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BOLETÍN TÉCNICO

Nº 72

Informe mensual de operación eléctrica SING

Marzo de 2014

NOTA IMPORTANTE: ACENOR A. G. confecciona mensualmente este boletín del SING en base a información pública, sólo con carácter informativo para sus asociados, por lo que no se responsabiliza de la veracidad, exactitud o integridad de la información, ni de las decisiones, acciones o resultados que se obtengan del uso de la misma.

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ÍNDICEPáginas

1.- RESUMEN EJECUTIVO……………………………… 022.- ESTADÍSTICAS DE LA OPERACIÓN……………… 03 2.1.- Generación Anual.…………………………. 03 2.2.- Generación Mensual……………………….. 043.- PRECIOS………………………………………………. 07 3.1.- Costos Marginales…………………………………. 07 3.2.- Precios Medios de Mercado……………………….. 11 3.3.- Precios de Nudo de Corto Plazo……………………. 124.- NOVEDADES………………………………………….. 12

1.- RESUMEN EJECUTIVO SING- En marzo de 2014 el costo marginal promedio en la barra Crucero 220 kV (73,3 US$/MWh) registró un alza

de 11,4% respecto de marzo de 2013 (65,8 US$/MWh) pero fue un 26,1% menor respecto al mes anterior de febrero de 2014 (99,2 US$/MWh), y un 11,5% inferior que el promedio alcanzado durante los últimos 12 meses (82,8 US$/MWh). El alza del costo marginal respecto del mismo mes del año anterior viene dado por el aumento de la producción basada en petróleo diésel.- Respecto al nivel de precios de los clientes libres, medidos por el PMM, se aprecia que a principios de

abril’14 fue de 93,4 US$/MWh, experimentando una ligera alza respecto de los últimos valores de la serie, dentro de un nivel de valores altos comparados con el nivel que se apreciaba a comienzos del 2007.- En relación a los precios de nudo de corto plazo valores definidos en la fijación de octubre de 2013,

consideraron un precio medio en Crucero 220 KV de 85,4 US$/MWh en el cual la componente energía se hace cargo de 71,2 US$/MWh y la componente potencia de 14,2 US$/MWh, precio medio que es 10,7% inferior al de la fijación de octubre del año pasado y 4,8% inferior al de abril del 2013.- En el marco de la cumbre energética que se realiza en el marco de la Semana Cesco, Jorge Gómez, de

Minera Collahuasi, destacó que la nueva demanda energética en el SING se explica por los proyectos mineros en desarrollo, la desalinización y el bombeo de agua, considerando que a 2022 la oferta energética necesariamente deberá venir de fuentes como carbón, gas o ERNC de base. Ante este escenario se requeriría aumentar la utilización de GNL, mejorar la eficiencia del mercado eléctrico, y asegurar la certeza institucional, propiciando la zonificación, evitando sucesivos cambios regulatorios, y garantizando el desarrollo de los proyectos aprobados ambientalmente.- Respecto a la compra de Endesa del 50% de GasAtacama que estaba en manos de Southern Cross tras

pagar US$309 millones, que le otorga una participación relevante en el SING, ella se instala a la par de los otros dos conglomerados mayores de esa zona: Gener y Suez, aunque a diferencia de estas dos compañías, suma centrales que poco y nada despachan en el SING, pues durante febrero, y pese a contar con una capacidad instalada total de 781 MW, la compañía generó sólo 60 GWh, mientras Suez o E-CL produjeron 649 GWh y Gener, 507 GWh, respectivamente. Por ello, el desafío de la mayor eléctrica nacional es ahora transformar las plantas en una generadora de base. Y para eso, Endesa ya tiene un plan: utilizar el gas natural.- En el marco de la Cumbre Minería, Energía y Agua, que se realiza en el marco de la Semana Cesco, el

