Observaciones al “Informe técnico preliminar precios de nudo” · Dirección de Operación –...

Dirección de Operación – Dirección de Peajes 1/3

COMENTARIOS DE LA DIRECCION DE OPERACIÓN Y PEAJES DEL

CDEC-SIC AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN

DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC

ABRIL DE 2012

1. Plan de Obras del Sistema de Transmisión

• Se permiten transmisiones de 1900 MW desde Ancoa al norte, a través de la limitación del tramo “Ancoa500-Ancoa500_aux”, desde el inicio de la simulación hasta junio de 2013, la cual es muy superior a la actual capacidad N-1 del tramo. Sugerimos para estos efectos utilizar un límite de 1600 MW para el actual período.

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

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

• En el cuadro N°4 del ITPN se indica una capacidad de 2x1500 para la línea Ciruelos

220->Pichirropulli 220. El proyecto actualmente en licitación tendrá una capacidad final de 2x290 MVA, con ambos circuitos tendidos.

• En la base OSE se modela la segunda etapa del seccionamiento en SE Lo Aguirre en

Dic-2016, pero esta obra no está listada en el cuadro N°4 del ITPN. • En las bases OSE se modela la entrada del tercer circuito Charrua 500->Ancoa 500, lo

cual no está contenido en el cuadro N°4 del ITPN. • Se sugiere revisar en el archivo “LinDatParOpe.csv” la duplicidad de definición del

tramo “Lo Aguirre 220->Cerro Navia 220”, ante una posible malinterpretación en que pudiera incurrir el modelo OSE.


2. Plan de Obras de Generación

• En la tabla del informe no aparecen incluidas las centrales Modulo 03 y Modulo 05 que se encuentran modeladas en la base de datos OSE.

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

3. Modelación de Central Taltal

• Se sugiere revisar la modelación de la central Taltal, operando en ciclo combinado con GNL desde julio de 2016 con 360 MW, dado que el propietario de dicha central ha señalado en años anteriores que no hará efectivo el cierre del Ciclo Combinado.

4. Previsión de Demanda

• La demanda del SIC asignada a 2012 y su correspondiente tasa de crecimiento de

6,8% no coinciden con los datos que posee este CDEC: La venta o demanda real de 2011 corresponde a 43.804 GWh, la demanda proyectada para el año 2012 por la CNE corresponde a 42.230 GWh, menor a lo registrado para el año 2011, por lo tanto no coincide con el crecimiento de 6,8%.

5. Cargo Único Troncal

• En el Informe Técnico de la CNE no se encuentra el Cargo Único actualizado con la información correspondiente a 2011.


6. Modelo OSE2000

6.1.- Convenio de Riego del Maule En los archivos de entrada del modelo OSE 2000, no se especifican las tres porciones en que se divide el volumen de regulación de la Laguna del Maule (Artículo 3 del Convenio de riego del río Maule). Por lo anterior, solicitamos a esa Comisión aclarar la representación del Convenio de Riego del Maule en el modelo OSE 2000, ya que la omisión de las restricciones operativas del convenio puede conducir a un aprovechamiento de los recursos de la laguna del Maule por sobre los derechos estipulados en el Convenio, tanto para los sectores de Riego como Generación. Para todo el horizonte de planificación, se pueden detectar simulaciones donde el requerimiento de riego no se ajusta a lo establecido en el artículo 2 del Convenio de riego del río Maule, es decir, no se están completando los caudales necesarios desde la Laguna del Maule y Laguna Invernada, para abastecer las necesidades de riego. 6.2.- Convenio de Riego del Laja De los archivos de salida del modelo OSE 2000, observa que una vez que el Lago Laja opera en el Colchón de reserva inferior, es decir bajo la cota 1316.93 m.s.n.m la central El Toro opera sin restricciones. Sin embargo el artículo 6 del Convenio del Laja establece lo siguiente: “Se mantendrá un colchón inferior de reserva en el lago Laja de 500 Hm3 de volumen útil, destinado exclusivamente a completar en la bocatoma de Abanico, el gasto de 47 m3/s” De esta manera, la central El Toro debe generar el déficit de caudal en abanico para completar los 47 m3/s. Por lo expuesto anteriormente consideramos necesario representar estas restricciones en las simulaciones realizadas con el modelo OSE 2000.

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

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – ABRIL 2012

En cumplimiento a lo establecido en el artículo Nº 166 del DFL Nº4/2006, de Economía Fomento y Reconstrucción, (Texto refundido de la “Ley Eléctrica” o la “Ley”) y en el artículo 282° del D.S. N° 327 de Minería (el “Reglamento Eléctrico”), a continuación se indican las observaciones de Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC) de abril de 2012, enviado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica. 1.- PLAN DE OBRAS EN EL SIC 1.1.- Plan de Obras de Generación 1.1.1.- Centrales de ENDESA a) Cierre a Ciclo Combinado de las centrales Taltal y Quintero. En el ITP se reitera el cierre de estas centrales operando con GNL julio de 2016 y marzo de 2018, respectivamente. Al respecto, ENDESA, como propietaria de estas centrales, informa a la CNE, al igual que lo ha hecho en fijaciones anteriores, que no tiene proyectado el cierre a CC de estas centrales, debido a que los resultados de los análisis efectuados al respecto no justifican económicamente esta transformación. Ello, en consideración tanto de los costos del cierre mismo, como de la situación de suministro de GNL, para el cual estas centrales no disponen de contratos de suministro, lo que puede implicar un abastecimiento de GNL con costos fijos que no le resultan determinables ni necesariamente convenientes. b) Proyectos en Desarrollo por ENDESA. Reiteramos nuestras observaciones efectuadas en la fijación de octubre de 2011, respecto de que ninguno de los proyectos informados por nuestra empresa en el mes de enero del presente, a solicitud de la CNE y cuyas características principales se resumen en el Cuadro N°1, fueron incluidos en el actual ITP, en virtud de que todos ellos presentan avances en sus estados de desarrollo y características propias, como cabe observar en las fichas técnicas enviadas a la CNE (enero 2011), que los hacen competitivos frente a proyectos alternativos similares incluidos en el ITP. En relación con las características de costos de estos proyectos (costos de inversión y operación), consideramos que ellas permiten justificar su inclusión en el programa de obras dentro del horizonte de estudio del ITP.

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de abril de 2012

Cuadro N° 1

Proyectos de Generación En Estudio de ENDESA

Central TipoPotencia Instalada

(MW)Región

Fecha Estimada Puesta en Servicio

Estado

Parque Eólico Renaico Eólica 88 IX Jul-13 DIA En Calificación

Piruquina Hidro 7,6 X Oct-14 Contrato EPC en desarrollo

Punta Alcalde Carbón 370 III Abr-16 EIA En Calificación

Los Cóndores Hidro 150 VII Ene-17 EIA Aprob./En calificación DIA por modificación.

Neltume Hidro 490 XIV Dic-18 EIA En Calificación

Choshuenco Hidro 138 XIV Jul-18 EIA En desarrollo Por lo tanto, se solicita a la CNE que, a la luz de lo señalado anteriormente, revise la inclusión de los proyectos informados de ENDESA en el Plan de Obras, ello sobre la base de incluir una medición de competitividad realista de los proyectos en carpeta y no dentro del marco de competitividades estándares y generalizadas (costos medios teóricos por kW instalados). 1.1.2.- Centrales Genéricas Incluidas en Plan de Obras Se reitera lo observado en fijaciones anteriores respecto de que la Comisión incluye en el ITP una serie de proyectos, hidroeléctricos, térmicos y ERNC como “obras recomendadas”, con una designación genérica que hace referencia exclusiva a su localización (región administrativa) y a su capacidad instalada, sin entregar antecedentes que permitan su identificación con proyectos concretos que se encuentren en alguna etapa de tramitación de aprobación (ambiental) y/o de desarrollo de estudios e ingeniería. Al respecto, se solicita a la CNE que en el Informe Técnico Definitivo incluya explícitamente una identificación o asociación de estos proyectos con proyectos que hayan presentado antecedentes confiables de estudios ambientales, de sus características técnicas y de sus costos de inversión y operación. 1.1.3.- Costos de Inversión de Centrales Eólicas e Hidroeléctricas incluidos en el ITP Sobre este tema, observamos nuevamente que los costos de inversión definidos por la CNE en el Anexo N° 5 del ITP (Plan de Obras) para las centrales eólicas y las hidroeléctricas pequeñas y medianas resultan subestimados conforme a los antecedentes disponibles para ese tipo de proyectos:


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a) Costo de Inversión en Parques Eólicos La CNE define un costo unitario de para una potencia de 50 MW, lo que de Conforme a la experiencia de ENDESA en el desarrollo de sus proyectos eólicos, incluyendo el Parque Eólico Renaico, el monto US$ 2.300 /kW que define la CNE en el ITP resulta insuficiente para cubrir el costo total de inversión (inversión directa más intereses intercalarios) la totalidad de los costos de inversión. Al respecto, cabe reiterar que el costo unitario total de estas centrales, incluida la conexión al sistema, terrenos, urbanizaciones, canalizaciones, obras civiles y montajes, debería situarse en valores en torno a los 2.700 a 3000 US$/kW. Se solicita revisar y corregir estos costos a niveles más acordes con los valores reales para este tipo de proyectos. b) Costo de Inversión Centrales Hidroeléctricas. En el ITP actual, la CNE mantiene un costo unitario genérico de las centrales hidroeléctricas de tamaño menor que los 460 MW de 2100 US$/kW, que es sólo 5% mayor que el costo unitario de las centrales de mayor tamaño, que lo sitúa nuevamente en 2000 US$/kW. Sin embargo, de acuerdo con los antecedentes disponibles el valor para las centrales de menor tamaño debieran ser mayores que las incluidas por la CNE en su ITP, puesto que las deseconomías que se producen en proyectos dentro del rango entre 100 MW y 350 MW, pueden tener un mayor costo que puede ir desde los 2.300 US$/kW para centrales de potencia cercana a los 350 MW hasta los 3.000 US$/kW para potencias en torno a los 100 MW, esto es, valores que son superiores entre un 15% y un 50% respecto de las centrales de módulos grandes. Se solicita a la Comisión revisar y corregir la estimación genérica de costo unitario de centrales hidroeléctricas de menor rango de capacidad instalada. 1.2.- Plan de Obras en Sistema de Transmisión. Al revisar los Cuadros N° 4 y N° 4 del ITP no aparecen obras cuya ejecución está explícitamente instruida en el Decreto Supremo N°115 del 2 de mayo de 2011, que fijó el plan de expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los siguientes doce meses. Se trata de las obras: i).- Instalación de los CCEE en Pan de Azúcar 220 kV, con inicio de construcción inmediata y plazo de ejecución de 18 meses que se incluye en ese Decreto como una obra de ampliación en el punto 1 del artículo primero. ii).- Instalación de un CER en S/E Cardones con plazo constructivo de 18 meses que se incluye en ese Decreto como una obra nueva en el punto 1 del artículo segundo. Se solicita a la Comisión incluir las obras mencionadas en el cálculo definitivo de los precios de nudo de abril de 2012.


