaciones. Punto 3.1. Previsión de Demanda Observación 1: El siguiente informe, en relación a la estimación de la demanda del ITD de Abril 2014, es en promedio, aproximadamente 2.500 GWh/año menor, cuya principal causa parece provenir de los clientes libres. Se solicita a la Comisión aclarar el motivo del cambio en los clientes libres y un desglose de los futuros clientes libres considerados para la estimación. Observación 2: En cuadro Nº 2, para el el período 2014 al 2020 se observan tasas anuales de crecimiento de la demanda entre 4,7% y 7,5%. Sin embargo, para el período 2025 al 2028 se observa que las tasas anuales bajan del 3,3% al 2,7%. Una reducción tan significativa como la anterior implica un cambio estructural que no se visualiza que sea posible en los próximos 15 años, manteniendo el crecimiento económico y mejorando el consumo eléctrico de la población. Se solicita e esta Comisión que corrija al alza la tasa anual de crecimiento de la demanda eléctrica o bien justifique con un estudio esta baja en el crecimiento de la demanda. Observación 3: El Estudio de Demanda SIC OCTUBRE 2014, adjunto a este informe, no permite analizar en detalle los supuestos ni la modelación utilizada para obtener la proyección propuesta, por lo que se le solicita a esta Comisión ampliar el Estudio, incluyendo mayores detalles en dichos puntos, entregando la información enviada por las distribuidoras y los modelos en que basan su proyección.

Punto 3.2. Programa de obras del SIC Observación 4: En el cuadro Nº 4, Se solicita a esta Comisión requerir información actualizada y debidamente justificada a los propietarios, a fin de que las fechas de entrada en servicio de las respectivas centrales y líneas en construcción correspondan efectivamente a la realidad. Se observa en este sentido que las fechas de entrada en servicio se han venido retrasado reiteradamente, y que nuevamente acusan retraso respecto de lo informado en el ITD de Abril de 2014, como es el caso de la central Pulelfu (hidro pasada de 9 MW), Ucuquer II (eólica de 11 MW) , Lautaro II (biomasa de 22 MW), Hidroeléctrica Laja I (Hidro pasada de 34,4 MW) que figuraban para Mayo de 2014, y que ahora se las considera para octubre de 2014, estando a la fecha las tres últimas solamente en pruebas, y de central San Pedro (Hidro pasada de 144 MW) que se retrasa de enero de 2019 a julio de 2020. Por su parte la nueva línea Ancoa – Alto Jahuel 2 x 500 kV primer circuito de 1400 MW se retrasa de Julio de 2014 a Septiembre de 2015, la ampliación de la S/E Ancoa se retrasa de septiembre de 2015 a noviembre de ese mismo año, el aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV se atrasa de enero de 2017 a Octubre de 2018. Observación 5: Se ha observado en el Cuadro Nº 5, que no aparece ninguna central termoeléctrica a carbón entre el periodo Enero 2018 a Septiembre 2026. En dicho periodo, tampoco aparece una nueva central a gas natural, solamente se propone la conversión de Taltal a ciclo combinado mediante la adición de la respectiva turbina vapor de 120 MW. La comisión indica que durante ese período debieran integrarse al Sistema Interconectado Central un total de 230 MW Hidráulicos, 44 MW de Biomasa, 120 MW de Geotermia, 800 MW de energía eólica y 800 MW de energía solar Esto es un cambio significativo con respecto a lo propuesto en el Informe Técnico Definitivo de Marzo de 2014. Se solicita que esta Comisión indique las razones por las cuales dichas plantas carboneras fueron eliminadas del plan de obras indicativo y en caso contrario realizar los estudios necesarios para la justificación de la operación segura del sistema y el cumplimiento del abastecimiento de la demanda en las horas en que no se registra energía eólica y solar. Observación 6: Se solicita a esta Comisión justifique la entrada de un total de 120 MW en Geotermia entre los años 2018 y 2028. Toda vez que no existen hasta el momento estudios de impacto ambiental aprobados para estas tecnologías. Punto 3.4. Costos variables de Centrales Térmicas/Solares/Eólicas Observación 7: La Comisión ha indicado que Central Térmica Nueva Renca tendrá gas natural disponible a partir de Abril de 2016. Cumplimos con Informar a esta Comisión que la citada central no tiene contratos de gas natural y que por lo tanto no podría acceder a los costos variables de 159 US$/MWh. Por

este motivo se solicita esta Comisión modelar Central Térmica Nueva Renca con petróleo diésel. Así también, es de nuestra opinión, que dados los contratos actuales de Gas Natural, la central térmica Candelaria, TG Quintero y TalTal en Ciclo abierto y cerrado, no podrán acceder a un despacho constante de este combustible a partir de la fecha indicada. Por este motivo, solicitamos a esta Comisión modelar las centrales antes mencionadas con petróleo diésel. En caso contrario justificar las razones de esta política. Punto 3.5. Estadística hidrológica Observación 8: La CNE señala que para las centrales de embalse agregó: a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,8. b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,9. c) una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. La CNE explica que para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. Se pide a la CNE verificar que para las centrales de embalse se está respetando también que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central incluso en la hidrología más húmeda que se agregó a la muestra histórica. Punto 4.1. Precios básicos de la energía Observación 9: Se ha detectado que en los anteriores Informes de Precio de Nudo los Costos Marginales resultantes del modelo utilizado para la determinación del Precio Básico de la Energía han sido sustancialmente menores a los Costos Marginales reales, se solicita por tanto a esta Comisión que revise la modelación y supuestos utilizados para ser consistentes con la operación real del sistema. Punto 4.3. Precios de Energía y Potencia Resto del SIC Observación 10: Los factores de Diego de Almagro, Carrera Pinto, Cardones y Maitencillo aparecen del orden de 0.65, lo que en comparación a los factores de penalización usuales del sistema resultan muy bajos. Por otro lado, los mismos nodos aparecen con FP en torno a 0.9 en el ITD de Abril 2014. Con estos antecedentes y dado que las diferencias en la modelación no pueden

haber sido sustanciales entre el ITD de Abril 2014 y el ITP de Octubre 2014, es muy probable que exista un error en estos factores de penalización, por lo que se le solicita a la Comisión que revise el cálculo y explique las diferencias observadas y corrija valores del ITP de Octubre 2014. Punto 5.2. Indexación del precio de la energía Observación 11: Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que da cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Hacemos ver nuevamente que en la fijación de Precio de Nudo de Abril de 2009, aun cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como fórmula de indexación la variación del precio medio de mercado. Solicitamos que, en caso que repita esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado. Punto 9. ANEXO N° 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Observación 12: Carbón y mezcla carbón - petcoke: La comisión indica que para aquellas centrales que utilizan como combustibles el carbón y la mezcla carbón-petcoke, los precios se modelaron a contar de enero de 2018 a través de una proyección elaborada por la CNE. Se solicita a esta Comisión que especifique el método con que se elaboró dicha proyección. Observación 13: Precio del carbón: Según nota al pie, la Comisión considera como caso base el precio de Paridad del Carbón en Ventanas en base 7.000kcal/kg, de acuerdo al Energy Annual Outlook 2014 (EIA-DOE), utilizando como referencia el Carbón Bituminoso de EEUU. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio del carbón que se adquiere en Chile. Se solicita por tanto que la Comisión utilice los indicadores API4 y NEWC Globalcoal, disponibles hasta al menos el año 2019, puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile. Observación 14: Flete: La Comisión no indica que el precio medio del flete. Se solicita a esta Comisión que explicite su valor y especifique el método de obtención de él y cómo se proyectó para los próximos años. Observación 15: Precio del petróleo crudo WTI: Según lo que se expresa, se a utilizado para la estimación el Precio WTI US$/BBL,EAO/2014 (EIA-DOE), considerando a Quintero para el precio paridad. Sin embargo, existen índices

líquidos de mercado que representan mejor el precio de este combustible en Chile. Se solicita por tanto a la Comisión que utilice los indicadores Brent Crude Oil (NYMEX) que son los que mejor se correlacionan con el precio de este combustible en Chile. Observación 16: Esta Comisión ha indicado un precio del Gas Natural Licuado internado en valores en torno a los 10 US$/MMBtu. Se solicita a esta Comisión que justifique este valor, teniendo en cuenta que Japón accede actualmente a precios de 15-16 US$/MMBtu1, lo que dista mucho del valor entregado por esta Comisión para los años 2014-2029. Punto 11 Anexo 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACION DE OCTUBRE DE 2014 Observación 17: AES Gener S.A. considera que todos los factores de sobre costo deben ser aplicados sobre el correspondiente precio de nudo, el que es obtenido luego de la comparación con la banda de Precios Medios Libres, y no incorporado dentro del precio teórico de la energía. Observación 18: La Comisión indica en el punto 11.2.2 una tasa de indisponibilidad por transmisión de 0,00136 horas/km. Agradeceremos indicar el fundamento de dicha tasa. Observación 19: Según se indica en el informe preliminar, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación, de tal forma que la demanda es abastecida instantáneamente en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada recién descrita, se subestima en forma sustancial el efecto de la indisponibilidad de generación cuando se producen fallas de transmisión, siendo en consecuencia un valor mínimo de indisponibilidad el determinado, dado que supone un ajuste instantáneo de la generación disponible a la demanda. Con el fin de realizar una mejor aproximación al efecto que tiene sobre el sistema la indisponibilidad de transmisión, se solicita a la Comisión que realice el siguiente procedimiento: i Efectuar un análisis del impacto estático y dinámico en la operación del sistema, con la desconexión de todos los tramos del sistema de transmisión definidos por la CNE. ii Determinar las energías no suministradas en dichos casos, considerando el momento en que se produce la perturbación hasta el momento en que se normaliza el abastecimiento. iii Valorizar las energías no abastecidas según el correspondiente al tramo del costo de falla intempestivo y el mayor costo de operación del sistema en que se 1 http://siteresources.worldbank.org/INTPROSPECTS/Resources/334934-1111002388669/829392-1389028647906/Pnk_0914.pdf