ministro de Energía Máximo Pacheco resaltó que si la energía es el 20% de los costo de las mineras, se requiere que asuman una visión de largo plazo para reducir sus costos energético, agregando que hay que tomar medidas en el corazón de las mineras, como la eficiencia energética, más allá de acciones puntuales como el asociarse a proyectos energéticos. Recalcó además que la minería debe integrar el ahorro energético con una mirada de largo plazo, beneficiando a las empresas y al país en su conjunto. Durante la actividad, el ministro Máximo Pacheco reiteró que la agenda energética que prepara el Gobierno se daría a conocer en mayo próximo, donde se considera incluir aspectos como el ordenamiento territorial y el diálogo social, con un rol orientador del Estado y propiciando por ejemplo el desarrollo de proyectos energéticos en regiones.

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2.- ESTADÍSTICAS DE LA OPERACIÓN SING

2.1.- Generación Anual SING

Figura 1: Evolución generación anual del SING (Fuente: CNE)

De la Figura 1 se aprecia que en los últimos quince años, desde 1999 (8.992 GWh) al 2013 (17.237 GWh) la generación total anual ha tenido un crecimiento promedio anual de 589 kWh anuales, con una tasa anual de crecimiento de 4,8% que ha sido bastante superior a la del 2013/12 (2,9%) pero inferior a de los dos años anteriores (2011 con 5,2% y 2012 con 5,4%). De acuerdo a las cifras que han presentado los tres últimos años se aprecia el fuerte incremento de la generación a carbón, en detrimento de la generación a petróleo (con un repunte durante el 2013) lo que ha repercutido en menores costos del sistema.

En relación a las expectativas para el año 2014, considerando los valores mensuales reales del primer trimestre de 2014 y para el resto del año los valores mensuales del 2013 incrementados en un 4,5%, se obtiene una estimación para el año 2014 de 17.840 GWh, que implica un crecimiento de 3,5% con respecto al año 2013.

Dado que las proyecciones de los analistas indican que la demanda eléctrica de los proyectos mineros seguirá en alza de aquí al 2020, un tema que preocupa es la estrechez relativa que presentaría el SING pues la demanda eléctrica de los nuevos proyectos mineros (Sierra Gorda y Ministro Hales entre otros) no está correlacionada con nuevos proyectos de generación, ya que al menos hasta el año 2016 no entrarían proyectos relevantes de generación convencional, fecha en que se prevé el inicio de operaciones de la central termoeléctrica Cochrane de AES Gener, o mayor disponibilidad de GNL, y adicionalmente preocupa la estrechez local que presenta actualmente la capacidad del sistema de transmisión eléctrica de la zona norte del SING.

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2.2.- Generación Mensual SING