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2.- PRECIOS, USO Y DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL LICUADO 2.1.- Proyección de Precios del GNL Los precios del GNL que se presentan en el Cuadro N° 14 sobre la proyección de GNL comienzan en 17,10 US$/MMBtu el 2012, para luego caer a 7,51 US$/MMBtu en el año 2013, luego evolucionan e forma ascendente hasta llegar a los 10,69 US$/MMBtu el 2022. Entendemos que la discontinuidad a la baja que se produce el año 2013 respecto del año anterior se debe a que en el ITP se supone contratos de GNL ligados al marcador Henry Hub (HH) lo que, conforme a lo observado en fijaciones anteriores, no es correcto por cuanto este tipo de contratos son casos excepcionales y no constituyen una situación general de contratos obtenibles en el mercado actual de GNL. Ello, porque el HH es un marcador circunscrito a representar más bien el mercado local de Estados Unidos, en especial la suscripción de contratos a firme ligados con nuevos proyectos de tipo shale - gas, los cuales se estiman que comenzarían su operación a partir del año 2016. Por lo tanto, el Henry Hub como marcador no es característico del precio internacional del GNL, siendo más representativos los marcadores globales como los asociados al precio de crudos. Por lo tanto, la proyección de los precios del GNL en el mediano y largo plazo (desde el 2013 en adelante) debieran estar ligados principalmente a un marcador de mercado global como lo es por ejemplo el Brent, que es más representativo de la condición de precios que es factible de suscribir contratos a futuro y no así los marcadores de contratos muy excepcionales como sería el HH. Como nota al cuadro, se indica que hasta diciembre de 2014 se definen precios basados en futuros del HH de NYMEX y desde el 2015 en adelante son precios proyectados por Purvin & Gertz, fuente de información esta última que no es de acceso público y de la cual correspondería disponer de más antecedentes para formular observaciones. No obstante lo anterior, se reitera a la CNE que la aplicación de dos criterios distintos, según período, para proyectar el precio promedio anual del GNL, produce discontinuidades y que conducen a distorsionar el precio de estos combustibles. 2.2. - Disponibilidad de GNL para la Generación Observamos nuevamente lo que hemos señalado en fijaciones anteriores, respecto de que no corresponde modelar unidades de ciclo abierto (CA) operando con GNL. Si bien durante este período de hidrología seca existe eventualmente operación de CA con GNL con un factor de planta más alto que lo habitual, ello no justifica económicamente que deba modelarse la operación de estas unidades generadoras con uso de GNL como una condición esperada de generación. Ello, debido a que implica el pago de costos fijos de regasificación y potenciales inflexibilidades en el suministro de GNL que ningún CA estaría dispuesto a asumir, debido a que poseen normalmente un bajo nivel de despacho. En esta condición estarían las centrales de Taltal y TG Quintero, de ENDESA. Se solicita eliminar el uso de GNL en centrales de CA, e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo de la energía utilizando combustible diesel.


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3.- PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA 3.1.- Modelación Centrales San Isidro (1 y 2) para Regulación de Tensión. En el punto 4.11.5 del ITP referido a Otras Consideraciones de la Modelación del SIC, la CNE nuevamente modela una representación de la regulación de tensión para mantener los rangos de tensión dentro de los límites aceptados, a través de establecer una restricción de operación en la cual las centrales San Isidro I y San Isidro II son forzadas a operar a mínimo técnico, ( 260 MW), cuando no son despachadas por mérito económico. Esta condición de operación se verifica de los archivos de resultados del OSE 2000, excepto cuando están en mantenimiento, en que esa restricción se impone a otras centrales (Nueva Renca y Nehuenco II). Al respecto, reiteramos nuestra observación de la fijación anterior respecto a que consideramos que dicha restricción operacional no es adecuada para representar el control de tensión, debido a que en esa zona ya existen recursos instalados que son adecuados y eficientes para el control de tensión (reactivos) como son equipos CER, STATCOM y condensadores estáticos. Por otra parte, esta restricción permanente de operación de estas unidades generadoras implica una distorsión no justificable en los resultados de los costos marginales y en el precio de nudo de la energía, debido a que es innecesario efectuar dicha representación. Adicionalmente, operaciones fuera del orden económico como la modelada por la CNE para representar la regulación de tensión (y también la regulación de frecuencia) no debieran afectar los costos marginales del sistema y ser remunerado como Servicios Complementarios. Ello para respetar los principios básicos de eficiencia económica del mercado eléctrico. Por lo tanto se solicita a la CNE no incluir dicha restricción operacional para en el modelo de cálculo del precio de nudo de la energía. 3.2.- Costo de Falla. En el Anexo N° 4 del ITP se indica que la actualización del costo de falla se realizó conforme a las fórmulas de indexación definidas en el estudio realizado en septiembre de 2007. Sin embargo de acuerdo con lo que estipula en el artículo 276 del Reglamento Eléctrico (DS 327), el valor del costo de falla y su metodología de cálculo debería ser revisado cada cuatro años mediante un estudio de consultoría, lo que correspondería haberse efectuado el año 2011. 3.3.-Disponibilidad de Operación de las Nuevas Centrales Diesel Se reitera la observación de fijaciones anteriores respecto de que la mayor parte de las centrales diesel que han ingresado recientemente en el SIC han declarado en su DIA una operación limitada a un número parcial de horas del año, por motivos de restricciones


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ambientales, mecánicas o de abastecimiento de combustible. Por tal razón se solicita a la Comisión modelar su aporte restringido como suponer períodos de mantenimiento más amplios o una reducción de su aporte de potencia neta al sistema. 3.4.- Modelación Convenio de Riego Laguna del Maule De acuerdo al convenio de Regulación del Río Maule, el embalse asociado se encuentra dividido en tres secciones, cada una de las cuales tiene diferentes restricciones de uso, tanto para Riego como para generación, regulando así la forma y los volúmenes máximos a extraer en cada sección. Al respecto, se solicita a la Comisión modelar las diferentes secciones del embalse, así cómo las demás restricciones que posee la Laguna del Maule. 4 - PRECIO DE NUDO DE LA POTENCIA 4.1.- Valores de los Componentes de Costos de la Potencia En el Anexo N° 2, punto 10.2 del ITP referido al cálculo de este precio, la CNE nuevamente no incluye un desglose de las componentes de costos y sus respectivos valores utilizados para el cálculo como lo ha hecho en todas las fijaciones anteriores a las de Octubre de 2011. Al respecto, se solicita a la Comisión explicitar las componentes de costos y sus valores para el Informe Definitivo. Adicionalmente, consideramos que también debiera actualizarse el estudio para determinar este precio, que data del año 2007. Ello por cuanto, este precio resulta relevante para las decisiones de inversión del sistema, razón por la cual es necesario disponer de un precio realista de mercado para incentivar correctamente las inversiones en generación, especialmente para exista un mix adecuado de oferta entre las tecnologías de respaldo y las de base, siendo estas últimas las que estimamos requieren de un mayor crecimiento para el SIC. 4.2.- Margen de Reserva Teórico de Potencia Se insiste en que el margen de reserva teórico (MRT) subestima el valor que éste parámetro de acuerdo con los niveles de seguridad exigidos por la normativa vigente. ENDESA ha presentado a la CNE una minuta de solución, que consideramos incluye argumentos que permiten justificar nuestra posición sobre este tema. Al respecto, el valor de este MRT compatible con los objetivos de seguridad que se exigen para el sistema, debiera ser mayor que el 11,76% definido por la CNE en la presente y anteriores fijaciones de precios de nudo. Se solicita a la CNE revisar la metodología propuesta por ENDESA para los efectos de definir valores compatibles con los márgenes de seguridad requeridos para el SIC conforme con la normativa vigente.


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5.- RECARGOS POR REGULACIÓN DE FRECUENCIA Y REGULACIÓN DE TENSIÓN EN LA CALIDAD DE SERVICIO. Desde la fijación anterior de Abril de 2012, se ha eliminado el cálculo de estos factores sin que la Comisión haya incluido una justificación explícita para ello. Al respecto, entendemos que esos recargos por Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión son necesarios para el mercado de los Servicios Complementarios puesto que su provisión beneficia directamente la calidad de suministro de los clientes. En tal contexto, el cálculo de dichos recargos que se efectuando en cada fijación tarifaria era un reflejo del concepto de los precios que debía incluirse en la demanda para la remuneración de estos servicios, concepto por lo demás consagrado en la misma Ley Eléctrica (artículo 150° del DFL N° 4). Por lo tanto, se solicita a la CNE, incluir el cálculo de estos recargos tarifarios, los que en su cálculo deben incluir, además de los costos operacionales, los elementos señalados a continuación: • Los costos de mantener la reserva para proveer estos servicios. Normalmente medido

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

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

disponible y se provea en forma adecuada (oportuna y eficazmente). 7.- OBSERVACIONES AL MODELO OSE2000 Indisponibilidades aleatorias En el procedimiento de cálculo del precio de nudo de la energía, no se representa la posibilidad de fallas o indisponibilidades aleatorias de las unidades generadoras. Es necesario incorporar en la modelación una representación probabilística de fallas, para representar la variable aleatoria de indisponibilidad sobre las componentes del sistema eléctrico (centrales, líneas, restricciones de gas, etc).

Santiago, 31 de marzo de 2012

Santiago, 30 de marzo de 2012 GNE- Nº015/2012 Señor Juan Manuel Contreras Sepúlveda Secretario Ejecutivo Comisión Nacional de Energía PRESENTE Ref.: Observaciones Informe Técnico Preliminar Fijación Precios de Nudo de abril de 2012 De nuestra consideración: En cumplimiento a lo dispuesto en la Ley Eléctrica, mediante la presente hacemos llegar a usted las observaciones de nuestra empresa al Informe Técnico Preliminar (ITP) correspondiente a la fijación de precios de nudo de abril de 2012, que nos hiciera llegar en su carta CNE N°96 de fecha 15 de marzo de 2012. OBSERVACIONES AL CONTENIDO DEL INFORME Y MODELACIÓN.

Sin perjuicio de las observaciones particulares que se indican en el presente documento, manifestamos desde ya nuestra preocupación por la real capacidad de oferta con que contará el sistema en los próximos años.