incurrió, considerando los motores y otras unidades que debieron entrar transitoriamente. iv Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema v Acumular las tasas de falla asociadas a cada tramo del sistema de transmisión y los montos de energía no suministrada y mayor costo de operación, obteniendo la indisponibilidad de transmisión en horas/año y el factor de sobre costo en unitario (p.u.). Observación 20: Nuevamente se ha omitido el cálculo del coeficiente de sobrecosto por Regulación de Frecuencia. Se solicita a la CNE corregir dicha omisión e incluir la metodología de cálculo y el valor resultante para dicho sobrecosto. Punto 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC ABRIL DE 2014 Observación 21: La comisión no incluye la tabla de valores de los factores de planta mensuales de las centrales eólicas, entregando solo los gráficos 5 (Coquimbo) y 6 (Biobío). Se colige del Gráfico Nº 5 que los factores son iguales a los utilizados en abril de 2013, con lo que nuevamente se tiene un factor de planta promedio anual de 28% para centrales eólicas en la región de Coquimbo de acuerdo a la siguiente tabla. Sin embargo, el análisis del factor de planta real de las plantas eólicas instaladas en la región muestran un factor de planta considerablemente menor, llegando este a un 21% de acuerdo a la siguiente tabla, construida en base a la generación bruta real versus la capacidad instalada de planta:

Mes

Factor de planta estimado

por CNE implícitos en gráfico N°5 (%)

Factor de planta Real (%)

Enero 30 19 Febrero 27 19 Marzo 24 19 Abril 22 17 Mayo 26 17Junio 24 23 Julio 28 23 Agosto 21 19 Septiembre 32 26 Octubre 37 26 Noviembre 33 25 Diciembre 32 20

Se solicita a esta Comisión corregir los valores indicados en el gráfico 5 para ser consistentes con los valores reales observados. Punto 13.7 Metodología Observación 22: La Comisión ha considerado una vida útil de las centrales carboneras equivalente a 24 años. Solicitamos a esta Comisión extender la vida útil de estas centrales a 30 años amparados en la vida útil de las centrales carboneras de Ventanas 1, Ventanas 2 y Bocamina 1, que tienen más de 30 años de operación. Observación 23: La Comisión ha utilizado como costo de inversión para las centrales eólicas un valor de 2.300 US$/kW, conformando en base a este valor proyectos de 50 MW a ser ubicados entre las regiones de Coquimbo y Bíobío. Dicho costo incluye la subestación y la línea de conexión al sistema. De acuerdo a los antecedentes recabados por AES Gener S.A., el costo de instalación de una planta de dichas características debiera ser de a lo menos 2.500 US$/kW para plantas de 50 MW y de 2.700 US$/kW para plantas de 30 MW debido principalmente a las economías de escala. Dichos valores se apoyan en los estudios desarrollados por Pavez M. “Wind Energy Generation Feasibility on the Northern Interconnected System” Tesis de Magister en Ingeniería. Santiago: Pontificia Universidad Católica de Chile, 2008 Se solicita por tanto a esta Comisión aumentar el costo de inversión de las centrales eólicas de 2.300 US$/kW a 2.500 US$/kW. Observación 24: Esta Comisión ha indicado la entrada de un total de 1.360 MW de energía solar entre los años 2018 y 2030. Sin embargo, en el anexo respectivo no indica la forma en que estas centrales fueron modeladas. Se solicita a esta Comisión indicar y justificar el método ocupado en la modelación de estas centrales Punto 20 Anexo 14 Obligación ERNC Observación 25: La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N° 20.257 referente a las ERNC. Se solicita a esta Comisión indicar qué porcentaje de ERNC está considerando en el período de estudio en su matriz de Generación y velar porque esta energía no sea superior a la realmente requerida por el sistema.

Nueva de Lyon 072, Piso 14 - Providencia, Santiago – tel. 056 22 5922300

INFORME TÉCNICO PRELIMINAR FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE 2014.

Observaciones de Eléctrica Puntilla S.A.

A continuación se presentan las observaciones que Eléctrica Puntilla S.A. tiene hasta este momento al informe técnico preliminar “fijación de precios de nudo” correspondiente al mes de octubre de 2014, y al sistema SIC, elaborado por la Comisión Nacional de Energía.

1. Congestiones de transmisión SIC Norte

a) Modelación de generación intermitente en el SIC Norte Es importante que en la estimación de los costos marginales para los próximos 48 meses se incluyan adecuadamente las congestiones que se manifiestan en el sistema de transmisión troncal en 220 kV que une el centro con el norte del SIC. Al respecto, se ha identificado que la generación de centrales solares y eólicas está siendo modelada como potencia media distribuida en forma pareja entre los distintos bloques de demanda. Si bien, en términos energéticos se preserva la energía generada, este tipo de modelación puede ocultar los efectos que grandes bloques de generación de este tipo puedan tener sobre las congestiones del sistema de transmisión. Se solicita entonces, considerar que la generación proveniente de fuentes solares y eólicas se concentra en algunas horas del día, no pudiendo ser distribuida en forma pareja entre los bloques de demanda.

b) Estudio ERNC Zona Norte SIC. Se solicita confirmar que se tomó en consideración el estudio desarrollado por la dirección de operaciones del CDEC-SIC en junio de 2014 “Operación Zona Norte con ERNC 2014-2017”, donde se determinó que con criterio N-1 antes de la entrada del sistema de 500 kV sólo se podrían inyectar:

• Al norte de Polpaico entre eólicos y fotovoltaicos, 906 MW (considerando que hoy en día ya existen 560 MW eólicos y fotovoltaicos en esa zona), dejando espacio para 346 MW adicionales.

• Entre Punta Colorada y Las Palmas como máximo se pueden inyectar 670 MW eólicos (considerando que hoy en día ya existen 395 MW eólicos en esa zona), dejando espacio para 275 MW adicionales.


2. Modelación sistema de transmisión Se solicita considerar los límites de transmisión en la modelación del sistema de los siguientes tramos:

• Los Vilos 220->Choapa 220 • Polpaico 220->Los Maquis 220 • Melipilla 220->Cerro Navia 220 • Rapel 220->Melipilla 220 • Melipilla 220->Lo Aguirre 220 (a partir de Sep 2015) • Polpaico 220->El Salto 220 • Colbun 220->Candelaria 220 • Candelaria 220->Maipo 220 • Maipo 220->Alto Jahuel 220 • Alfalfal 220->Los Almendros 220 • Los Almendros 220->Alto Jahuel 220 • Lagunillas 220->Hualpen 220 • Colbun 220->Ancoa 220 • Sistema de subtx de 154 kV (hasta dic 2019) • Sistema de subtx de 220 kV (desde ene 2020)

Adicionalmente se solicita incorporar en el plan de obras indicativito de transmisión del informe, las siguientes ampliaciones realizadas en la modelación realizada:

• Cambio de tensión a 220 kV del sistema de 154 kV entre Alto Jahuel e Itahue en Enero de 2020.