GENERACIÓN

HIDRÁULICA TÉRMICA OTROSTOTAL

PasadaSubtotal

Petróleo Carbón Gas NaturalSubTotal

Cogen. ERNCSubtotal

ene-07 7 7 7 551 596 1.154 0 0 0 1.162

feb-07 7 7 79 592 379 1.051 0 0 0 1.058

mar-07 7 7 87 613 491 1.191 0 0 0 1.198

abr-07 5 5 66 574 533 1.173 0 0 0 1.178

may-07 5 5 205 714 276 1.195 0 0 0 1.200

jun-07 5 5 203 781 162 1.146 0 0 0 1.151

jul-07 5 5 292 812 64 1.167 0 0 0 1.172

ago-07 5 5 351 795 17 1.163 0 0 0 1.168

sep-07 5 5 460 607 95 1.163 0 0 0 1.168

oct-07 5 5 314 747 118 1.179 0 0 0 1.184

nov-07 5 5 317 583 207 1.107 0 0 0 1.112

dic-07 6 6 323 658 208 1.189 0 0 0 1.195

ene-08 7 7 385 643 145 1.174 0 0 0 1.180

feb-08 5 5 310 662 138 1.110 0 0 0 1.116

mar-08 6 6 304 676 203 1.183 0 0 0 1.189

abr-08 5 5 349 669 163 1.180 0 0 0 1.185

may-08 6 6 442 698 86 1.227 0 0 0 1.232

Jun-08 6 6 362 778 53 1.194 0 0 0 1.199

Jul-08 6 6 421 765 5 1.191 0 0 0 1.197

Ago-08 5 5 429 739 60 1.228 0 0 0 1.234

Sep-08 5 5 393 703 72 1.169 0 0 0 1.174

Oct-08 5 5 374 769 95 1.239 0 0 0 1.244

Nov-08 6 6 326 691 220 1.237 0 0 0 1.243

Dic-08 6 6 146 686 471 1.303 0 0 0 1.309

Ene-09 6 6 308 554 417 1.279 0 0 0 1.285

Feb-09 5 5 70 608 479 1.158 0 0 0 1.162

Mar-09 5 5 186 678 406 1.269 0 0 0 1.274

Abr-09 6 6 331 707 190 1.229 0 0 0 1.235

May-09 5 5 358 700 195 1.253 0 0 0 1.258

Jun-09 5 5 353 767 110 1.230 0 0 0 1.235

Jul-09 5 5 381 755 35 1.171 0 0 0 1.176

Ago-09 5 5 420 756 88 1.264 0 0 0 1.269

Sep-09 5 5 383 725 144 1.252 0 0 0 1.258

Oct-09 5 5 277 723 258 1.258 0 0 0 1.263

Nov-09 5 5 218 686 306 1.210 0 0 0 1.215

Dic-09 6 6 114 779 378 1.272 0 0 0 1.277

Ene-10 6 6 189 713 304 1.206 0 0 0 1.212

Feb-10 5 5 293 689 139 1.121 0 0 0 1.126

Mar-10 5 5 288 721 250 1.258 0 0 0 1.263

Abr-10 5 5 294 694 257 1.245 0 0 0 1.250

May-10 5 5 52 754 421 1.227 0 0 0 1.232

Jun-10 5 5 107 746 364 1.217 0 0 0 1.221

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Jul-10 5 5 145 808 337 1.289 0 0 0 1.294