Si se consideran los actuales problemas que están presentando los proyectos de generación para lograr su aprobación, sumado a la posterior judicialización y a los prolongados tiempos de construcción que exceden normalmente los 3-5 años, se puede desprender que es muy probable que no exista nueva oferta de proyectos relevantes en el sistema al menos hasta el año 2016. En efecto, se aprecia que de los actuales proyectos en construcción no existe ninguno que entre en forma posterior al año 2013 y considerando el fuerte crecimiento de la demanda que se está proyectado, se concluye rápidamente que la demanda será suministrada en gran parte del tiempo por producción ineficiente.

En este sentido, vemos con preocupación que no se estén generando los incentivos adecuados y, particularmente, las garantías mínimas para que cualquier inversionista pueda efectuar sus proyectos con grados de certidumbre razonables. Esta preocupación, respecto a

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los proyectos de generación y transmisión, de no mediar acciones estructurales y concretas, tendrá entre otros los siguientes efectos:

- Falta de oferta seguridad y eficiencia para cubrir la totalidad de los consumos. - Pérdida de competitividad de la industria a nivel global.

1. Plan de Obras del SIC

• Plan de Obras de Generación

Cierre a Ciclo Combinado central Taltal y central Quintero

En el cuadro N° 5 del ITP la CNE considera el cierre a ciclo combinado de la central Taltal y de la central Quintero, sin embargo, la empresa propietaria de dichas centrales ha manifestado que no tiene proyectado cerrar a ciclo combinado dichas centrales. Por lo anteriormente expuesto, solicitamos a la CNE que retire del plan de obras la recomendación de cerrar a ciclo combinado las centrales Taltal y Quintero, en tanto su propietario no comunique su decisión de llevarlo a cabo.

Central hidroeléctrica San Pedro En relación al proyecto hidroeléctrico San Pedro (150 MW), podemos informar que se terminaron las campañas de sondajes e instalación de instrumentación y se dio inicio al proceso de estudio de la información recabada, tarea que será supervisada por un grupo de consultores nacionales e internacionales. Con la información recabada a la fecha, se prevé la realización de adecuaciones a las obras civiles. Dado lo anterior, estimamos que es poco probable que este proyecto esté operando en el año 2014. El respectivo cronograma de construcción estará disponible una vez determinado el nuevo diseño de las obras principales del proyecto.

• Plan de Obras de Transmisión En el cuadro N° 4 del ITP la CNE considera que las ampliaciones del tramo Ancoa-

Alto Jahuel 1x500 kV estarían en servicio en julio de 2013. Se solicita a la CNE justificar la fecha de puesta en servicio propuesta en función del actual estado de avance del proyecto.

En el cuadro N° 4 del ITP la CNE no considera que la ampliación del tramo

Charrúa - Ancoa 1x500 kV estaría en servicio en junio de 2017.

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Se solicita a la CNE incluir esta ampliación con fecha de puesta en servicio en junio de 2017.

En el cuadro N° 4 del ITP la CNE considera que la capacidad de la línea de 220 kV de Ciruelos a Pichirropulli es de 2x1500 MVA. De acuerdo al Decreto 115/2011 este proyecto se trata de una línea de 2x220 kV con capacidad de 290 MVA por circuito, con tendido de un circuito. Se solicita a la CNE corregir dicha capacidad al valor correcto, es decir, especificar su capacidad en 1x290 MVA.

En el cuadro N°4 la CNE considera como fecha de puesta en servicio de las líneas

de 500 kV de Polpaico a Cardones en marzo de 2017. Considerando que la fecha de adjudicación de estas líneas es a fines de mayo de 2012 y que de acuerdo al Decreto 115/2011 tienen un plazo constructivo de 5 años, se solicita a la CNE corregir la fecha de puesta en servicio de las líneas de 500 kV de Polpaico a Cardones a junio de 2017.

En el cuadro N°4, la CNE considera la nueva línea de 220 kV Lo Aguirre – Cerro

Navia aparece con fecha de puesta en servicio en abril de 2016. Considerando que el Decreto de licitación apareció publicado con fecha 24 de marzo de 2012 con un plazo constructivo de 48 meses y estimando optimistamente como fecha de adjudicación en diciembre de 2012, esta línea estaría en servicio en enero de 2017. Se solicita a la CNE poner como fecha de puesta en servicio de esta línea en enero de 2017.

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se considera la transformación

Charrúa 500/220 con una capacidad de 1.300 MVA. Transelec informó al CDEC que la capacidad n-1 de dicha transformación es de 950 MVA, límite con que la opera actualmente el CDEC. Se solicita a la CNE corregirla capacidad máxima a 950 MVA al tramo de transformación Charrúa 500-Charrúa 220 kV.

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se considera una capacidad de transmisión de 1900 MW desde Ancoa al norte, modelada mediante la limitación de la línea “Ancoa500>Ancoa500_aux”, en el período de abril de 2012 a junio de 2013. La capacidad máxima desde Ancoa al norte con que opera actualmente el CDEC-SIC es de 1.550 MVA. Se solicita a la CNE corregirla capacidad máxima de Ancoa al norte al límite en condición N-1, es decir, 1550 MW.

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se considera una capacidad máxima de transmisión de 620 MW para las líneas Lampa220>Polpaico220 y CerroNavia220>Lampa220.

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Se solicita a la CNE ajustar dichos valores a las condiciones máximas de 530 MW con EDAC en operación.

En las Bases de datos de líneas del modelo OSE, se modela la transformación a 220 kV del actual sistema de 154 kV entre Itahue y Alto Jahuel en agosto de 2014, pero esta obra no está listada en el cuadro N°4 del ITP. En forma adicional a lo anterior se modela un nuevo sistema de 220 kV entre Itahue y Alto Jahuel en abril de 2016, y al igual que en el caso anterior dicha obra no está listada en el cuadro N°4 del ITP. Se solicita a la CNE justificar las ampliaciones mencionadas anteriormente.

2. Modelación y Supuestos • Costo de inversión y Operación de Centrales Geotérmicas

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

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

• GNL para ciclos abiertos existentes. La CNE en los cuadros N° 5 y N° 6 indica disponibilidad completa de GNL para la central Taltal a partir de octubre 2012 y para la central Candelaria en forma parcial a abril 2014 y total a partir de junio de 2018. Ambas centrales son del tipo del ciclo abierto y su propósito es esencialmente de respaldo. Al respecto, señalamos que el suministro de GNL para dichas centrales necesariamente involucra incurrir en diversos costos fijos bajo condiciones “take or pay” que no se justifican para centrales que operan ocasionalmente. Por lo tanto, se solicita a la CNE considerar para estas centrales operación con Diésel para todo el horizonte de estudio. En particular, a la fecha Colbún no cuenta con compromisos de ningún tipo como para contar con GNL en las unidades de Candelaria.

• Modelación centrales eólicas Se solicita a la CNE revisar la modelación de las centrales eólicas. La siguiente tabla compara el factor de planta anual obtenidos de la operación real del año 2011 con el valor utilizado por la CNE para modelar la operación de las centrales eólicas.

CNE Canela 1 Canela 2 Totoral M. Redondo Lebu Sur

Eólica IV Región 28,1% 16,9% 22,3% 20,2% 25,5%

Eólica VIII Región 31,3% 25,2%

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• Previsión de Demanda. Considerando que las ventas reales del año 2011 correspondieron a 43.805 GWh y que la demanda consignada en el cuadro N° 1 como proyección del año 2012 es 46.254 GWh, es posible obtener una tasa de crecimiento de 5,6% valor que no se corresponde con lo informado para dicha tasa en el cuadro N° 2 del ITP. Se solicita a la CNE efectuar las correcciones respectivas de forma de actualizar la Previsión de Demandas o en su defecto el índice de la Tasa de Crecimiento.

• Modelación para Mantener los Rangos de Tensión Solicitamos a la CNE no incluir la operación forzada de las centrales de ciclo combinado de San Isidro I y San Isidro II operando a mínimo técnico “como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado” bajo el supuesto de con ello mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales pues con ello se provoca una operación no óptima que se aleja de la planificación real de la operación que realiza el CDEC-SIC. En este contexto, resulta relevante lo indicado en los puntos anteriores en cuanto a modelar correctamente los limites de transmisión, de forma que con ello se logre mantener los rangos de tensión adecuado. Adicionalmente, solicitamos a la CNE especifique los supuestos utilizados para determinar “el factor de precios, Frv” que ajusta “el costo no cubierto por los marginales para los próximos 48 meses”. En efecto, se aprecia que para su cálculo la CNE simula la operación a mínimo de centrales térmicas manteniendo el costo variable de operación. Dicho procedimiento no es correcto del todo, en particular dado que las centrales térmicas tienen una importante pérdida de eficiencia en su operación a mínimo técnico, lo que no queda reflejado en el procedimiento de la CNE. De igual forma, solicitamos verificar los mínimos técnicos empleados para las centrales San Isidro I y San Isidro II, que según nuestros antecedentes estos valores debieran corresponder a 165 MW y 200 MW respectivamente.

• Modelación de Convenios de Riego Convenio de Riego del Maule

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

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De los resultados del modelo OSE, se observa que existen simulaciones en las cuales no se da cumplimiento al artículo 2 del Convenio de riego del río Maule, toda vez que existe déficit de aguas para completar el riego requerido, es decir, se falla a la entrega de la dotación de riego requerida. Por lo anterior, solicitamos a la CNE incluir en el cálculo definitivo del precio de nudo la adecuada representación del Convenio de Riego del Maule, de forma optimizar el uso de aguas de riego y generación que son extraídas desde la Laguna del Maule.

Convenio de Riego del Laja

De los resultados del modelo OSE, se observa que el embalse Laja se encuentra operando en el colchón inferior, es decir, con una reserva de 500 Hm3 de volumen útil, sin embargo la operación de la central El Toro es realizada sin restricciones. Lo anterior no se ajusta a lo expuesto en el artículo 6 del Convenio del Laja, el cual establece que: “Se mantendrá un colchón inferior de reserva en el lago Laja de 500 Hm3 de volumen útil, destinado exclusivamente a completar en la bocatoma de Abanico, el gasto de 47 m3/s”. Por lo anterior, solicitamos a la CNE incluir en el cálculo definitivo del precio de nudo la adecuada representación del Convenio del Laja.

3. Precio Básico de la Potencia de Punta. Se solicita a la CNE que con antelación a emanar el ITD se hagan explícitos los supuestos considerados en el punto 10.2.1 del ITP, para la determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta, toda vez que en dicho punto no se indican los costos unitarios de la unidad generadora, de la subestación eléctrica y de la línea de transmisión.