• Ampliación Ancoa-Itahue en Enero de 2022 3. Costos de inversión.

a) Fuente de la información. Se solicita explicitar la fuente de la información utilizada en los supuestos de costos de inversión por tecnología. En caso que la fuente sea de origen internacional, se solicita ajustar los costos de inversión necesarios para representar adecuadamente lo siguiente:

• Cumplir con la norma técnica chilena. • Cumplir con la norma de emisión de gases efecto invernadero y material particulado. • Costos asociados a construir una central en Chile y no en el país de referencia del estudio

internacional, relacionados con efectos tributarios de internación, fletes, transporte y bodegaje, logística en zonas remotas y de acceso limitado, mano de obra, materias primas adquiridas localmente, compromisos medioambientales, medidas de mitigación, etc.


b) Desglose del costo de inversión. Por favor desglosar los costos de inversión de las tecnologías, por lo menos en:

• Costos asociados a equipos. • Costos asociados a obras adicionales requeridas. A saber; compromisos de infraestructura

con la comunidad, puerto de descarga, equipos de mitigación, etc. • Costos asociados a OOCC. • Costos asociados a la conexión de la central.

o Costo por kilómetro de línea y km necesarios de líneas para cada proyecto de una tecnología.

o Costos de Subestaciones, transformadores, etc. Respecto de este último costo (conexión), se ha observado que la mayoría de los proyectos de pequeña y mediana escala dependen fuertemente del nivel de los costos de conexión al sistema, razón por la cual es importante tener en cuenta los costos asociados para las distintas tecnologías, tamaños y las distintas ubicaciones en el país. c) Diversidad de costos de inversión y economías de escala. Complementando lo anterior, se solicita considerar las diferencias entre los costos de inversión por tamaño de inversión y ubicación del proyecto, ya que por ejemplo, el costo de conexión de una central de 1 MW, tiene menores economías de escalas que un proyecto de 100 MW o un proyecto ubicado a 10 km en una planicie del punto de conexión no es lo mismo que un proyecto ubicado a 200 km en la alta cordillera del punto de conexión.

4. Precio proyectado para el GNL.

En el largo plazo el precio del GNL utilizado en el estudio está entre 9,8 y 11,5 US$/MMBTu, el cual se obtiene a partir de la fórmula 115%*HH+4,5 sin la aplicación de arancel. Se solicita confirmar si dicha estructura de precios del gas incluye todas las componentes necesarias para representar dicho precio en las respectivas centrales de generación del SIC, entre las que se incluyen:

• Costos Pozo-Puerto. • Costos Licuefacción. • Costos de transporte desde el país de producción al país de consumo. • Costos de Regasificación.

En particular, respecto del costo de transporte de GNL desde la costa atlántica de Estados Unidos (origen del shale gas de EEUU) hacia el terminal Quintero en Chile, se entiende que dicho transporte se efectuaría utilizando el canal de Panamá. En dicha situación; el costo de transporte debe considerar no sólo la tasa diaria de transporte marítimo, sino también el peaje por el uso del


canal mismo (el cual actualmente se encuentra en ampliación). Habida consideración de lo anterior, se solicita explicitar dentro del ítem costo de transporte el tiempo en días de transporte, el costo diario de viaje y el peaje por uso del canal de Panamá. Como referencia, a partir del estudio “¿Es competitivo el GNL norteamericano?” desarrollado por el Dr. Gürcan Gülen1, de la Universidad de Texas, se indica que el precio de transporte por traer GNL desde la costa atlántica a la costa pacífico en el hemisferio sur, alcanzaría un valor entorno a los 3,5 USD/MMBTU. 5. Disponibilidad futura de GNL y costo ampliación de terminales de regasificación. Se solicita explicitar las razones que sustentan la disponibilidad futura de GNL y las fuentes de dicha información. Considerando que en el mes de Agosto 2014, en prensa, se hace mención al atraso para concretar la construcción del terminal flotante proyectado por la alianza Colbún-AES Gener, debido a que se les venció el plazo2 para concretar acuerdo de compra del buque regasificador. Se solicita además confirmar que en el proceso de determinación del plan de obras de generación se está incorporando en la evaluación económica la recuperación de la inversión en las respectivas ampliaciones de los terminales de gas. 6. Modelación de centrales Se solicita explicitar las razones que sustentan la incorporación de la central Bocamina II (370 MW) operando en normal funcionamiento, la cual no ha podido entrar en operación por procesos judiciales vigentes, encontrándose paralizada y no parece razonable su incorporación dentro del corto plazo. 7. Centrales de Eléctrica Puntilla existentes y en construcción. Se solicita actualizar fecha de entrada de la central Itata de Eléctrica Puntilla para julio de 2015. Se solicita además, separar las centrales Florida I, Florida II y Florida III en la modelación, dado que estas centrales son tres centrales distintas, construidas y con inicio de operación en años distintos. 8. Plan de obras de Largo plazo. a) Capacidad Futura ERNC. Como resultado del estudio se están pronosticando para el SIC 2.562 MW fotovoltaicos y 1.666 MW eólicos adicionales al año 2029 (adicionales a los que están en operación). 1 http://www.brevesdeenergia.com/blog/posts/2014-06-28-es-competitivo-el-gnl-norteamericano#.U_0Dafl5MwA 2 http://www.revistaei.cl/2014/08/06/colbun-y-gener-construiran-buque-de-gnl-y-proyecto-vuelve-retrasarse/

http://www.brevesdeenergia.com/blog/posts/2014-06-28-es-competitivo-el-gnl-norteamericano#.U_0Dafl5MwA

http://www.brevesdeenergia.com/blog/posts/2014-06-28-es-competitivo-el-gnl-norteamericano#.U_0Dafl5MwA


Habida consideración del fuerte aumento de generación intermitente en el Norte Chico, se solicita justificar técnicamente el supuesto de mantener el valor de la reserva en giro para el SIC en 390 MW (pág 11 del estudio “Programa de Obras de Generación y Transmisión del SIC y del SING” y pág 33 del ITP) para todo el horizonte del estudio (2014-2029). Adicionalmente no queda claro si en el estudio anterior se consideraron los costos adicionales para mantener la seguridad del sistema al conectar, por ejemplo:

• 500 MW fotovoltaicos en un solo mes (enero 2024) en las barras de Carrera, Diego de Almagro y Cardones (pág 18).

• 200 MW eólicos en Chiloe sin reforzar el sistema de 110 kV existente en esa zona (pág 18). • 9 proyectos eólicos por un total de 450 MW (2 en construcción), adicionales en la cuarta

región, sin reforzar el sistema de 220 kV. • Entre otros.

b) Función objetivo del estudio “Programa de Obras de Generación y Transmisión del SIC y del

SING”. En la fórmula a optimizar para determinar los planes de expansión óptimos no se están considerando los costos adicionales por SSCC de reserva en giro u otros. Es importante destacar que ante una entrada masiva de centrales ERNC, los costos de operación y de inversión para mantener la seguridad y calidad de servicio exigida en la norma técnica debiesen aumentar.

Santiago, 30 de septiembre de 2014.

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30 de septiembre de 2014 HLH-2014-0184

OBSERVACIONES DE TINGUIRIRICA ENERGIA JOINT VENTURE (TEJV) AL INFORME TECNICO PRELIMINAR DE FIJACION DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – OCTUBRE 2014 En conformidad al artículo N° 166 del DFL N° 4-2006, mediante la presente Tinguiririca Energía Joint Venture, en adelante “TEJV”, propietario y operador de las centrales hidroeléctricas La Higuera y La Confluencia, presenta a la Comisión Nacional de Energía, en adelante “CNE”, sus observaciones al Informe Técnico Preliminar (ITP) correspondiente a la fijación de precios de nudo de octubre de 2014, que nos hiciera llegar la CNE vía electrónica con fecha 16 de septiembre de 2014. 1. Plan de Obras del SIC – Generación

1.1 Central El Paso Se solicita a la CNE confirmar los antecedentes recopilados respecto de la entrada en operaciones de la central hidroeléctrica de pasada El Paso, de propiedad de HydroChile. En efecto, de acuerdo al Cuadro N°4 del ITP, esa central entraría en operaciones en noviembre de 2014, siendo que, de acuerdo a la información proporcionada por la empresa propietaria, la central entrará en operación comercial en el mes de mayo de 2015.

En el Anexo N° 1 se presenta la carta recibida por TEJV de la empresa HydroChile informado al CDEC-SIC, con copia a la CNE, de la nueva fecha de entrada.

1.2 Central Talinay Poniente Se solicita a la CNE confirmar la entrada efectiva en operaciones de la central eólica Talinay Poniente, de propiedad de Enel Green Power. Si bien en abril de 2014 se informó al CDEC-SIC que junto con el inicio de construcción de la central la fecha de entrada en operaciones sería en diciembre de 2014, el inicio efectivo de la construcción del parque eólico fue en el mes de septiembre de 2014, por lo que la central entraría en operaciones aproximadamente en abril de 2015. En el Anexo N° 2 se presenta una noticia que informa que está previsto que el parque entre en funcionamiento en el primer semestre de 2015.

1.3 Plan de obras indicativo

De acuerdo lo señalado en el Artículo N° 38 del Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo, la Comisión elaborará un Programa de Obras de Generación y Transmisión Anual, de carácter indicativo, el cual será utilizado para determinar los Precios de Nudo de Corto Plazo en las fijaciones de octubre del año correspondiente y abril del año siguiente.

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En particular, para la presente fijación, la CNE definió una serie de planes de obras indicativos para distintos escenarios de expansión, según la posible evolución de la demanda y desarrollo de las tecnologías de generación. Se solicita a la CNE indicar a qué escenario corresponde el plan de obras indicativo utilizado y también entregar mayores antecedentes respecto del procedimiento mediante el cual la CNE escogió dicho escenario.