Ago-10 5 5 184 783 322 1.289 0 0 0 1.294

Sep-10 4 4 227 685 358 1.270 0 0 0 1.274

Oct-10 5 5 150 695 415 1.261 0 0 0 1.265

Nov-10 3 3 115 678 470 1.263 0 0 0 1.266

Dic-10 5 5 212 748 395 1.355 0 0 0 1.360

Ene-11 5 5 136 752 391 1.279 0 0 0 1.284

Feb-11 7 7 47 702 384 1.134 0 0 0 1.141

Mar-11 4 4 92 812 397 1.301 0 0 0 1.305

Abr-11 4 4 83 843 369 1.295 0 0 0 1.299

May-11 5 5 35 1.070 268 1.372 0 0 0 1.377

Jun-11 5 5 99 938 298 1.335 0 0 0 1.340

Jul-11 4 4 15 979 266 1.260 0 0 0 1.264

Ago-11 5 5 20 981 315 1.316 0 0 0 1.321

Sep-11 5 5 19 1.052 274 1.345 0 0 0 1.350

Oct-11 6 6 25 996 369 1.390 0 0 0 1.396

Nov-11 6 6 26 909 415 1.349 0 0 0 1.355

Dic-11 7 7 25 1.059 359 1.443 0 0 0 1.449

Ene-12 8 8 5 1.158 220 1.384 0 0 0 1.392

Feb-12 8 8 38 1.129 131 1.298 0 0 0 1.306

Mar-12 8 8 33 1.250 134 1.417 0 0 0 1.426

Abr-12 7 7 94 1.060 223 1.378 0 0 0 1.385

May-12 6 6 61 1.126 220 1.407 0 0 0 1.413

Jun-12 6 6 48 1.098 240 1.387 0 0 0 1.392

Jul-12 6 6 13 1.106 203 1.322 0 0 0 1.328

Ago-12 6 6 11 1.211 195 1.416 0 0 0 1.422

Sep-12 6 6 15 1.127 229 1.370 0 0 0 1.376

Oct-12 6 6 27 1.193 203 1.423 6 0 6 1.435

Nov-12 7 7 40 1.204 139 1.382 9 0 9 1.398

Dic-12 7 7 80 1.238 147 1.465 9 0 9 1.481

Ene-13 7 7 135 1.152 157 1.444 10 0 10 1.461

Feb-13 6 6 59 1.139 111 1.309 8 0 8 1.324

Mar-13 7 7 56 1.207 183 1.446 9 0 9 1.462

Abr-13 6 6 114 1.067 139 1.320 12 0 12 1.338

May-13 6 6 161 1.137 140 1.438 2 0 2 1.446

Jun-13 6 6 126 1.248 44 1.417 13 0 13 1.436

Jul-13 6 6 117 1.160 143 1.421 13 0 13 1.440

Ago-13 6 6 92 1.198 150 1.440 13 0 13 1.459

Sep-13 6 6 38 1.261 114 1.413 12 1 13 1.432

Oct-13 6 6 92 1.258 121 1.471 11 1 12 1.489

Nov-13 7 7 209 1.071 154 1.434 11 1 12 1.453

Dic-13 7 7 124 1.204 152 1.480 8 1 9 1.496

Ene-14 8 8 137 1.168 116 1.421 2 12 14 1.443

Feb-14 7 8 84 1.085 131 1.300 4 16 20 1.327

Mar-14 8 8 91 1.230 140 1.460 10 16 26 1.494

Tabla 1: Participación generación mensual SING (Fuente CDEC-SING)

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Figura 2: Evolución generación mensual del SING (Fuente: CDEC-SING)

Figura 3: Participación generación mensual SING (Fuente CDEC-SING)

• De los datos de la matriz de generación en la Tabla 1 y las Figuras 2 y 3, según datos del CDEC-SING, se aprecia que en marzo de 2014 la generación mensual (1.494 GWh) fue 2,3% superior a la de marzo de 2013 (1.461 GWh) y 12,6% superior a la de febrero 2014 (1.327 GWh) y que la generación del primer trimestre de 2014 solo ha tenido un 0,4% de crecimiento con respecto al primer trimestre de 2013.

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• Al analizar los datos de la matriz de generación en la Tabla 1 y la Figura 3 se aprecia que en cuanto al mix para marzo del 2014, el carbón aportó un 82,3%, el gas natural un 9,4%, el petróleo o derivados un 6,1%, otros (principalmente ERNC) un 1,7%, y el hídrico un 0,5%. En consecuencia, el carbón y el gas natural representaron en el SING el 91,7% de la generación durante marzo de 2014. Asimismo, se aprecia que en marzo de 2014 la generación abastecida a petróleo aumentó levemente su participación respecto de marzo 2013 y de febrero de 2014.• Se aprecia que pese a que hasta el momento no existe generación ERNC de importancia en el SING (sólo operan las centrales fotovoltaicas Huayca I y El Aguila I y a central eólica Valle de los Vientos) la región posee un excelente potencial para el desarrollo de tecnologías fotovoltaicas y eólicas, como lo prueba el hecho de varias plantas fotovoltaicas y eólicas en construcción.