4. Precio de Combustibles

• Proyección Precio de Carbón En la proyección de precios de carbón presentada en el cuadro N° 12 del ITP se especifica que la CNE estima los precios del carbón para el período 2012-2014 en base a los futuros del carbón que se transan en el Nymex. Es necesario tener presente que el precio en cuestión es para la entrega física en USA. Además el precio proyectado se observa subvalorado frente al actual valor como con respecto a otros índices más representativos para la comercialización del carbón en Chile como son el API2 y el API4. En consecuencia se solicita a la CNE que se especifiquen todos los costos involucrados: Precio FOB (Golfo México o Costa Este de USA), costos portuarios, costo de flete y costo de descarga en cada uno de los puertos chilenos.

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• Proyección GNL en Chile

Para mercados como el chileno el precio del GNL seguirá ligado al precio del petróleo. Los productores de GNL no consideran el índice Henry Hub representativo para la comercialización del GNL en el mediano plazo, en consecuencia se solicita a la CNE mantener el precio del GNL ligado al petróleo (marcador Brent) ya que es un índice más representativo para el GNL que llega a Chile.

Así mismo, hacemos presente que las observaciones al ITP expuestas, son concordantes con las de nuestras filiales. Finalmente, según lo solicitado por esa Comisión, esta carta se ha enviado también vía correo electrónico. Saludan atentamente a usted. Juan Eduardo Vásquez M. Gerente División Negocios y Gestión de Energía COLBÚN S.A.

Santiago, 30 de Marzo de 2012

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

Nudo en el Sistema Interconectado Central de Abril de 2012

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 Abril de 2012. Asimismo, solicitamos que, en cumplimiento de lo señalado en el artículo N°165 del DFL N°4, la Comisión explicite y justifique los parámetros utilizados en el Informe Técnico respecto de los cuales presentamos nuestras Observaciones. Punto 4.1.2 Modelación Temporal de la Demanda Observación 1: Esta Comisión señala: Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe “Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período 2004-2008), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003”. Solicitamos a esta Comisión actualizar dicha curva de demanda. Punto 4.2. Programa de obras del SIC Centrales en Construcción (cuadro 4) Observación 2: Solicitamos a esa Comisión requerir información actualizada y debidamente justificada a los propietarios, a fin de que las fechas de entrada en servicio de las respectivas centrales y líneas en construcción correspondan efectivamente a la realidad. Se observa en este sentido que las fechas de entrada en servicio se han venido retrasado reiteradamente, y que nuevamente acusan retraso respecto de lo informado en el ITD de octubre de 2011, como es el caso de Bocamina 02 que ahora se retrasa de febrero de 2012 a junio de 2012 y de líneas Ancoa - Polpaico 1 x 500 kV, seccionamiento y la línea de entrada a A. Jahuel 2 x 500 kV, que se retrasan de enero a marzo de 2013. Observación 3: La Comisión ha recomendado la instalación de tres centrales hidroeléctricas con una capacidad total de 70 MW para abril de 2014 (30 MW), julio de 2014 (20 MW) y abril de 2015 (20 MW). Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dichas centrales, tomando en consideración que para la entrada en operación de dichas centrales durante en tan breve período ya deberían estar puestas las ordenes por los equipos y haberse iniciado las obras civiles de estas. Bajo estas consideraciones dichas centrales deberían figurar como centrales en construcción. Por lo tanto agradeceremos a la Comisión indique de qué proyectos se trata y en caso contrario desplazarlas en el plan de obras a una fecha factible de ser cumplida. Observación 4: La comisión ha recomendado la instalación de una central a carbón de 343 MW para el año 2016. Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dicha centrales, tomando en consideración que, para la entrada en operación de esta central durante en tan breve período ya deberían estar puestas las ordenes por los equipos y haberse iniciado las obras civiles de esta. Bajo estas consideraciones, dicha central debería figurar como central en construcción. Por lo tanto agradeceremos a la Comisión indique de qué proyecto se trata y en caso contrario desplazarla en el plan de obras a una fecha factible de ser cumplida. Observación 5: La Comisión ha recomendado la instalación de dos centrales de Biomasa de 19 MW para julio del año 2014 (10 MW) y marzo de 2016 (9 W). Estimamos que no es posible instalar en un período tan breve dicha capacidad, tomando en consideración que para la entrada en operación de dichas centrales en esa fecha ya deberían estar puestas las ordenes por los equipos y haberse iniciado las obras civiles de estas. Bajo estas consideraciones dichas centrales deberían figurar como centrales en construcción. Por lo tanto agradeceremos a la Comisión indique de qué

proyectos se trata y en caso contrario desplazarlas en el plan de obras a lo menos para después de junio del año 2016. Observación 6: La Comisión ha recomendado instalar en Octubre de 2020, Marzo de 2022 y Diciembre de 2022 tres unidades de 660 MW; 500 MW y 770 MW respectivamente identificadas con el nombre genérico de “Modulo”. Se solicita a esta Comisión que explicite la tecnología de dichas centrales y su localización geográfica. Punto 4.5. Estadística hidrológica Observación 7: La CNE señala que para las centrales de embalse agregó a la estadística hidrológica una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. Para las centrales de pasada la CNE señala que se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. Se pide a la CNE verificar que para las centrales de embalse se está respetando también que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central incluso en la hidrología más húmeda que se agregó a la muestra histórica. Punto 5.5. Indexación del precio de la energía Observación 8: Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que de cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Hacemos ver nuevamente que en la fijación de Precio de Nudo de Abril de 2009, aún cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como formula de indexación la variación del precio medio de mercado. Solicitamos que, en caso que repita esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado. Punto 9. ANEXO N° 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Observación 9: Precio del carbón: La Comisión ha construido los precios de carbón en base a NYMEX, que no representa las importaciones de Chile y a partir de 2015 en base estudio de Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio del carbón que se adquiere en Chile. Se solicita por tanto que la Comisión utilice los indicadores API4 y NEWC Globalcoal, disponibles hasta al menos el año 2013 puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile. Observación 10: Precio del carbón: La comisión indica que los precios del carbón térmico obtenidos de Nymex son sometidos a una “modulación” a través de un factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 11: Precio del petróleo Diesel: La Comisión ha utilizado para este propósito la proyección realizada en base a Purvin & Getz. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio de este combustible en Chile. Se solicita por tanto a la Comisión que utilice los indicadores WTI NYMEX que son los que utiliza ENAP para la fijación del precio del diesel en Chile. Observación 12: Precio del petróleo Diesel: La comisión indica que los precios del petróleo Diesel obtenidos en base al estudio del Purvin & Getz, son sometidos a una “modulación” a través de un factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 13: Gas Natural Licuado: Respecto del Gas Natural, La Comisión utiliza una metodología adecuada para el período hasta diciembre de 2014, utilizando la información de contratos e indicadores de mercado NYMEX (Henry Hub). Sin embargo a partir de 2015 la Comisión cambia la metodología obviando información de contratos y proyectando según estudio de Purvin & Getz en escenario base. Se solicita por tanto a la Comisión, mantener la metodología utilizada hasta 2014 o indicar la razón de dicho cambio de metodología.

Observación 14: Precio del gas natural licuado: La comisión indica que los precios del gas natural licuado obtenidos en base al estudio del Purvin & Getz y Nymex, son sometidos a una “modulación” a través de un factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 15: Precio del gas natural licuado: La comisión indica que los precios del gas natural licuado obtenidos en base al estudio del Purvin & Getz y Nymex, son sometidos a una “modulación” a través de un factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que indique la razón del cambio en los índices entre el año 2012 (1,0000) y 2013 (0,4389). Observación 16: Cuadro 14: La Comisión inicia en este cuadro una columna llamada “Proyección SING US$/MMBtu”. Dicha columna no corresponde a la multiplicación de la proyección de GNL (US$/MMBtu) por su respectivo factor de modulación. Se solicita a esta Comisión que revise los datos incluidos en la última columna de la tabla y que corrija el título de la misma. Punto 11 Anexo 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACION DE ABRIL DE 2012 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. Según se indica en el informe preliminar, la modelación del efecto de la indisponibilidad de transmisión realizada por la CNE corresponde a un análisis estático que supone el ajuste instantáneo de la generación, de tal forma que la demanda es abastecida instantáneamente en la medida que exista capacidad de transporte disponible. Dada la modelación efectuada recién descrita, se subestima en forma sustancial el efecto de la indisponibilidad de generación cuando se producen fallas de transmisión, siendo en consecuencia un valor mínimo de indisponibilidad el determinado, dado que supone un ajuste instantáneo de la generación disponible a la demanda. Con el fin de realizar una mejor aproximación al efecto que tiene sobre el sistema la indisponibilidad de transmisión, se solicita a la Comisión que realice el siguiente procedimiento: i Efectuar un análisis del impacto estático y dinámico en la operación del sistema, con la desconexión de todos los tramos del sistema de transmisión definidos por la CNE. ii Determinar las energías no suministradas en dichos casos, considerando el momento en que se produce la perturbación hasta el momento en que se normaliza el abastecimiento. iii Valorizar las energías no abastecidas según el correspondiente al tramo del costo de falla intempestivo y el mayor costo de operación del sistema en que se incurrió, considerando los motores y otras unidades que debieron entrar transitoriamente. iv Determinar la energía no suministrada, tasa de falla y sobrecosto del sistema v Acumular las tasas de falla asociadas a cada tramo del sistema de transmisión y los montos de energía no suministrada y mayor costo de operación, obteniendo la indisponibilidad de transmisión en horas/año y el factor de sobre costo en unitario (p.u.). Observación 19: Se ha omitido en esta ocasión el cálculo del coeficiente de sobrecosto por Regulación de Frecuencia. Se solicita a la CNE corregir dicha omisión e incluir la metodología de cálculo y el valor resultante para dicho sobrecosto.

Punto 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN YTRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC ABRIL DE 2012 Punto 13.2.1.5 centrales Eólicas y Geotérmicas Observación 20: 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. Observación 21: 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. Punto 13.6. Metodología Observación 22: La comisión ha considerado una vida útil de las centrales de carbón de 24 años. Se solicita a la Comisión que modifique dicho valor a lo menos a 30 años dado que todas las centrales a carbón instaladas entre 1960 y 1980 en Chile se encuentran aún en operación.

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rvaciones de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., al Informe TécObse nico Preliminar de Fijación de Prec s de Nudo de Abril de 2012io

bril de 2012, enviado por la misió e CNE.

Pre

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

1. cios de Combustibles

La estimación efectuada para todos los combustibles en general,

n el cuadro a continuación para el caso de la central San Isidro de ENDE :

resulta inconsistente.