2. Plan de Obras del SIC – Transmisión Se solicita a la CNE revisar la capacidad y entrada en operaciones para algunas de las instalaciones de transmisión troncal consideradas en el plan de obras del Cuadro N°9. Esto dado que al comparar con lo indicado en la revisión anual del CDEC-SIC del Estudio de Transmisión Troncal 20141, en adelante “Revisión de ETT 2014”, se presentan algunas diferencias las cuales se detallan a continuación: 2.1 Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito

Se solicita a la CNE confirmar la fecha de entrada en operaciones, dado que en la Revisión del ETT 2014 se indica octubre-2015, en vez de septiembre-2015 como lo señalado en el ITP.

2.2 Línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, tendido segundo circuito Se solicita a la CNE confirmar la fecha de entrada en operaciones, dado que en la Revisión del ETT 2014 se indica mayo-2016, en vez de enero-2016 como lo señalado en el ITP.

2.3 Aumento de capacidad de líneas Maitencillo – Cardones 1x220 kV Se solicita a la CNE confirmar la fecha de entrada en operaciones, dado que en la Revisión del ETT 2014 se indica diciembre-2016, en vez de septiembre-2016 como está señalado en el ITP.

2.4 Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV Se solicita a la CNE confirmar la capacidad de la línea de transmisión, dado que en la Revisión del ETT 2014, se indican 1.500 MVA, en vez de los 1.700 MVA como está señalado en el ITP.

2.5 Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV Se solicita a la CNE confirmar la capacidad de la línea de transmisión, dado que en la Revisión del ETT 2014, se indican 1.500 MVA, en vez de los 1.700 MVA como está señalado en el ITP.

2.6 Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV Se solicita a la CNE confirmar la capacidad de la línea de transmisión, dado que en la Revisión del ETT 2014, se indican 1.500 MVA, en vez de los 1.700 MVA como está señalado en el ITP.

1 Plan de Expansión Preliminar 2014. “Propuesta Preliminar Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC 2014-2015.” Agosto, 2014.

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2.7 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV

Se solicita a la CNE corregir la potencia indicada a 750 MVA, al presentar error de formato en la capacidad indicada en ITP.

3. Costos de Inversión

3.1 Centrales geotérmicas En el Cuadro N° 19 del ITP se señala un costo de inversión unitario de 3.550 USD/kW para la evaluación de los posibles nuevos proyectos de generación geotérmica. Se solicita a la CNE revisar el costo de inversión, o en su defecto, señalar las aperturas de costos consideradas: costos de exploración, prospecciones, líneas de transmisión, entre otros.

3.2 Centrales Hidráulicas En el Cuadro N° 19 del ITP se señala un costo de inversión unitario de 2.100 USD/kW para la evaluación de los posibles nuevos proyectos de generación hidráulica de pasada y/o embalse. Se solicita a la CNE revisar el costo de inversión utilizado, considerando que los valores actuales de inversión de proyectos para estas tecnologías en los últimos años son considerablemente superiores.

4. Costo de falla

En el Cuadro N° 8 del ITP se señala el Costo de falla según la profundidad de falla, con un valor único representativo de 400,19 USD/MWh. Se solicita a la CNE revisar el criterio por el cual considera como centrales disponibles en el parque de generación a aquellas centrales que presentan costos variables superiores al Costo de falla, como se muestra en el Cuadro N° 6 del ITP, pertenecientes a las centrales San Lorenzo 2 (410,98 USD/MWh), Emelda 2 (402,72 USD/MWh) y Laguna Verde (411,93 USD/MWh). De acuerdo a lo anterior, estas centrales no serán despachadas por el modelo en algún bloque, por ser de menor costo no suministrar toda la energía.

5. Modelación de centrales eólicas y solares

En el ITP no se señala la metodología para la modelación de la oferta de generación de las plantas solares y eólicas. En particular, en el documento correspondiente a “Respuesta de la CNE a las observaciones de las empresas y CDEC-SIC” para la fijación de precios de nudo de corto plazo de Abril 2014, se señala en el punto 8 que “se espera en un futuro adecuar la modelación a una curva horaria de manera de representar los efectos en la simulación del sistema, en la medida que los tiempos de simulación y los equipos computacionales lo permitan”. En la medida que no se disponga aún de las herramientas necesarias para poder modelar de forma horaria la curva de duración, se solicita a la CNE que considere una modelación que identifique periodos de día y noche al momento de construir la curva de duración de carga, de modo de

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obtener dos curvas de duración de carga y, por lo tanto, evitar la oferta de energía solar en periodos en que ésta no puede existir.

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Anexo N° 1

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Anexo N° 2

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Septiembre 2014

1

Observaciones y Comentarios HIDROMAULE S.A.

“Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo–Octubre 2014”

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

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

Informe Preliminar de Precios de Nudo de Abril 2014.

1. Consideraciones Generales

Esta Comisión ha considerado la incorporación de la central Bocamina II (370MW) operando

en normal funcionamiento. Se solicita a esta Comisión indicar alguna referencia que avale este

supuesto, pues actualmente la central se encuentra paralizada y no parece razonable su

incorporación dentro del corto plazo

Por otra parte, se observa de los resultados del modelo que la central de pasada Aconcagua

unidad Blanco (53 MW) se encuentra en normal funcionamiento e inyectado al sistema. Sin

embargo esta central no eta disponible de acuerdo la información que entrega el CDEC-SIC.

2. Disponibilidad de GNL Ciclos Combinados del Sistema

La disponibilidad de GNL que poseen los ciclos combinados del sistema forma parte de las

variables sensibles en la determinación del costo marginal que tendrá el SIC dentro del corto,

mediano y largo plazo. Dado lo anterior, es de suma importancia las fechas razonables en las

cuales las compañías Colbún y AES Genes tendrán disponibilidad de utilizar GNL como

combustible primario, ya que en total suman una potencia instalada de 1.4151 MW.

Luego, en el actual ITP Precio Nudo Octubre 2014, específicamente en el punto 3.11.5 “Otras

consideraciones en la modelación del SIC”, se detallan las siguientes disponibilidades de GNL

para los ciclos combinados de Colbún y AES Gener.

Tabla 1: Disponibilidad de GNL Ciclos Combinados. Fuente: ITP Precio Nudo Octubre 2014.

Empresa Central Potencia Instalada [MW] Disponibilidad de GNL

AES Gener Nueva Renca 379 Abril 2016

Colbún Candelaria I 135 Febrero 2020

Colbún Candelaria II 135 Febrero 2020

Colbún Nehuenco I 368 Abril 2016

Colbún Nehuenco II 398 Ene-15 a Mar-15: 84%

Colbún Nehuenco II 398 Abr-15: 17%

Colbún Nehuenco II 398 Completa disponibilidad

Abr-16

1Considera Complejo Nehuenco 766 MW, Candelaria 270 MW y Nueva Renca 379 MW.

Septiembre 2014

2

Sin embargo, durante el mes de Agosto 2014, se indica en prensa que la alianza Colbún AES

Gener se les venció2 el plazo para concretar la construcción del terminal flotante que tenían

proyectado según información pública, ha quedado descartada por las compañías. Por lo

tanto, la consideración del ITP PN Oct-14 parece demasiado optimista al considerar completa

disponibilidad de GNL a partir deAbr-16 tanto para el complejo Nueva Renca como Nehuenco,

en función a los antecedentes anteriormente indicados.

En términos prácticos se solicita a esta Comisión, aplazar la disponibilidad completa de GNL a

lo menos a partir de Abr-17.

3. Sistema de Transmisión

De acuerdo a lo presentado en la base de datos utilizada por esta Comisión, que a su vez forma

parte de los datos de entrada al modelo OSE 2000, en particular referente al archivo

LinDatParOpe, se aprecia una ampliación del sistema actualmente operado en 154 kV

comprendido entre las barras Itahue y Alto Jahuel a partir del año 2020, a una tensión de 220

kV, aumentando con ello la capacidad de transmisión y los flujos troncales hacia la zona

central. Si bien resulta deseable para el sistema de transmisión que se incorpore esta

ampliación y cambio de tensión, esto no ha sido considerado en ningún estudio del sistema

troncal ni del sistema de subtransmisión vigentes a la fecha, como tampoco en las tablas

asociadas a obras de transmisión en construcción del presente ITP PN Octubre 2014.

Dado lo anterior, se solicita a esta Comisión corregir dicha operación en función del plan de

obras vigente y agregarlo en la tabla de plan de obras recomendado.

4. Costos de Inversión

La tabla presentada en el ITP PN Oct-14 página 62 “COSTOS DE INVERSIÓN DE CENTRALES DE

GENERACCIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA”, declara un costo de inversión de 2.100 US$/kW

para centrales hidroeléctricas.

Se solicita a esta Comisión justificar este valor, ya que rangos de inversiones reales superan

largamente el valor unitario indicado, incluso para centrales de envergadura. Igualmente se

solicita a esta Comisión indicar las referencias de cálculo para los costos de inversión de las

centrales térmicas de base (carbón y GNL).