3.- PRECIOS SING

3.1- Costos Marginales SING S/E Crucero 220 kV (US$/MWh)

Meses Cmg prom Cmg máx Cmg mínene-07 35,5 170,5 27,6feb-07 63,0 208,9 29,5mar-07 72,1 267,4 26,9abr-07 65,0 204,6 29,8may-07 100,7 292,0 30,5jun-07 101,0 277,3 33,2jul-07 139,7 279,2 31,3ago-07 143,6 310,2 37,2sep-07 138,9 305,9 37,0oct-07 140,9 316,1 36,1nov-07 194,1 394,5 36,8dic-07 162,6 459,9 36,8ene-08 203,9 498,4 43,9feb-08 174,4 507,2 44,7mar-08 163,0 337,2 50,9abr-08 200,7 512,9 49,4may-08 231,4 501,8 56,5jun-08 236,6 494,8 50,8jul-08 233,8 502,6 55,2ago-08 290,6 618,2 60,7sep-08 236,0 587,4 58,5Oct-08 188,5 380,7 64,6Nov-08 162,6 383,1 52,9Dic-08 105,3 317,9 53,8Ene-09 111,4 279,3 55,3Feb-09 89,5 252,6 49,3Mar-09 92,1 205,8 54,1Abr-09 104,3 213,6 42,5May-09 103,8 266,7 46,6Jun-09 120,0 256,4 52,3Jul-09 123,3 311,6 70,4

Ago-09 127,3 242,5 58,2Sep-09 139,5 352,8 43,1

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Oct-09 109,5 333,2 53,2Nov-09 120,4 373,2 42,1Dic-09 89,2 194,3 35,7Ene-10 100,6 231,6 36,5Feb-10 149,0 343,6 40,1Mar-10 144,3 294,9 41,4Abr-10 143,8 323,5 41,7May-10 100,9 415,2 35,2Jun-10 119,9 228,9 49,8Jul-10 114,3 223,8 52,0

Ago-10 107,4 300,2 47,0Sep-10 120,1 222,4 50,5Oct-10 108,0 188,4 44,9Nov-10 123,7 222,4 45,2Dic-10 122,9 326,6 49,6Ene-11 104,6 372,9 37,4Feb-11 95,7 390,6 21,4Mar-11 118,9 366,8 41,8Abr-11 130,9 485,8 34,7May-11 104,4 373,1 57,2Jun-11 125,4 545,2 34,9Jul-11 76,1 326,3 34,1



Ago-13 79,8 323,6 38,4Sep-13 64,1 271,0 37,3Oct-13 88,7 358,3 45,8

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Nov-13 88,0 471,7 36,4Dic-13 95,2 347,5 42,0Ene-14 93,4 468,6 41,8Feb-14 99,2 261,9 42,3Mar-14 73,3 253,1 41,8

Prom. últ. 12 meses 82,8 334,4 41,0Prom. 24 meses 84,5 352,2 44,7

Tabla 2: Evolución costos marginales SING últimos meses (Fuente: CDEC-SING)

Figura 4: Evolución costos marginales promedio en el SING (Fuente: CDEC-SING)

• En marzo de 2014 el costo marginal promedio en la barra Crucero 220 kV (73,3 US$/MWh) registró un alza de 11,4% respecto de marzo de 2013 (65,8 US$/MWh) pero fue un 26,1% menor respecto al mes anterior de febrero de 2014 (99,2 US$/MWh), y un 11,5% inferior que el promedio alcanzado durante los últimos 12 meses (82,8 US$/MWh). El alza del costo marginal respecto del mismo mes del año anterior viene dado por el aumento de la producción basada en petróleo diésel.

• Al analizar las figuras 3 y 4 se observa la evolución del mix de generación desde el año 2000 a la fecha, y ante un predominio de una generación basada en gas natural y carbón en el pasado, el costo marginal permaneció en valores cercanos a 30 US$/MWh. Como la operación con diesel se ha mantenido en niveles altos a partir de 2007, los costos marginales han mostrado una tendencia alcista, consistente con la falta de gas natural y el aumento de precio de los combustibles fósiles, en especial durante el 2008. Ahora, en el último tiempo, esta tendencia se ha revertido con la menor utilización del diesel, dando cabida a una mayor participación del gas natural y el carbón en la generación, lo que ha permitido una disminución del costo marginal, aunque sin llegar a los niveles que se observaron a principios del 2007 y antes, como se observa en la Fig. 4.