En particular, comparando el precio del GNL utilizado por la CNE, con lo declarado actualmente por las empresas que tienen centrales de ciclo combinado, se tiene que existe una diferencia de aproximadamente un 50%, tal como se muestra e

SA

PrecioGNL Precio GNL CVT USD/MMBtu USD/m3N US h D/MWCNE 8.13 300.0 61.9 Declarado 15.71 579.9 117.3 Diferencia -48% -47%

La diferencia entre ambos precios podría ser mayor si se considera que

o actual, al no hacer un uso real y eficiente de los

edida disminución del precio del GLN, en la proyección que presenta la CNE..

el precio estimado en el ITP no considera el costo por regasificación.

Es muy importante que sea considerado el precio real que tiene este combustible para la generación, ya que al no hacerlo, la señal de precios entregada es errónea con lo cual se agrava aún más, la compleja situación de abastecimiento energéticrecursos de generación.

Asimismo, no se entrega una justificación fundada para la desm

Ciclo

Comb. Ciclo

Abierto PrecioGNL Precio GNL CVT CVT USD/MMBtu USD/m3N USD/MWh USD/MWh

2012 17.1 631 127.5 192.3 2013 7.51 277 57.4 86.1 2014 7.95 293 60.6 91.0 2015 8.27 305 62.9 94.6 2016 8.57 316 65.1 97.9 2017 8.9 328 67.5 101.5 2018 9.26 342 70.2 105.5 2019 9.62 355 72.8 109.5 2020 9.99 369 75.5 113.6 2021 10.34 382 78.1 117.5

Se solicita corregir la proyección de manera de reflejar el costo actual y efectivo que tiene el GNL para la generación en ciclos combinados, con especial atención en el muy corto plazo.

Respecto a la proyección del precio del carbón indicada en el cuadro N°12, la CNE subvalora el costo efectivo que tiene este combustible y por ende su impacto en los costos de generación de las centrales termoeléctricas que utilizan dicho combustible. También no se entregan fundamentos respecto al alza de este combustible hasta el año 2014, y luego una baja el año 2016, para experimentar una nueva alza a contar del 2017. Suponemos que esto se debe al uso de dos fuentes distintas para la elaboración de las proyecciones, lo que es claramente un error, toda vez que los estudios no consideran los mismos supuestos y por ende son imposibles de homologar.

Similar situación se presenta en la proyección del precio del WTI.

En definitiva, no se justifica en el ITP la disminución de los costos de generación térmica, con lo cual se está dando señales equivocadas al sector, que requiere de señales claras y concretas respecto del costo de producir energía eléctrica mediante el uso de estas tecnologías y por consiguiente incentivar el desarrollo del sector.

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

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2. de ObrasPlan

De acuerdo al Plan de Obras considerado en el ITP, se estaría realizando estimaciones y supuestos que no son acordes con las centrales en estudio por parte de las distintas empresas de generación.

En efecto, no existe ninguna información respecto a que central Taltal cierre su ciclo en los próximos años, por lo que suponer que esta central se encontraría en modo ciclo combinado para el año 2016 incluye un tipo de generación y costos asociados que no se producirán en la práctica. Más aún, de acuerdo con las últimas informaciones comunicadas por la empresa propietaria de esta central, no se estaría planificando el cierre del ciclo para Taltal, por lo que recomendamos que se corrija este supuesto, a menos que exista un documento de respaldo que demuestre que la empresa encargada tiene efectivamente considerado lo anterior en sus planes futuros. Asimismo, se contempla el uso de GNL en Nueva Renca y Candelaria I, situación que la CNE debiera respaldar adecuadamente.

Solicitamos en consecuencia, acoger estas consideraciones e incluirlas en el Informe Técnico Definitivo.

3. ección de DemandaProy

La demanda prevista en el ITP es menor a la proyección del CDEC-SIC, y la proporción de clientes libres y regulados es diametralmente distinta. La CNE da un mayor peso a los clientes regulados, lo que, particularmente en la zona norte del SIC no es el efectivo.

Resulta importante tener en consideración esta diferencia, toda vez que el crecimiento de los clientes libres es escalonado, la carga en una barra puede aumentar en tasas muy importantes, de un mes a otro, situación que estresa el sistema de transmisión, entregando una señal clara de necesidades de inversión, afectando además los respectivos factores de penalización.

Por otra parte, no es posible concluir que el ITP haya considerado la nueva demanda de Compañía Minera Nevada, ni tampoco la S/E Punta Colorada, ambos, proyecto e instalación, ciertas.

Es muy importante tener en consideración que las bases del ITP y posteriormente las del ITD, son utilizadas como punto de partida de otros

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estudios, como por ejemplo, el estudio de transmisión troncal y la función de costos futuros que luego se utiliza como dato de entrada para el modelo usado por el CDEC-SIC para determinar la operación del sistema., Por lo tanto, resulta vital para el desarrollo del sector eléctrico chileno, que la información contenida en los informes técnicos, refleje la realidad de los costos, demandas y proyectos a firme o declarados por las diferentes empresas para el correcto desarrollo de la estrategia energética del país..

Solicitamos se actualice la demanda, tanto en su valor y crecimientos, como en la proporción de clientes libres versus regulados.

4. elaciónMod

En la modelación no aparecen los años 2010 y 2011, ambos bastante secos.

Solicitamos incluirlos en la base.

Por otra parte, hay una injustificada disminución en los factores de penalización de la zona norte, que resulta inconsistente con la falta de generación proyectada en la zona y la alta demanda, particularmente industrial.

A nuestro entender, en los próximos años, habrá una notoria existencia de precios locales, marcados por centrales diesel presentes en la zona norte, situación que no se aprecia e incluso es opuesta a lo establecido en este ITP.

Solicitamos revisar y corregir.

GUACOLDA ENERGÍA

Marzo de 2012

Observaciones Fijación Preliminar Precio Nudo abril

2012 En el siguiente documento se exponen las observaciones al Informe Técnico Preliminar (ITP) de Precio de Nudo de abril de 2012 preparado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE o “la Comisión”.

1. Fecha de entrada en operación de centrales

El plan de obras en construcción presenta para algunos proyectos en desarrollo, fechas de inicio de operación que no se condicen con el real estado de avance de dichos proyectos. Además, las fechas indicadas no recogen la complejidad que está enfrentando el sector eléctrico para el desarrollo de proyectos lo que se traduce en constantes retrasos en la puesta de servicio de los proyectos. A continuación se enumeran algunos de ellos:

Eólica Talinay Oriente La central eólica Talinay Oriente tiene como fecha de comienzo de operaciones Julio de 2012 según el plan de obras del ITP. Solicitamos a la Comisión corregir esta fecha ya que de la inspección visual del terreno en que dicho proyecto se emplaza resulta evidente que las obras de construcción no se condicen con la fecha señalada, tal como se muestra en la siguiente fotografía tomada en el lugar el 29/03/2012. Se solicita requerir al patrocinador de dicho proyecto una fecha actualizada de puesta en marcha. Estimaciones preliminares indican que dicha fecha al menos excedería al año 2012.

San Pedro De acuerdo a la información disponible, el desarrollo de la central San Pedro se encuentra suspendido a la espera de los resultados de nuevos estudios de factibilidad técnica del proyecto, de hecho el 29.03.2012 Colbún informó la finalización de la campaña de sondajes, cuyos resultados serán evaluados para definir los cambios requeridos en el proyecto. Por otro lado, la autoridad regional ha manifestado la necesidad de que el proyecto se vuelva a someter al sistema de evaluación de impacto ambiental. Por tales razones, se solicita retirar esta central del plan de obras hasta que se confirme su nueva fecha, pues produce efectos distorsionadores en el cálculo de precio de nudo de corto plazo (y en todos sus usos asociados).

2. Pronóstico del precio del carbón En la proyección del precio del carbón de la Comisión, se estima para el 2012 un precio de 90,1 US$/Ton. Esto se aleja de los precios actuales observados en el sistema del orden de 125 US$/Ton, tal como se muestra en la Tabla 1.

Precio combustible declarado por centrales a carbón al CDEC [US$/Ton] durante el 2012Central 30/12/11 06/01/12 11/01/12 13/01/12 18/01/12 20/01/12 27/01/12 03/02/12 09/02/12 10/02/12 17/02/12 24/02/12 25/02/12GUACOLDA 1 124 124 124 124 118 118 118 118 118 118 118 118 118GUACOLDA 2 124 124 124 124 118 118 118 118 118 118 118 118 118GUACOLDA 3 89 89 89 89 84 84 84 84 84 84 84 84 8GUACOLDA 4 103 103 103 103 108 108 108 108 108 108 108 108 108VENTANAS 1 140 140 140 140 140 140 140 143 143 143 143 143 143VENTANAS 2 140 140 140 140 140 140 140 143 143 143 143 143 143NUEVA VENTANAS 140 140 140 140 140 140 140 143 143 143 143 143 143BOCAMINA TV 128 123 123 123 129 129 129 128 129 129 129 128 128Promedio Ponderado 125 125 125 125 124 124 124 126 126 126 126 126 126

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Tabla 1. Precios del carbón declarado por las centrales durante el 2012 (Fuente: Programación Semanal CDEC)

En virtud de lo anterior, se solicita a la CNE corregir los costos de combustibles de las centrales que son asimiladas al combustible codificado en los archivos del modelo OSE200 como “Carbón CNE” en forma consistente con los precios informados al CDEC (aparentemente la proyección CNE es un precio FOB del carbón, cuando lo que corresponde es utilizar el precio CIF).

3. Representación del Sistema de Tx

Los límites de transmisión por las principales líneas del sistema Troncal no han sido debidamente incorporados en las simulaciones del modelo OSE2000. En efecto, es manifiesta la falta de coherencia entre los límites que se utilizan en la operación real (criterio N-1 y N-1 ajustado) y los que se están utilizando en el proceso de fijación de precios de nudo de corto plazo (criterio N). Se solicita utilizar límites coherentes con lo establecido en la norma para asegurar la seguridad y calidad de servicio (NTSyCS). Lo anterior implica al menos reproducir lo que en la realidad el CDEC aplica. A continuación se indican los casos que deben necesariamente ser corregidos:

Capacidad de Ancoa al Norte La representación del sistema de transmisión incluida en el modelo OSE2000 (archivos de parámetros y mantenimientos de líneas “LinDatParOpe.csv” y “LinDatManOpe.csv”, respectivamente) está considerando capacidades de transmisión desde Ancoa al norte que no son factibles en la práctica, y en consecuencia la oferta hidráulica que se puede transferir hasta el centro carga se ha sobre estimado, produciendo una distorsión relevante en el cálculo del precio de nudo de corto plazo.