2 http://www.revistaei.cl/2014/08/06/colbun-y-gener-construiran-buque-de-gnl-y-proyecto-vuelve-retrasarse/

Septiembre 2014

3

Santiago, 30 de Septiembre de 2014. Observaciones de Pacific Hydro Chile S.A. al Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precio de Nudo del Sistema Interconectado Central, correspondiente al mes de Octubre de 2014. En la presente carta, Pacific Hydro Chile S.A. (PHC) hace sus observaciones al Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precio de Nudo del SIC, emitido por la Comisión Nacional de Energía en Septiembre de 2014. Programa de Obras del SIC En el programa de Obras del SIC considerado en el ITP del mes de septiembre de 2014, se muestra una serie de Centrales en construcción y sus respectivas fechas de inicio de operación. En relación a esto último, consideramos que se debe realizar una revisión de las fechas de ingreso de las centrales contempladas en el programa de obras del SIC, por lo menos de las centrales con fecha de ingreso entre octubre y diciembre de 2014, considerando que muchas de ellas aún no inician sus pruebas, lo que permite creer que su fecha de conexión sería posterior a la contemplada en el programa. En el caso particular de la central hidroeléctrica El Paso, el programa considera como fecha de inicio de operación noviembre 2014, pero Hidroeléctrica El Paso Ltda. informó por medio de la carta GCO/CDEC-SIC/021-2014/EP de fecha 14 de mayo de 2014, al CDEC – SIC con copia a la Comisión Nacional de Energía y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles que la fecha estimada de entrada en operación de la central hidroeléctrica El Paso se modificó para el mes de mayo de 2015. Respecto a las obras de transmisión consideradas en la Programación de Obras del SIC, creemos que es conveniente realizar una revisión de sus fechas de ingreso y capacidad, ya que algunas de las obras de transmisión consideradas en el ITP y en la revisión del Estudio de Transmisión Troncal del 2014 emitido por el CDEC – SIC, presentan diferencias en los aspectos mencionados. En las tablas siguientes se muestra las diferencias en las obras consideradas en el ITP y en la revisión del ETT.

Programación de Obras de Transmisión Fecha de Ingreso ETT ITP Línea Ancoa - A. Jahuel 2x 500 kV: primer circuito Oct-15 Sep-15 Línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV, tendido segundo circuito May-16 Jan-16 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV Dec-16 Sep-16 Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV Apr-17 Oct-18 Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x 220 kV: tendido del primer circuito Nov-17 Oct-17

Pacific Hydro Chile S.A. Edificio del Pacifico, Av. Andrés Bello 2687, Piso 18, Las Condes Santiago Chile Hidroeléctrica Cachapoal S.A. Telephone +56 2 754 1000 Facsimile +56 2 946 1626 www.pacifichydro.cl Email

Programación de Obras de Transmisión Capacidad [MVA]

ETT ITP Línea Ancoa - A. Jahuel 2x 500 kV: primer circuito 1.732 1.400 Línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV, tendido segundo circuito 1.732 1.400 Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x 500 kV 2x1.500 2x 1.700 Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x 500 kV 2x1.500 2x 1.700 Nueva Línea Pan de Azúcar-Polpaico 2x 500 kV 2x1.500 2x 1.700 Línea Charrúa - Ancoa - 2x 500 kV: primer circuito 2x1.400 1x1.700

En cuanto al Programa de Obras Indicativo, propuesto por la CNE, en conformidad al artículo N° 162 del DFL N° 4/2006, creemos que es conveniente que la comisión justifique la factibilidad técnica de conectar al sistema los 1.450 MW de energía eólica y 2.050 MW de energía solar fotovoltaica que indica. Esto debido que la totalidad de MW de energía solar fotovoltaica junto a 350 MW de energía eólica indicado se concentran en la zona norte del SIC, a lo que además se debe sumar los parques que se encuentran en construcción y los que actualmente se encuentran inyectando su energía en esa zona del sistema. Fórmulas de Indexación para Precios de Nudo El precio de nudo se calcula a partir de valores expresados en US$ y que son traspasados a pesos utilizando el tipo de cambio de septiembre, el cual queda fijo por un periodo de 6 meses hasta la próxima fijación. Si bien, el precio de nudo de la energía está sujeto a las variaciones del Precio Medio de Mercado (PMM), también se deben considerar las variaciones del tipo de cambio dentro de la ventana de 6 meses entre septiembre 2014 y marzo 2015, de la misma forma que se considera para el precio de nudo de la potencia. El PMM, por sí solo, no recoge las variaciones del tipo de cambio ya que se compone con valores expresados en pesos. Si bien, es posible que una parte del PMM considere un efecto indirecto por tipo de cambio, al menos el 60% de sus componentes no lo consideran, ya que utilizan el tipo de cambio de septiembre y lo mantienen fijo durante la ventana de 6 meses (todos los contratos de precio de nudo de largo plazo). Por lo tanto, la fórmula de indexación del precio de nudo de la energía no está reflejando adecuadamente la evolución del tipo de cambio. Para corregir lo anterior se propone utilizar la siguiente fórmula para indexar el precio de nudo de la energía:

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑏𝑎𝑠𝑒 ∙ �𝑃𝑀𝑀𝑖

𝑃𝑀𝑀0� ∙ �

𝐷𝑜𝑙𝑖𝐷𝑜𝑙0

�

Dónde:

mailto:[email protected]


PMMi: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio. PMM0: Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo de 2014 a agosto de 2014. Doli: Dólar observado EEUU promedio publicado por el Banco Central correspondiente al mes anterior a cual se registre la indexación. Dol0: Dólar observado EEUU promedio correspondiente al mes de septiembre 2014, utilizado en la fijación tarifaria vigente publicado por el Banco Central. Proyección de Costos Marginales Dentro de los supuestos que se consideran en la proyección de costos marginales para obtener los Precios de Nudo de Energía, para lo que queda del año 2014 y comienzo del año 2015 se debe tomar en cuenta la información más actualizada que se dispone a la fecha. Con la operación real a la fecha más el pronóstico de deshielo que prepara el consultor del CDEC, ya se estaría en condiciones de identificar una posible hidrología para los primeros meses del horizonte considerado en la proyección (alrededor de un P67 de acuerdo a lo indicado por el CDEC-SIC en el gráfico siguiente), por lo cual consideramos que la CNE debe incluir los costos marginales asociados a la hidrología y no los costos marginales promedios. El Precio de Nudo debe considerar toda la información disponible a la fecha para generar su proyección, no es posible que por más de cuatro años el valor de Precio de Nudo que entrega la autoridad quede totalmente por debajo de los costos marginales reales del sistema.



Por otra parte, consideramos conveniente revisar los costos marginales en la barra Quillota 220 kV, mostrados en tabla n° 15 (Anexo 2), ya que en septiembre 2015 se presenta un costo marginal promedio mensual de 49.845 US$/MWh, el que es muy bajo y creemos no representa los costos que se han dado en el último tiempo para dicho periodo. Cotas Estimadas de Embalse al 1 de Octubre de 2014 Se solicita actualizar las cotas proyectadas de los embalses al 1 de octubre de 2014, en especial la de Lago Laja (1317.8 msnm), Colbun (430.22 msnm), Laguna Invernada (1293.18) y Lago Chapo 231.6.


OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR PRECIOS DE NUDO SIC OCTUBRE 2014

EMPRESA: HYDROCHILE

En el presente documento se indican las observaciones que presenta la empresa HydroChile con respecto al Informe de Precio de Nudo Preliminar Octubre 2014.

- La entrada de operación de la central Hidroeléctrica el Paso informada según la normativa vigente es en Mayo-2015, no en Noviembre-2014 como se indica en el Cuadro N°4 del informe.

- Favor incluir en el plan de obras indicativo de transmisión el paso de 154 a 220 kV de la línea Itahue-A. Jahuel la cual se estima entraría en operación en Enero del año 2020.

- Favor incorporar el plan indicativo de obras de transmisión en el informe.

Observaciones de Statkraft al Informe Tecnico Preliminar de la Fijacion de Precios de Nudo del SIC – Octubre 2014

Nuestros comentarios a este Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo del SIC se enmarcan en el contexto del retraso en las inversiones en generación y transmisión eléctrica, lo que implica una pérdida de competitividad, crecimiento económico y bienestar para el país. La materialización de proyectos de generación eléctrica en Chile es cada día más difícil, motivo por el cual no hay proyectos relevantes en construcción para los próximos años. Consecuentemente, la satisfacción de la demanda se seguirá dando por unidades térmicas que usan diésel, lo que se reflejará en costos marginales altos. El país seguirá utilizando energía cara. Sin embargo, estos altos precios no logran atraer nuevos inversionistas, pues los nuevos proyectos requieren precios estabilizados, como el precio de nudo, el que actualmente no refleja las condiciones de mercado. En los últimos años, el precio de nudo determinado por la CNE se ha situado en el rango de los 75 a 90 US$/MWh, mientras que el costo marginal del sistema, en el mismo período, consistentemente ha duplicado o triplicado ese valor, esto es, ha sido una señal equívoca para la estabilización de precios. Tal situación ha sido reconocida por el propio Ministerio de Energía en su página web (http://www.minenergia.cl/barras-de-navegacion/barra-principal/programa.html) al señalar que para el período 2014-2018 (cubierto íntegramente por este Informe) se espera una situación “crítica”. Por tanto, solicitamos a la CNE sopesar las siguientes observaciones, de modo que el precio de nudo refleje, efectivamente, tal situación.