• Respecto a proyecciones de costos marginales en el SING, como este es un sistema totalmente térmico el costo marginal está dado por los precios de los combustibles (la paridad de precios entre el GNL y el diésel, influirán directamente en el nivel de costos marginales que se observen en el sistema). En todo caso de las proyecciones de costos marginales en el SING se aprecia que son altamente sensibles a la demanda y los mantenimientos de las unidades generadoras que se consideren, y a nivel de consultores se señala

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que las empresas mineras e industrias enfrentarían durante el 2014 un mayor costo de energía, alza tendría que ver con el aumento en la demanda, dado que no hay capacidad nueva que entre en operaciones este año 2014.

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3.2.- Precios Medios de Mercado del SING

Figura 5: Evolución precio medio de mercado SING (Fuente: CNE)

Al observar los PMM de la Figura 5 se aprecia que el PMM base a principios de abril’14 fue de 93,4 US$/MWh, experimentando una ligera alza respecto de los últimos valores de la serie, dentro de un nivel de valores altos comparados con el nivel que se apreciaba a comienzos del 2007 (50,5 US$/MWh), pues en prácticamente seis años los precios medios de los clientes libres del SING, medidos en dólares, más que se han duplicado, aunque siguiendo el alza de los combustibles. Si se compara dicho valor de 93,4 US$/MWh con respecto a los precios medios base de 112,4 y 98,6 US$/MWh, fijados en las fijaciones de abril y octubre de 2013, respectivamente se tiene una disminución de 16,9% con respecto al de abril de 2013 y de 5,3% respecto de octubre de 2013.

Lo anterior es consistente con el hecho que los clientes mineros e industriales del norte enfrentarían durante el 2014 un mayor costo de energía, ello porque según estimaciones del CDEC-SING habrían alzas del costo marginal por el aumento en la demanda ante la ausencia de capacidad nueva que entre en operaciones este año, lo que iría disminuyendo paulatinamente la holgura en generación a carbón del sistema, impactando en el costo de producción de las empresas que no cuentan con contratos de suministro de largo plazo o que deben comprar energía en el mercado spot.

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3.3.- Precios de Nudo de Corto Plazo del SING

Figura 6: Evolución precios de nudo SING últimas fijaciones tarifarias (Fuente: CNE)

De acuerdo a lo establecido por la Ley General de Servicios Eléctricos, los precios de nudo se calculan cada seis meses, en los meses de abril y octubre de cada año. La Ley también establece que estos valores deben reajustarse cuando, al aplicar las respectivas fórmulas de indexación, el precio de nudo de energía o potencia experimente una variación acumulada mayor al 10% dentro del semestre en el cual fueron fijados. Los valores definidos en la fijación de octubre de 2013, de acuerdo con el informe de precios de nudo de corto plazo, consideraron un precio medio en Crucero 220 kV de 85,4 US$/MWh en el cual la componente energía se hace cargo de 71,2 US$/MWh y la componente potencia de 14,2 US$/MWh, precio medio que es 4,8% inferior al de la fijación de abril pasado y 10,7% inferior a la de octubre del 2012.

4.- NOVEDADES SING

- Desalación y nuevos proyectos impulsarán demanda energética del SING : En el marco de la cumbre energética que se realiza en el marco de la Semana Cesco, Jorge Gómez, de Minera Collahuasi, destacó que la producción de cobre ha tendido a estancarse por una baja en las leyes, la incertidumbre por la oferta y los costos del suministro energético y las crecientes exigencias normativas y sociales, entre otros factores. Advirtió que Chile afronta crecientes costos energéticos, por lo que otros países como Perú y el Congo han ido tomando ventajas. En ese contexto, Jorge Gómez explicó que los clientes del SING han debido soportar altos precios en los últimos años, por factores como la restricción de gas desde Argentina, ante lo cual las compañías debieron recurrir al diésel y a un GNL alto. Adema se produjo el ingreso de nuevas termoeléctricas a carbón. Por otra parte detalló que en el SING el 90% de la demanda corresponde a mineras, con un consumo 24×7, a lo que se suma el hecho que los centros de consumo eléctrico se encuentran alejados de los lugares de generación. Explicó que la nueva demanda energética en el SING se explica por los proyectos mineros en desarrollo, la desalinización y el bombeo de agua, considerando que a 2022 la oferta energética necesariamente deberá venir de fuentes como carbón, gas o ERNC de base. Ante este escenario se requeriría aumentar la utilización de GNL, mejorar la eficiencia del mercado eléctrico, y asegurar la certeza institucional, propiciando la zonificación, evitando sucesivos cambios regulatorios, y garantizando el desarrollo de los proyectos aprobados ambientalmente.