En la modelación efectuada se permiten transmisiones de 1,900 MW desde Ancoa al norte (tramo “Ancoa500-Ancoa500_aux”), desde el inicio de la simulación hasta junio de 2013, con lo cual no sería posible satisfacer los estándares de niveles de tensión definidos en la NTSyCS emitida por la

autoridad. Se solicita utilizar un límite de 1,400 MW para el período comprendido entre abril de 2012 y la fecha de entrada del tercer circuito Ancoa-A.Jahuel 500 kV, que corresponde al límite que el CDEC utiliza normalmente para la operación de este tramo.

Ingreso del tercer circuito tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV Se solicita actualizar la fecha de entrada de la obra señalada en su plan de obras como “Línea Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito”. A la fecha el proyecto no ha recibido una respuesta satisfactoria por parte de la SEC respecto de su concesión y la propia empresa habría pedido un plazo adicional a la CNE para la puesta en servicio de esta obra. Dado el evidente retraso que presenta la obra resulta inviable se complete en el plazo estipulado (Julio del 2013). Se solicita consultar al CDEC respecto de la fecha más próxima en que dicho tramo puede ser responsablemente considerado para efectos de planificación e incluir dicha fecha en la modelación.

Capacidad de transmisión tramo Polpaico – Lampa - C. Navia 220 kV Bajo la modelación efectuada por la Comisión, la línea “Lampa 220 – Polpaico Desf 220” opera desde el principio del horizonte de simulación con 620 MW de capacidad máxima, lo que corresponde a su límite térmico a 25ºC con sol. Esto es incorrecto. Se solicita utilizar el límite de operación con criterio N-1 ajustado efectivamente utilizado por el CDEC, con la cual debería operar a 460 MW como máximo (530-560 MW con EDAC). Lo mismo sucede con el tramo “Cerro Navia – Lampa 220 kV”. Al respecto se solicita utilizar el nivel de 560 MW actualmente utilizado por el CDEC.

4. Indisponibilidad de la central La Higuera

De acuerdo a lo informado a la SEC a través del hecho esencial remitido el 8 de marzo de 2012, solicitamos a la CNE incorporar la indisponibilidad de la central La Higuera hasta el 15 de noviembre de 2012, fecha en la cual se espera concluir el proceso de reparación del túnel de la central, que fue afectado por un derrumbe a fines de agosto de 2011.

5. Representación de la Regulación de Tensión

Se solicita a la CNE eliminar de la modelación efectuada la operación forzada de centrales de CCGT en la S/E San Luis, ya que origina una depresión artificial de los precios y los aleja completamente de los precios reales observados en el sistema y proyectados por el CDEC. Esta desviación es arbitraria y se debe exclusivamente a la consideración de este supuesto, que además de ser incoherente con la operación real, resulta totalmente innecesario pues las unidades son despachadas por señal económica y no se verifican problemas de tensión. Adicionalmente si el objetivo es asegurar “una operación coordinada, con objeto de mantener los rangos de tensión en los límites aceptados”, se deben corregir los límites de operación del sistema de 500 kV, ya que con transferencias en torno a los 1,900 MVA, no resulta factible mantener los límites de tensión en los rangos de operación permitidos.

En efecto, dentro del punto 5.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC, del informe de precio nudo preliminar, aparece el siguiente párrafo que describe una restricción incorporada en la modelación para dar cuenta de la regulación de tensión en el sistema:

“- De igual forma, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación. Sin embargo, los costos implícitos en el plan de obras no permiten a priori suponer que se pueda prescindir de una operación coordinada, con objeto de mantener los rangos de tensión en los límites aceptados. Así, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una unidad de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales. Para este efecto se incorporó en la modelación descrita anteriormente el siguiente régimen de operación para las centrales detalladas a continuación:

• La central San Isidro I con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW.

• La central San Isidro II con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW.

• Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el horizonte de análisis.

• Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por las centrales Nueva Renca y Nehuenco II, respectivamente,

como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado.”

Esta imposición provoca una disminución arbitraria de los precios, especialmente en el corto plazo. El siguiente gráfico muestra la evolución de los costos marginales de energía en la barra Quillota 220 kV proyectados por la CNE para el 2012 comparados con las proyecciones realizadas por el CDEC en la última proyección a 12 meses emitida a principios de marzo.

Figura 1. Comparación de proyección de CMg entre CNE ITP abril 2012 y Proyección 12 Meses CDEC marzo 2012.

CNE Seca Media HúmedaPromedio CMg 2012 [US$/MWh]

96.5 176.8 135.1 93.9

Diferencia con CNE ‐ ‐ 83% 40% ‐3%

CDEC

Tabla 2. Comparación CMg proyectados 2012.

Como se puede observar en la Figura 1 y Tabla 2, la proyección de costos marginales “esperados” de parte de la Comisión para el 2012 es más cercana a lo que el CDEC estima como un escenario húmedo. En efecto, la diferencia entre el escenario esperado de la CNE con el escenario húmedo del CDEC es de sólo un 3%, mientras que la diferencia con el escenario medio del CDEC asciende a un 40%.

Sin perjuicio de lo anterior y en caso que la CNE no acoja la observación planteada, solicitamos incluir las siguientes modificaciones:

a. Corregir los mínimos técnicos de las centrales de CC en el centro de carga, por los siguientes valores informados al CDEC:

San Isidro: 165 MW

San Isidro 2: 200 MW

Nehuenco 2: 180 MW

Nueva Renca: 240 MW

b. Calcular el factor Frv tomando en cuenta los costos variables de las centrales de ciclo combinado que corresponden a la operación a mínimo técnico. Como se muestra en la Tabla 3, los costos variables a plena carga resultan menores a los costos variables a mínimo técnico, por lo que se está subestimando el valor del factor Frv.

Tabla 3. Costos Variables de los CC a plena carga y a mínimo técnico (Fuente: Programación Semanal CDEC 30/03/12)

CVar CVar Min Tec Central (mills/kWh) (mills/kWh)

Sin f.p. Sin f.p.

San Isidro 2 GNL 107.8 117.6 San Isidro GNL 119.0 132.7 Nueva Renca / GNL 159.8 165.6 Nehuenco 2 DIE 179.5 193.5 San Isidro 2 DIE 192.6 201.4 Nueva Renca / DIE 199.9 229.3 San Isidro / DIE 209.7 222.1

6. Convenio de regulación del río Maule

Se solicita a la CNE revisar la representación del convenio de regulación del río Maule en la simulación realizada con el modelo OSE2000, ya que es incompleta al no incluir las limitaciones de operación de los 3 colchones en los que se divide la laguna del Maule. Esta omisión de las restricciones operativas del convenio, conduce a un aprovechamiento de los recursos de la laguna del Maule por sobre los derechos estipulados en el Convenio, tanto para los sectores de Riego como Generación. Es decir, el modelo verá más energía

hidráulica de la que efectivamente estará disponible en la realidad. El siguiente análisis presenta un diagnóstico de la situación, en base a las salidas del modelo OSE2000 de esta fijación de precio de nudo, y propone una alternativa de solución.

De acuerdo a lo indicado en el artículo 1 del Convenio de Maule, suscrito en 1947 entre la DGA y la Endesa: “El volumen embalsable se dividirá en tres porciones: una porción superior con un volumen de 900 hm3 cuyas aguas estarán destinadas a suministrar los gastos deficitarios para la regularización del riego y los gastos necesarios para la generación de energía eléctrica, los que se administrarán con régimen de uso normal de las aguas; una porción intermedia con un volumen de 500 hm3 cuyas aguas constituirán una reserva ordinaria destinada a los mismos fines y cuyo uso podrá tener algunas restricciones con respecto al régimen de uso normal; y una porción inferior con un volumen de 170 hm3 cuyas aguas constituirán una reserva extraordinaria, que podrá utilizarse sólo en casos especiales.” El artículo 6 es taxativo, al establecer que no se pueden utilizar las aguas de la porción inferior, a menos que exista un acuerdo entre las partes: “Las aguas correspondientes a la porción inferior del embalse de reserva extraordinaria, no podrán usarse sino con acuerdo entre las partes, tomado especialmente en cada caso.” Al respecto, es importante destacar que la última vez que se suscribieron acuerdos para la flexibilización de las restricciones del convenio, que conllevaran a una sobreexplotación de estos recursos, fue el 6 de febrero de 2008 previo a la promulgación del DS N°26 del 15 de febrero de 2008 (decreto de racionamiento preventivo). Del mismo modo, es necesario establecer que, de acuerdo a lo comunicado por el CDEC-SIC en su oportunidad, las extracciones adicionales de la laguna del Maule no producirían modificaciones en el requerimiento de las centrales térmicas en servicio o solicitadas (en ese momento estaba todo el parque térmico disponible en servicio); es decir una de las condiciones establecidas en ese convenio de flexibilización, señalaba que los recursos adicionales de generación sólo estarían disponibles una vez que todo el parque térmico disponible estuviese solicitado o en servicio.

El siguiente gráfico muestra la evolución del estado de la Laguna del Maule, obtenida de la simulación de la operación del sistema realizada por la Comisión (específicamente la simulación 9). Durante los primeros meses del horizonte de planificación, queda de manifiesto un uso de los recursos de esta Laguna más allá de los límites impuestos por el convenio. Para evitar esto se solicita

considerar un volumen mínimo de la laguna del Maule equivalente a la cota del colchón de reserva extraordinaria.

2135.0

2140.0

2145.0

2150.0

2155.0

2160.0

2165.0

2170.0

2175.0

2180.0

2185.0

2190.0

m.s.n.m

.

Trayectoria Cotas Laguna del Maule Simulación 10

Cota Cota Mín. Cot. Máx. Reserva Extraordinaria Reserva Ordinaria

7. Simulación operación lago Laja

Se solicita a la CNE revisar las simulaciones de la operación del lago Laja obtenidas con el modelo OSE200, ya que arroja situaciones anómalas en la operación de éste, relacionados con vertimientos del embalse, en donde se constata que operando a plena carga la central El Toro, la solución de mínimo costo del modelo es realizar extracciones por el vertedero para aprovechar generación de recursos adicionales por la central Abanico.