Previsión de Demanda 1. La previsión de demanda contenida en este Informe Técnico Preliminar justifica sus

estimaciones en el “Estudio de Proyección de Demandas de Energía y Potencia 2014-2029, del SIC, fijación de precios de nudo octubre 2014”. Al respecto, se solicita:

a. Explicar por qué espera que el crecimiento de la demanda en el largo plazo sea inferior a la de los primeros años.

b. Confirmar (o corregir) que estima que, durante la actual Administración, se espera un crecimiento inferior en 0,85 puntos porcentuales a lo estimado hace tan solo un año atrás (equivalente a casi un 20% de menor crecimiento), tal como se observa en el siguiente cuadro: 2014 2015 2016 2017 Promedio ITD Oct-13 5,9% 5,6% 5,2% 4,8% 5,38% ITP Oct-14 3,4% 4,6% 5,0% 5,1% 4,53% Caída 2,5% 1,0% 0,2% -0,3% 0,85%

2. Las tasas de crecimiento del consumo de energía de los clientes libres, según aparecen en el Cuadro N°2, muestran una disminución abrupta en el corto plazo y de alrededor de un punto porcentual en el largo plazo, respecto a los valores estimados en la fijación anterior. Al respecto, se solicita:

a. Confirmar o corregir esa estimación.

http://www.minenergia.cl/barras-de-navegacion/barra-principal/programa.html

http://www.minenergia.cl/barras-de-navegacion/barra-principal/programa.html

b. Explicar cómo se relacionan estas estimaciones con la Agenda de Energía y con la Agenda de Productividad, Innovación y Crecimiento Económico señaladas en el Programa de Gobierno (pág 42 y siguientes) y disponible en la página del Ministerio de Hacienda.

c. Explicar que implicancias tiene esta proyección en la formación bruta de capital fijo y demás cuentas nacionales.

Plan de Obras (Construcción) 3. Como solicitud general, se solicita a esa Comisión que no considere como “existentes”

centrales que aún no inician su operación comercial, ni que considere “en construcción” proyectos a los que aún no se ha dado orden de proceder.

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

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

Proyecto ITD 1 COD est Plazo est

ITP Sep 14

Plazo desde ITD 1

Retraso

Ucuquer II Abr-14 May-14 1 Oct-14 6 5 Lautaro II Oct-13 Feb-14 4 Oct-14 12 8 Laja I Oct-13 Nov-13 1 Oct-14 12 11 Diego de Almagro FV Abr-14 Ago-14 4 Ago-14 4 0 Pulelfu Oct-13 Dic-13 2 Oct-14 12 10 Salvador FV Abr-14 Oct-14 6 Oct-14 6 0 Picoiquén Abr-13 Oct-13 6 Oct-14 12 6 Punta Palmeras Oct-13 Jul-14 9 Oct-14 12 3 Eólica Tal Tal Abr-14 Oct-14 6 Oct-14 6 0 El Paso Oct-11 Mar-13 17 Nov-14 37 20 Los Hierros 2 Oct-13 Nov-14 13 Dic-14 14 1 Lalackama Abr-14 Dic-14 8 Dic-14 8 0 Chañares Oct-14 Dic-14 2 Dic-14 2 N/A Talinay Poniente Oct-14 Dic-14 2 Dic-14 2 N/A Javiera Oct-14 Ene-15 3 Ene-15 3 N/A Río Colorado Oct-13 Mar-15 17 Abr-15 18 1 Los Guindos Oct-14 Abr-15 6 Abr-15 6 N/A Luz del Norte Abr-14 May-15 13 May-15 13 0 Itata Oct-13 Dic-14 14 Jun-15 20 6 Cordillera Abr-14 Jul-15 15 Jul-15 15 0 Guacolda V Abr-13 Oct-15 30 Oct-15 30 0 Conejo I Oct-14 Dic-15 14 Dic-15 14 N/A Ñuble Abr-14 Jul-17 39 Jul-17 39 0 CTM 3 Oct-14 Jul-17 33 Jul-17 33 N/A Las Lajas Oct-13 Abr-18 54 Feb-18 52 -2 Alfalfal 2 Oct-13 Sep-17 47 May-18 55 8 San Pedro Oct-11 Dic-14 38 Jul-20 105 67

En efecto, hay proyectos que se informa que entrarán en operación comercial en “los próximos 6 meses”, esto es, están terminando su construcción, conectándose a la red,

obteniendo las aprobaciones pertinentes y entrando a los períodos de prueba y, sin embargo, dieciocho meses más tarde vuelven a informar que operarán “en no más de seis meses”. Del mismo modo, hay centrales entrando en operaciones “el mismo mes en que se realiza el estudio” y, sin embargo, pasan años sin que entren en operación. Desde el punto de vista de los inversionistas externos, un plan con dichas fallas carece de seriedad.

Por tanto, se pide que la CNE:

a. Junto con solicitar a los propietarios de obras “en construcción” la fecha estimada de entrada en operación de su central, solicite los antecedentes que permitan corroborar que la fecha informada es razonable. Esto, junto con ayudar a obtener un precio de nudo que prediga mejor la situación de mercado en el futuro, permitirá dar una señal más clara a los nuevos inversionistas, los que suelen considerar el plan de obras de la CNE como la mejor estimación.

b. Verifique la fecha de entrada en operación de las centrales que está proponiendo por primera vez como “en construcción”. Por ejemplo, es impensado que una central eólica a la que se dio orden de proceder hace sólo unos días (Talinay Poniente, el 16 de septiembre) vaya a estar plenamente operativo 12 semanas más tarde, ya que ése sería el plazo sólo para las pruebas, una vez que esté construido.

5. En el Cuadro N°4, se solicita a la CNE que:

a. Confirme que se ha dado orden de proceder y, por ende, se ha iniciado la construcción, de todos los proyectos incluidos en dicho cuadro. En caso contrario, se solicita eliminar dichos proyectos, dejándolos sujetes al programa sugerido por esa Comisión.

b. Requiera a los propietarios de todos los proyectos que se hayan en construcción que confirmen que el estado de avance de las obras respectivas, incluyendo la conexión al sistema, es consistente con entradas en operación en las fechas consideradas por la CNE;

c. Solicite al CDEC confirmación de que dichas centrales cuentan (o podrían contar) con todos los estudios requeridos para la conexión y un calendario de pruebas que sean consistentes con las fechas consideradas por la CNE, esto es: • Si están disponibles los equipos de medida y señales habilitados para la

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

hubiera solicitado un estudio y emitido un informe con las observaciones.

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

d. Modifique la fecha de entrada en operación de Pulelfu, hoy señalada en “Oct-14, dado que aún no inicia su período de pruebas. Favor retrasar al menos a Ene-15.

e. Modifique la fecha de entrada de Central Fotovoltaica Salvador, dado que aún no inicia su período de pruebas. Según cronograma del proyecto, fecha optimista para operación comercial es Feb-15.

f. Verifique la fecha de entrada de Río Picoiquén, dado que aún no inicia su período de pruebas. Favor retrasar al menos a Ene-15.

g. Modifique la fecha de entrada del proyecto Punta Palmeras, dado que aún no inicia su período de pruebas. Favor retrasar al menos a Ene-15.

h. Modifique la fecha de entrada de Eólico Tal Tal, dado que aún no inicia su período de pruebas. Favor retrasar al menos a Ene-15.

i. Modifique la fecha de entrada de El Paso, dado que aún no inicia su período de pruebas y dado que Hidroeléctrica El Paso ha informado al CDEC-SIC que la fecha de entrada de este proyecto es mayo de 2015. Favor retrasar al menos a May-15.

j. Aporte los antecedentes que la hacen adelantar la puesta en servicio de Itata (en comparación con ITD de abril-14). En caso de no disponer de ellos, favor mantener fecha original (Jul-15).

k. Considerar que el ingreso de la central Alfalfal 02, de AES Gener, implica el retiro de la central Maitenes, del mismo dueño, en dicha fecha. Explicitarlo en el cuadro correspondiente.

6. En el caso del proyecto “Luz del Norte”, los dueños consideran que el proyecto tomará

31 meses para su ejecución (30 meses desde primera compra), tal como se observa en el cronograma adjunto, que corresponde al presentado por First Solar Energía Ltda., dueños del proyecto, para su aprobación ambiental. Considerando que la RCA data del 07-Mar-14, y dado que el dueño no ha dado orden de proceder tras la obtención de la RCA, la fecha más cercana para la entrada en operación comercial es Abril de 2017.