El siguiente gráfico muestra la evolución del estado operacional del laja, medido en términos del volumen [hm3] almacenado, para una simulación cualquiera (simulación 9), para todo el horizonte de evaluación, así como el caudal total extraído (la suma del caudal generado, el vertimiento y las filtraciones). Este último caudal es comparado con el límite máximo de extracción desde el lago, considerando solamente el límite de extracción definido en el artículo 6 del convenio de regulación del río laja suscrito entre la DGA y Endesa en 1958(completar 47 m3/s como extracción total máxima incluyendo las filtraciones si el volumen útil es inferior a 500 hm3).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

Volumen

[hm3]

q [m

3/s]

Operación lago Laja ISim 9

q ext. Total q max. ext. Total Vol. Neto Lago Laja

En general, y salvo situaciones puntuales, el límite de extracción definido por el artículo 6 es respetado. Sin embargo si se desagrega el caudal total extraído en sus componentes, se revela una situación anómala en los vertimientos del embalse.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

Volumen

[hm3]

q [m

3/s]

Operación lago Laja ISim 9

q gen. q ver. q fil. Vol. Neto Lago Laja

En efecto, en algunas etapas se pueden encontrar niveles de vertimiento que no se justifican desde el punto de vista operacional. Estos vertimientos se producen cuando la central el Toro se encuentra a plena capacidad y como solución optima (no factible en la práctica) se hacen extracciones adicionales desde el lago Laja (vertimientos) para ser aprovechados por la central Abanico. Una forma de evitar esta situación es conectar el vertimiento del lago Laja a “tierra” (i.e. que no sea aprovechado por ninguna central aguas abajo), en el entendido que una simulación que entregue resultados de operación del lago Laja cercanos a su cota de vertimiento son de muy rara ocurrencia (en el evento que pasara ameritaría una revisión exhaustiva de la base de datos o el modelo); otra alternativa es conectar los vertimientos de la estación filtraciones a “tierra”, alternativa que debe ser validada a través de la configuración hidráulica de las estaciones representadas en el modelo. Considerando lo anterior solicitamos a la CNE incorporar alguna de las alternativas propuesta en el cálculo definitivo, de modo de evitar el uso de recursos hídricos más allá de lo técnica y económicamente factible.

8. Representación de la Reserva Hídrica

Solicitamos a la CNE actualizar las restricciones asociadas a la Reserva Hídrica del sistema establecida en el D.S. N°26/2011, aumentando los volúmenes mínimos de los embalses que fueron seleccionados para almacenar esta reserva, hasta el 30 abril de 2012 o la fecha que estime corresponda a la finalización de la vigencia del actual decreto de Racionamiento.

Según lo establecido en el Art. 10 del D.S. N° 26 del 9 de febrero de 2011, a partir del 25 de febrero de 2011, comenzó la acumulación de la reserva hídrica, cuyo objetivo es disminuir y manejar la profundidad del déficit frente a situaciones críticas o imprevistas, para estos efectos la DO del CDEC-SIC debió coordinar la operación de las centrales del SIC de modo de garantizar una reserva efectivamente disponible, equivalente a 500 GWh, que puedan ser dispuestos para paliar el déficit proyectado.

La siguiente tabla muestra los niveles de la reserva de seguridad acumulada a las 24 horas del 26 de marzo de 2012.

Reserva Sistema a las 24:00 hrs. del 26 de Marzo de 2012

EmbalseReserva Física

Operacional [GWh] (5)

Cota Mínima [msnm]

Cota 24 horas [msnm]

Reserva Hídrica Adicional (6)

[GWh]

Devolución Acumulada Reserva Hídrica Adicional (7)

[GWh]

Reserva Hídrica Total

[GWh]

LAGO CHAPO 177.9 222.0 229.4 102.1 102.1LAGUNA INVERNADA (1) 19.9 1282.8 1289.2 0.0 0.0EMBALSE COLBÚN (2) 164.6 397.0 413.5 163.2 163.2EMBALSE RAPEL (8) 43.4 100.5 104.5 39.8 39.8EMBALSE RALCO (3) 184.4 692.0 707.0 61.4 61.4EMBALSE MELADO 5.5 641.0 644.0 0.0 0.0LAGO LAJA (4) 1386.1 1308.5 1318.8 148.8 148.8Reserva Total (GWh) 1981.8 515.3 0.0 515.3

9. Desajuste de señales de corto plazo

Finalmente, cabe destacar, que debido al efecto conjunto de las observaciones expuestas, varias de las cuales se han presentado de forma sistemática en las últimas fijaciones de precio de nudo, se observa un evidente desajuste entre los costos marginales proyectados por CDEC y aquellos proyectados por esta Comisión. Como ya fue mencionado, las últimas proyecciones de la CNE son más cercanas a lo que el CDEC ha estado proyectado como escenarios húmedos, que a aquellas referidas como escenarios medios. La siguiente figura da cuenta de esta situación.

Figura 2. Comparación de proyecciones 12 meses CDEC con proyecciones de las últimas fijaciones de precio de nudo.

Además, como se puede constatar en la Figura 3, existe un preocupante cambio en la tendencia de las proyecciones. Hasta octubre de 2010 existía una alineación consistente y coherente entre las proyecciones de ambas entidades, situación que se revierte a contar de esa fecha, desde donde se observa que las estimaciones de la CNE se encuentran sistemáticamente por debajo de aquellas realizadas por el CDEC.

Figura 3. Comparación de proyecciones 12 meses CDEC con proyecciones de fijaciones de precio de nudo desde oct 2008.

0

50

100

150

200

250

300

Octub

re Noviembre

Diciembre

Ene

ro Feb

rero

Marzo Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octub

reNoviembre

Diciem

bre

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octub

reNoviembre

Diciem

bre

Enero

Febrero

2010 2011 2012 2013

US$/M

Wh

Comparación proyecciones CDEC 12 meses vs CMg CNE fijación precio de nudo

CNE

CDEC Media

CDEC Seca

CDEC Húmeda

0

50

100

150

200

250

300

Octub

re

Diciem

bre

Febrero

Abril

Junio

Agosto

Octub

re

Diciem

bre

Febrero

Abril

Junio

Agosto

Octub

re

Diciembre

Feb

rero Abril

Junio

Agosto

Octub

re

Diciem

bre

Febrero

Abril

Junio

Agosto

Octub

re

Diciem

bre

Febrero

2008 2009 2010 2011 2012 2013

US$/M

Wh

Comparación proyecciones CDEC vs CNE precio de nudo

CNE

CDEC Media

CDEC Seca

CDEC Húmeda

ECLTDA N°034 Santiago, 30 de marzo de 2012 Señor Juan Manuel Contreras Sepúlveda Secretario Ejecutivo Comisión Nacional de Energía Presente

Ref: Observaciones de Empresa Eléctrica Puyehue S.A. y Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo del Sistema Interconectado Central de Abril de 2012.

De nuestra consideración:

Nos referimos a su carta CNE N°96, del 15 de marzo de 2012, sobre la entrega del Informe Técnico Preliminar de Precios de nudo del Sistema Interconectado Central para la fijación de precios de Abril de 2012.

Al respecto, y de acuerdo a lo establecido en el Artículo 282 del Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, a continuación se exponen las observaciones de las Empresa Eléctrica Puyehue S.A. y Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. a dicho informe.

• Modelación temporal de la Demanda

De acuerdo a lo estipulado en el Informe, las curvas de duración utilizadas fueron las mismas de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe “Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período 2004‐2008), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC‐SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003”.

Consideramos que los consumidores y consumos eléctricos han cambiado de manera no despreciable entre la fecha actual y la del informe mencionado del CDEC‐SIC, por lo tanto es pertinente actualizar las curvas de duración, con el objeto de modelar adecuadamente el sistema.

• Plan de obras

Parque eólico Taltal: De acuerdo a lo informado por Enel Chile Ltda. en respuesta de la carta CNE N°36, sobre los proyectos que nuestra empresa tenga en construcción, para su consideración en la elaboración del programa de obras correspondiente al proceso de fijación de precios de nudo de abril del presente año, la fecha de entrega a operación comercial del proyecto Parque eólico Taltal, ligado a la concesión eólica Taltal, se encuentra proyectada para enero de 2014, y su punto de conexión se proyecta en conexión vía Tap‐off o subestación seccionadora, en la línea de 220 kV ubicada entre las subestaciones Paposo y Diego de Almagro.

En consecuencia, agradeceremos incorporar las observaciones señaladas anteriormente al Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril 2012.

Sin otro particular, le saluda atentamente,

Luigi Sciaccaluga Nordenflycht Gerente de Asuntos Comerciales y Regulatorios

Empresa Eléctrica Puyehue S.A. Empresa Eléctrica Panguipulli S.A

Enel Chile Ltda.

OBSERVACIONES ALINFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE PRECIOS DE NUDO DE ABRIL DE 2012 DEL SIC

Detalle de las observaciones:

N° UBICACIÓN DE LA OBSERVACIÓN

INFORME PRELIMINAR

OBSERVACIÓN SUGERENCIA

1 Punto 4.2, página 11, Cuadro N°4: PROGRAMADE OBRAS DEL SIC (EN CONSTRUCCIÓN) – ANEXO N°5, Punto 13.7.1, Cuadro N°24, página 57.

Obras de Transmisión en Construcción.

Las siguientes obras de transmisión en construcción tienen fechas de entrada en servicio que difieren de las resultantes de la aplicación de los plazos contenidos en los decretos y resoluciones respectivas:

• Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I: marzo 2015. Segundo Transformador • Ancoa 500/220 kV: enero 2016. Nueva Línea 2x220 kV L• o Aguirre - Cerro Navia 220 kV: abril 2016.

• Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x220 kV, tendido del primer circuito:marzo 2017. Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x 500 kV: marzo 2017.

•

• Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x 500 kV: marzo 2017. Nueva Línea Pan de Azú• car-Polpaico 2x 500 kV: marzo 2017. Nueva Línea 2x220 Ciru• elos-Pichirropulli: tendido del primer

Actualizar la fecha de las siguientes obras de transmisión:

• Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I: agosto 2015. Segundo Transform• ador Ancoa 500/220 kV: abril 2016. Nueva Línea 2x220 kV L• o Aguirre - Cerro Navia 220 kV: abril 2017.

• Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x220 kV, tendido del primer circuito:julio 2017. Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x 500 kV: julio 2017.

•

• Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x 500 kV: julio 2017. Nueva Línea Pan de Az• úcar-Polpaico 2x 500 kV: julio 2017. Nueva Línea 2x22• 0 Ciruelos-Pichirropulli: tendido del primer circuito: enero 2018. Nueva Línea 1x220 kV A• . Melipilla – Rapel: abril 2018.


INFORME PRELIMINAR


circuito: septiembre 2017Nueva Línea 1x220 kV A

. • . Melipilla –

Rapel: enero 2018. Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre – A. Melipilla: enero 2018.

•

• Lo Aguirre – A. Nueva Línea 2x220 kV Melipilla: abril 2018.

2 Punto 4.2, página 13, Cuadro N° 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN) – ANEXO N°5, Punto 13.7,

Obras Recomendadas de Transmisión.