7. El proyecto “Ñuble”, si bien tiene aprobación ambiental, no se encuentra en construcción a esta fecha. En efecto, a fines de agosto el cronograma del proyecto fue modificado y actualmente el proceso licitatorio se encuentra en pleno desarrollo, por lo que el resultado de la adjudicación se estima que se oficializará próximamente. Por tanto, se pide eliminarlo del Cuadro N°4 y, en caso de modelarlo como un proyecto genérico, considerar una fecha de inicio de operación comercial posterior a la actualmente empleada (no puede ser la misma si se está construyendo versus no se está construyendo) en al menos 6 meses (a Ene-18), dado que la fecha actualmente considerada suponía inicio de obras en abril de este año.

8. Dentro de los criterios generales, favor señalar los plazos mínimos, contados desde que se emite la orden de proceder a la construcción, que esa Comisión considera para que una central genérica pueda entrar en operación.

9. En relación a las obras de transmisión en construcción, en el Cuadro N°4:

a. Modificar entrada en operación del primer circuito de Cardones – Diego de

Almagro 2x220 kV a noviembre de 2017, lo que supone que se cumple estrictamente (sin retrasos) el decreto 99, de Sep-2012.

b. Todas las obras de ampliación asociadas al decreto 310/2013, que debe ejecutar Transelec, están adelantadas dos o tres meses, según el cronograma publicado por esa compañía en su página web y que se adjunta1:

En consecuencia, las fechas correctas son: 1 Página 19 de “2013 Performance”, disponible en http://www.transelec.cl/index.php/inversionistas-2/inversionistas_interior/#Deuda%20Vigente

http://www.transelec.cl/index.php/inversionistas-2/inversionistas_interior/#Deuda%20Vigente

http://www.transelec.cl/index.php/inversionistas-2/inversionistas_interior/#Deuda%20Vigente

Obra Fecha Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV Abr 15 Ampliación S/E Cardones 220 kV Jul 15 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV Jul 15 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio interruptor 52JR Jul 15 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV Jul 15 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación interruptor 52JS Sep 15 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV Ene 16 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV Ene 16 S/E Alto Jahuel: Cambio interruptor 52JR Ene 16 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio 3 interruptores 52JR Ene 16 Ampliación S/E Ciruelos 220 kV Ene 17

c. Modificar entrada en operación del seccionamiento de líneas asociado a S/E Nueva

Charrúa a junio de 2018, lo que supone se cumple estrictamente (sin retrasos) el cronograma oficial del CDEC-SIC y, posteriormente, el plazo para ejecución de los trabajos establecido en el Decreto 201/2014.

Programa de obras de generación y transmisión (recomendación)

10. Dentro de los criterios generales, favor señalar los plazos mínimos, contados desde que se emite la orden de proceder a la construcción, que la CNE considera para que una central genérica, como las incluidas en el Cuadro N°5, pueda entrar en operación.

11. En el Cuadro N°5: “Programa de Obras del SIC (Recomendación)” se considera diversos proyectos genéricos, con una señal de localización y potencia instalada. Se solicita a esa Comisión que identifique explícitamente tales proyectos, de modo tal que sea posible determinar el estado de avance real de los mismos.

Precio de los Combustibles

12. El uso de GNL para centrales que no son ciclo combinado es algo eventual, no permanente. La modelación que efectúa la CNE, con ciclos abiertos usando GNL permanentemente implica que los propietarios de dichas centrales deban haber acordado contratos con pagos a firme (take or pay, regasificación) y otras inflexibilidades. Esto no ha ocurrido ni parece factible de ocurrir, como lo han señalado los propietarios de dichas centrales, debido a que no tiene justificación económica: se trata de unidades destinadas al respaldo, no a la operación en base. Por tanto, en ningún caso es razonable considerar que estas unidades operarán con gas. En consecuencia, se solicita a la CNE modificar el Cuadro N° 6: “Costos variables centrales térmicas / solares / eólicas”, ajustándose a lo señalado por los propietarios de estas unidades e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo operando con diésel, no con GNL, en todo el horizonte del estudio.

Costo de Racionamiento

13. El costo de racionamiento (400,19 US$/MWh) se establece en un valor que es inferior al costo variable de centrales existentes (San Lorenzo 2, por ejemplo: 410,98 US$/MWh), lo cuál es inconsistente. Dado que en la práctica esa central se va a despachar, el valor mínimo del costo de racionamiento debería ser igual o superior al costo variable de ésta. En caso contrario, se entiende que las unidades cuyo costo variable supere el costo de racionamiento no serán despachadas nunca y, por tanto, no deberían recibir remuneración por potencia firme. Dado que sí reciben dicha remuneración, se solicita que el costo de racionamiento sea mayor o igual al de la unidad más cara del sistema.

Modelación

14. Favor señalar cómo se modelaron centrales eólicas, solares, geotérmicas y de biomasa. En relación a las dos primeras:

a. ¿Cómo se consideró la aleatoriedad horaria de la disponibilidad del recurso viento?

b. ¿Cómo se consideró la incapacidad de inyectar energía en las horas de baja radiación solar?

15. Favor señalar qué criterio se usó para modelar la variabilidad de las restricciones a la capacidad de transmisión en función de la temperatura.

Precio de la Potencia 16. De acuerdo con el art. 225 de la Ley Eléctrica, el Margen de Reserva Teórico [MRT]

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

Costos Marginales y Precio de Nudo 17. Desde hace un tiempo, las proyecciones de costos marginales en el corto plazo (los

primeros seis meses de cada fijación), así como los precios de nudo aplicados, distan mucho de reflejar los costos marginales efectivos en el sistema, tal como se observa en el siguiente gráfico, en el que “CMg Real” es el promedio de los costos marginales registrados en Quillota 220 kV, “Precio de Nudo” es el precio de nudo de corto plazo fijado cada 6 meses, sin corregirlo por tipo de cambio mensual, y “CMg ITD” es la serie

construida considerando los seis primeros costos marginales proyectados por la CNE en cada fijación, a partir del Informe Técnico Definitivo de abril de 2010:

Al respecto, se solicita:

a. Verificar la calibración del modelo OSE 2000 y explicar detalladamente por qué no es capaz de predecir, ni acercarse, a los costos marginales reales de los 6 meses siguientes a cada fijación (e incluso, del mismo mes de la fijación), así como señalar qué medidas tomará para que esto no vuelva a ocurrir en la presente fijación. En las últimas 8 fijaciones el costo marginal real ha sido superior, en promedio, en un 60% al proyectado por la CNE.

b. Explicar por qué los precios de nudo han dejado de cumplir con el requisito establecido en el art. 159 de la Ley Eléctrica, esto es, “los precios de nudo calculados conforme a lo establecido en el artículo 162°, deberán reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministro a nivel de generación-transporte para usuarios permanentes de muy bajo riesgo”. En efecto, en el mismo período de tiempo, el precio de nudo ni siquiera ha alcanzado a reflejar la mitad del valor de los costos marginales reales.

OBSERVACIONES AL

INFORME TÉCNICO PRELIMINAR FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DE CORTO PLAZO

OCTUBRE 2014

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)

TERMOELÉCTRICA LOS ESPINOS S.A. | POTENCIA S.A. | MAINCO S.A.

SEPTIEMBRE 2014

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I. Comentarios Generales

En conformidad a lo establecido en la legislación vigente, a continuación hacemos nuestras observaciones al Informe Técnico Preliminar (ITP) de precios de nudo de Octubre de 2014.

En términos generales, se puede observar que la proyección de precios de nudo de la energía sigue sin reflejar el real nivel y comportamiento de los precios del sistema. Si bien los costos marginales calculados por la CNE provienen de una modelación del sistema eléctrico, históricamente tanto los supuestos incorporados en el modelo, como algunas metodologías que éste utiliza, no son los adecuados. Lo anterior da como resultado que las proyecciones que realiza el modelo no reflejan la operación real del SIC.

Lamentablemente, el realizar proyecciones inadecuadas de los precios de la energía no sólo entrega señal errónea a potenciales inversionistas, sino que también afecta negativamente a las generadoras existentes que año a año no ven relación alguna entre los costos reales del sistema y los precios que la CNE proyecta. Esta realidad se puede apreciar en el siguiente gráfico, donde en línea discontinua se representa el promedio real mensual del costo marginal y en líneas continuas las proyecciones de los ITD de precios de nudo de la CNE:

Desde el punto de vista de los PMG y PMGD el efecto es aún más grave, ya que este tipo de medios de generación (generalmente impulsados por PYMEs), ven que la posibilidad de vender su producción a precio estabilizado no refleja el verdadero costo de mercado de la energía. En este

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escenario, los PMG y PMGD están imposibilitados de controlar el riesgo del negocio, ya que optar por el precio estabilizado reduciría sus ingresos al punto de hacer inviables los proyectos desarrollados. A continuación se aprecia la inconsistencia entre los costos marginales reales y el precio de nudo fijado por la CNE:

En el caso del cálculo de precio de la potencia, se puede observar que la CNE nuevamente no considera la situación real del sistema eléctrico, ni los costos de inversión realistas para proyectos de unidades de punta. De la misma forma, se mantiene la modificación arbitraria de la extensión de los subsistemas del SIC. En este último punto, la CNE argumenta que la modificación de los subsistemas realizada en el ITD de octubre 2013, cabría dentro de sus facultades discrecionales que le otorga la ley, y que dicha modificación fue realizada para dar una importante señal de precio y de localización para las centrales. Particularmente para el nudo Los Vilos, el ITD de octubre de 2013 provocó una baja del 23% (en dólares) del precio de la potencia, lo cual no constituye una señal de localización para futuros desarrollos, sino que una expropiación directa y discrecional a los operadores conectados en dicho nudo.