La uen s vResoluci

• Línea Cautín-Ciruelos 2x220 kV II:

operad

Se solicita modificar la fecha de entrada en servicio de esta obra a enero 2019, o bien, clarificar que se trata del proyecto “Línea Cautín-Ciruelos 2x500kV, operada en 220kV”

Cuadro N°23, página 55.

sig iente obra tiene una fecha de puesta er icio que difiere de la informada en la

ón Exenta N° 232:

enero 2017

Esta fecha corresponde a la entrada en servicio de la línea Cautín-Ciruelos 2x500kV,

a en 220kV.

3 Sistema de Transmisión.

Modelación del SIC en el OSE2000.

ibe la modelación

para tramos relevantes del

e la Comisión al respecto, es

l u aplicaci criterio N-1 en el modelo utilizado para este

e solicita a la Comisión:

• Detallar en un cuadro los tramos relevantes del sistemla aplicación

Punto 4.11.3, página 21, El tercer punto que descrde los sistemas de transmisión indica lo siguiente:

“Criterio N-1sistema.”

A fin de evitar confusiones y clarificar la posición dconveniente identificar en un cuadro todos os tramos q e consideran la ón del

Informe. En particular, se requiere la especificación de los tramos de transformación 500/220kV del Sistema Troncal a los cuales les fue aplicado el

S

a que consideran de un criterio N-1.

os de transformación nsideran la aplicación

del criterio N-1. Recomendar como obras futuras todos aquellos tramos de transformac

• Aclarar si los tramde 500/220 kV co

• ión en

500/220 kV utilizados en la modelación para efectos de este informe y que no hayan sido considerados en el Estudio de Transmisión Troncal.


INFORME PRELIMINAR


criterio.

4 Punto 4.11.3, página 21, Sistema de Transmisión.

Modelación del SIC en el OSE2000.

El quinto punto que describe la modelación de los sistemas de transmisión no tiene texto.

• Se solicita incorporar el texto o eliminar el punto si es que la enumeración de consideraciones contempla solo 4 puntos.

5 ANEXO N° 4, Punto 12.2.1, página 39, Fórmula de Indexación. sto de

Falla. En el punto b) se presenta el valor BT2o sin unidades.

Se cBT2o.

ANEXO N° 4: Actualización valor Co

En el punto a) se presenta el valor BT1Ao sin unidades.

soli ita explicitar las unidades para BT1Ao y

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC DE ABRIL DE 2012

Se presentan a continuación las observaciones del representante del Segmento de Clientes Libres en el Directorio del CDEC-SIC al Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo del SIC de abril de 2012.

1 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC

En la Sección 14.6 del informe se señala que “la metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales térmicas y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fija y variable) y falla”.

Al igual que lo hemos hecho presente en oportunidades anteriores, entendemos que existe un error en el texto mencionado, por cuanto a nuestro juicio debiera decir “la metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales generadoras y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fija y variable) y falla”. En efecto, la Ley Eléctrica, en su artículo 162°, cuando se refiere a la determinación del programa de obras de generación y transmisión que minimiza el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamientos durante el período de estudio, no hace distingos entre centrales térmicas y aquellas que no lo son. En consecuencia, todas ellas deben ser representadas con sus costos de inversión y de operación en el proceso de optimización de su fecha de puesta en servicio a una tasa de descuento de 10% anual y no solo algunas de ellas.

Si, por el contrario, la Comisión hubiera optado por dejar fijas en ciertas fechas los proyectos genéricos hidroeléctricos de largo plazo, sin desplazarlos en el tiempo durante el proceso de búsqueda del programa óptimo, y modificado solamente la fecha de puesta en servicio de las centrales térmicas, no estaría cumpliendo con lo que establece la Ley. De hecho, estaría considerando que la TIR de los proyectos hidroeléctricos sería cercana a un 27%1, por cuanto estarían “tomando precios” de los proyectos termoeléctricos. Si

1 Este cálculo está hecho con el objeto de mostrar en forma simplificada el efecto de calcular

la TIR teniendo en cuenta que, en caso de no desplazar las fechas, la producción hidroeléctrica se valoriza al costo alternativo, considerando para ello centrales a carbón (cuyas fechas sí se desplazan). Si se utiliza un precio de largo plazo del carbón de 128.23 US$/ton (página 33 del informe), un consumo específico de 0,35 kg/kWh y un costo variable no combustible de 6,3 US$/MWh (página 15), el costo variable con centrales a carbón resulta igual a 51.1 US$/MWh. Su costo de inversión es de 2350 US$/kW (página 47) y su gasto fijo anual es al menos de 10 US$/kW (no lo indica el informe, pero este valor supuesto subvalúa el cálculo de la TIR); en consecuencia, considerando un factor de planta de 90% y una vida de 30 años ellos agregan 32,9 US$/MWh, con lo cual el costo total termoeléctrico alcanza a 84,0 US$/MWh. A este precio, una central hidroeléctrica con factor de planta de 80% percibe un beneficio anual de 589 US$/kW. Si se considera una inversión de 2.000 US$/kW (página 50), gastos fijos anuales de un 2% de la inversión (no se indica, pero esta es una cifra razonable para un mix centrales y líneas) y una vida de 50 años, se tiene una TIR de 27%.

bien en la realidad esto puede ocurrir, entre otros motivos por la concentración en la propiedad de los derechos de aguas (tema que merece una discusión en otras instancias), la Ley establece que para efectos del cálculo de Precios de Nudo debe considerarse una TIR de 10%.

En definitiva, se solicita a la Comisión Nacional de Energía tenga a bien modificar el texto antes referido, si se trata de un error de redacción, o que, en caso contrario, reformule el programa de obras conforme con lo que establece la normativa vigente.

2 COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN

La Comisión continua utilizando como base para este parámetro el “Estudio de Costo de Falla de Larga Duración” 2 remitido al CDEC SIC con carta CNE N° 1410 de 20 de Septiembre de 2007, el cual fundamenta las cifras ponderando el costo de cada usuario por la energía demandada, sin utilizar una curva de oferta de energía fallada. Lo anterior fue observado en abril de 2010, oportunidad en que se indicó, además, lo siguiente:

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

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

En consecuencia, se reitera la necesidad de considerar este antecedente con ocasión del nuevo estudio de Costo de Falla que corresponderá realizar en conformidad al Reglamento de la Ley Eléctrica, de modo de revisar en esa oportunidad los valores utilizados, generando e incluyendo al menos una curva de oferta de energía fallada a partir de información similar a la que aparece en el mismo estudio mencionado. En consecuencia, se continúa a la espera de la revisión a que se refirió la Comisión en su respuesta a las observaciones de la fijación de Precios de Nudo de octubre de 2010.

3 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Este tema ha sido abordado en detalle en observaciones de informes anteriores y se está a la espera de la revisión a que se refirió la Comisión en su respuesta a las observaciones de la fijación de Precios de Nudo de octubre de 2010. En consecuencia, se reitera el planteamiento ya hecho sobre esta materia.

2 Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING, desarrollado por la

Fundación para la Transferencia Tecnológica, de fecha marzo de 2006.

En el gráfico de la página siguiente se muestra como fue abastecida la máxima demanda en el período entre el 1 de enero y el 31 de agosto de 2011. Se trata del día miércoles 29 de junio que presenta la demanda máxima en todo el período y, además, la demanda máxima en horas de punta. Posteriormente, para mostrar los resultados en una escala más adecuada se indica para cada hora la composición del aporte correspondiente a los últimos 200 MW. Para finalizar se muestra similar información para dos días de demanda máxima del año 2010.

Se aprecia el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia durante las horas de demanda máxima anual (con las cuales corresponde, de acuerdo a la Ley, calcular el costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada de cada subsistema eléctrico) corresponden a motores y turbo gas en ciclo abierto operando con petróleo diesel. Se indica, además, los costos de inversión reales, según fue informado por sus propietarios al solicitar las aprobaciones ambientales (en general se muestra cuando el dato está disponible en forma pública). Se aprecia que estas cifras son significativamente inferiores a aquellas que se proponen en el informe técnico, esto es, un costo de inversión cercano a 735 US$/kW más una subestación eléctrica con un costo unitario cercano a 75 US$/kW y una línea de interconexión al SIC, con un costo cercano a 22 US$/kW, lo que totaliza 832 US$/kW (se señala “cercano a” porque, al parecer, se traspapeló una hoja en el informe que completa el punto 10.2, de modo que solo se ha estimado el valor usado como similar al de la fijación anterior, a partir de las cifras que se indican en 10.2.1). Así, este costo en que se basa el precio de la potencia es significativamente más alto que los costos reales informados por los propietarios de centrales que se han instalado en los últimos años para abastecer potencia de punta. Si bien muchos de estos nuevos equipos no son nuevos, y la utilización de sus costos de inversión podría hacer necesario ajustar algunos parámetros, como su disponibilidad, existe una diferencia tan significativa entre los costos reales y los usados por la Comisión que amerita una revisión de estos últimos. La sobrestimación de costos mencionada en el párrafo anterior no solo no corresponde al dar lugar a un precio excesivo de la potencia de punta, sino porque además, a través del cálculo de la potencia firme (que disminuye los ingresos de todos los generadores al existir un exceso de potencia instalada), afecta la expansión óptima del sistema eléctrico. Esta inconsistencia promueve una excesiva instalación de equipos de bajo costo de inversión y alto costo variable (motores y turbinas diesel en ciclo abierto), como ha venido ocurriendo durante los últimos años, en desmedro de unidades económicamente más eficientes, de mayor costo de inversión y menor costo variable. Es así como entre los años 2007 y 2010 se incorporaron al SIC aproximadamente 2.100 MW de nueva capacidad instalada; de ellos 1.500 MW (un 71%) correspondieron a motores o turbogas en ciclo abierto, todos ellos diesel.

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5,800

5,900

6,000

6,100

6,200

6,300

6,400

6,500

6,600

6,700

HORA

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

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

Placilla 264 US$/MWh

Chiloé 259 US$/MWh

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

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

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

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

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

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

Antilhue 234 US$/MWh Tgas

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

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

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

Embalses 1 197 US$/MWh

Punta Colorada IFO

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

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

MW

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

HORA

Día 29 de junio de 2011 Composición de los últimos 200 MW aportados

Emelda U2 409 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 444 US$/kW



Chiloé 259 US$/MWh





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






Punta Colorada IFO


Hidro inc. embalses, CCGT, Cogen, Carbón11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

5,300

5,500

5,700

5,900

6,100

6,300

6,500 Día 21 de julio de 2010Horcones 236 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 154 US$/kW


Linares Norte 185 US$/MWh




Colihues 176 US$/MWh Ref SEIA: Mot 400 US$/kW






MW

3,700

4,200

4,700

5,200

5,700

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


Quintay 192 US$/MWh



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

Ancud 188 US$/MWh




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










MW

Observaciones al “Informe técnico preliminar precios de nudo” · Dirección de Operación –...

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