De acuerdo a lo anterior, vemos con preocupación la existencia de una contradicción entre lo que busca la autoridad respecto del desarrollo de proyectos de generación competitivos, y las señales que se están dando a través de precios y políticas.

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II. Observaciones

En concordancia a lo expuesto en la sección anterior, a continuación presentamos nuestras observaciones al actual informe preliminar y requerimientos a estas:

1. Observación: En este informe preliminar, la CNE mantiene la definición de subsistemas para el SIC, sin entregar respaldo técnico sobre la forma de definir la cantidad de subsistemas considerados, ni los límites de los mismos. La definición de los subsistemas, tal como lo indica la misma CNE en respuesta a consultas formuladas con anterioridad, no ha requerido un estudio técnico. Sin embargo, la no realización de este estudio en fijaciones anteriores no exime a la CNE de indicar criterios técnicos y económicos de definición actual. Requerimiento: Se solicita a la CNE de facilitar la información técnica y económica que respalde la definición de los subsistemas, no sólo por la cantidad de subsistemas considerados, sino que también de la determinación de los límites de cada uno estos.

2. Observación: Los factores que se utilizan para el cálculo del precio básico de la potencia de punta (CTG, CSE, CLT) indicados para los nudos Diego de Almagro y Polpaico en el cuadro N°16 del ITP, no cuentan con los respaldos suficientes para replicar su determinación y realizar observaciones fundadas. Como información complementaria, en el estudio para la “Determinación de los costos de inversión y costos fijos de operación de la unidad de punta, en sistemas SIC, SING y SSMM” de fecha 24 de abril del 2012 y elaborado por la empresa Proyersa, el detalle proporcionado para la determinación de estos factores en todos los anexos del estudio, no es suficiente para poder replicar los costos unitarios de los elementos que componen el precio básico de la potencia. Requerimiento: Se solicita a la CNE indicar los criterios, metodologías y fórmulas utilizadas para la determinación de los factores CTG, CSE, CLT.

3. Observación: Según nuestra información, los costos de inversión para las diferentes tecnologías de generación al día de hoy son evidentemente mayores, y no concuerdan con lo estimado en el ITP.

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Requerimiento: Se solicita respaldar los “Costos de inversión de centrales de generación por tipo de tecnología”, indicados en el cuadro Nº19, explicando en qué se basa para determinar el costo de inversión de las diferentes tecnologías de generación, y mencionando cuáles son los estudios de mercado que avalan dichos montos.

4. Observación: Respecto de la modelación de las tecnologías fotovoltaicas, hemos comprobado que han sido modeladas con una potencia media sin modulación mensual ni tampoco por bloque. Lo anterior significa que estas centrales están presentes a toda hora, incluso en horas de Hora Punta (entre 18:00 y 23:00 hrs.) que normalmente son horas donde no hay radiación solar (noche). Adicionalmente, esta forma de modelar implica considerar que todos los días del año tienen la misma radiación solar, situación que evidentemente no corresponde. Por otro lado, los bloques de máxima demanda de cada mes se utilizan para determinar los factores de penalización para la potencia. Dichos bloques, se componen mayoritariamente de registros correspondientes al horario de Hora Punta, ya que en él normalmente ocurren las máximas demandas del SIC. En horas de Punta la radiación solar es mínima o incluso nula, por lo que una central solar operando en este horario, distorsionará la modelación de costos marginales del sistema, y por ende afectará seriamente los factores de penalización respectivos. Requerimiento: Se solicita a la CNE no contemplar generación de energía solar en el bloque de máxima demanda para ser consistente en la definición de Hora Punta.

5. Observación: Para el caso de las tecnologías eólicas, éstas son modeladas con una potencia media mensualmente, sin diferencias en los bloques. Esta situación tampoco corresponde a la realidad, ya que no es posible contar con la generación eólica a firme en todo horario. Esto puede llevar a resultados de la modelación completamente distintos a lo que realmente pasa en el SIC, especialmente en zonas que contienen altos niveles instalación de potencia (pero no de energía) de generación eólica. Requerimiento: Se solicita a la CNE no considerar generación de las centrales eólicas para la determinación de factores de penalización de la potencia de punta.

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6. Observación: En este informe técnico persiste una estimación errónea del Margen de Reserva Teórico (MRT) ya que a nuestro juicio este valor está fuertemente subestimado. Esto cobra especial relevancia en la zona norte del país, la cual muestra importantes aportes de fuentes no convencionales con generación estocástica (fuentes eólicas) y discontinuas (fuentes fotovoltaicas), los cuales imperiosamente obligan a ser respaldados por centrales de generación continuas y despachables. Es de especial importancia toda vez que el ITP considera dos subsistemas, donde en particular el subsistema SIC Norte concentra las tecnologías antes mencionadas. Por lo anterior vemos que la CNE no estaría cumpliendo lo que mandata el Art. 225 de la Ley Eléctrica, que indica que el Margen de Reserva Teórico (MRT) corresponde al mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación que permite abastecer la potencia de punta en un sistema o subsistema eléctrico con una suficiencia determinada, dadas las características de las unidades generadoras y de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico. Hay que considerar que el actual MRT fue calculado hace una década, cuando había disponibilidad de gas argentino, y el sistema eléctrico era muy distinto del actual. Requerimiento: Se solicita revisar y actualizar el MRT.

7. Observación: El factor de pérdidas (FP) que se utiliza para el cálculo del precio base de la potencia ha sido consistentemente fijado en 0,41%, muy por debajo de las pérdidas reales de cualquier planta de generación eléctrica de la actualidad. Requerimiento: Se solicita a la CNE reemplazar dicho valor con un porcentaje de pérdidas que este respaldado empíricamente.

8. Observación: Por cuarta vez consecutiva se incluye en su plan de obras recomendadas la interconexión SIC-SING, incluso indicando su capacidad de transferencia (1500 MW). Sin embargo, recientemente se licitó un estudio para determinar los aspectos técnicos y económicos de esta interconexión. Los resultados del estudio anterior debiesen indicar no sólo la capacidad de la interconexión sino que también la tecnología a ocupar. Sin embargo, estos resultados aún no están disponibles. Requerimiento: Se solicita que mientras no se posean los resultados del estudio solicitado por la CNE la interconexión SIC-SING no sea considerada.

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9. Observación: En la modelación los embalses del Sistema Interconectado Central deben comenzar su operación con las cotas más actualizadas que se tenga. Requerimiento: Se solicita a la CNE actualizar los stocks de los embalses del ITP con la información del CDEC-SIC.

10. Observación: Los Informes Técnicos de Fijación de Precio Nudo preliminar y definitivo indican que su base de modelación busca representar la operación óptima del sistema eléctrico. Esta definición debe enmarcar no sólo la operación futura sino también la actual del sistema, considerando tanto en sus ventajas, como restricciones. Es así que se ve que las Centrales Bocamina II y El Toro en la actual modelación se consideran disponibles. No obstante, la primera se encuentra imposibilitada de generar y sus mismos dueños han indicado que no tienen certeza de cuándo podrán volver a operar de manera normal. En el caso de El Toro, actualmente se encuentra en agotamiento y solo puede generar los afluentes de Alto Polcura. Requerimiento: Se solicita a la CNE tener en consideración que tanto Bocamina II como El Toro deben ser modeladas con sus limitantes actuales de operación.

11. Observación: Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) son importantes en el desarrollo de nuestro sistema eléctrico, dada la potencialidad que posee nuestro país. En particular, en la Zona Norte el potencial solar y eólico está siendo impulsado de manera significativa por parte de la industria. Sin embargo, técnicamente no es posible poder inyectar todo el potencial de ERNC de la zona debido a restricciones de transmisión de la misma. Estas restricciones se encuentran muy bien estudiadas en el informe de la Dirección de Operaciones del CDEC-SIC N°04/2014 “Estudio de operaciones de la Zona Norte del SIC en el periodo 2014-2017”, y lamentablemente no se ven incorporadas a la modelación. Requerimiento: Se solicita a la CNE considerar las restricciones contenidas en este estudio para la modelación del ITD de octubre-2014. Más aún, debiese internalizar las limitantes de espacio, actuales y futuras, en las subestaciones troncales.

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