- Endesa estudia sumarse a GNL Mejillones (Fuente: Pulso, 04.04.14): La semana en curso es una de las mejores en muchos años para Endesa Chile. En apenas tres días, la firma dio inicio oficial a la construcción

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http://www.mch.cl/2014/04/10/collahuasi-desalacion-y-nuevos-proyectos-impulsaran-demanda-energetica-del-sing/




http://www.revistaei.cl/2014/04/04/endesa-estudia-sumarse-al-gnl-mejillones-para-abastecer-gasatacama/


de la central Los Cóndores -que costará US$661 millones y que es su mayor proyecto hídrico tras Ralco- y además concretó la compra del 50% de GasAtacama que estaba en manos de Southern Cross tras pagar US$309 millones. Con estas dos operaciones, la empresa agregará una capacidad instalada de 540,5 MW, lo que implica un crecimiento importante justo cuando en el mercado había dudas sobre la real capacidad de Endesa de desarrollar nuevas iniciativas de generación y de crecer. La compra de GasAtacama, luego de que la compañía decidiera ejercer su opción preferente que le permitía superar cualquier oferta presentada por un tercero, en este caso la australiana Origin Energy, le otorgó una participación relevante en el SING, con lo que se instala a la par de los otros dos conglomerados mayores de esa zona: Gener y Suez. Pero a diferencia de estas dos compañías, GasAtacama es hoy una suma de centrales que poco y nada despachan en el SING. Durante febrero, y pese a contar con una capacidad instalada total de 781 MW, la compañía generó sólo 60 GWh, mientras Suez o E-CL produjo 649 GWh y Gener, 507 GWh. Por ello, el desafío de la mayor eléctrica nacional es ahora transformar las plantas en una generadora de base. Y para eso, Endesa ya tiene un plan: utilizar el gas natural. Esto, porque ha sido precisamente la falta de gas natural la razón por la que GasAtacama no ha podido acceder a contratos ni tampoco a utilizar la capacidad del terminal de Mejillones, cuya propiedad comparten Suez y Codelco. “Nosotros compramos centrales que produzcan energía. Esas centrales generan con diésel y cubren cuando hay problemas en las otras centrales del SING. Nosotros queremos convertirlas en centrales de base”, explicó Joaquín Galindo, gerente general de Endesa Chile ¿Qué alternativas tiene la compañía para reactivar la operación de la generadora? Galindo especifica dos: sumarse al GNL Mejillones o construir un terminal propio, iniciativa que ya tenía avanzada la administración liderada por Rudolf Araneda. “Nosotros tenemos dos posibilidades con GasAtacama. Bien tomar el gas y acceder a la ampliación de capacidad que ha anunciado Suez que se haría en el momento en que se cree una demanda suficiente o bien desarrollar el proyecto que tiene GasAtacama de desarrollar un terminal flotante en la bahía de Mejillones”, agregó Galindo. ¿Qué ocurrirá con la plana mayor de GasAtacama? Fuentes de Endesa plantean que este tema está en evaluación, luego de que Endesa asumiera el control de la generadora termoeléctrica.

- CNE destaca que interconexión permitirá aumentar la competencia : La autoridad explicó que una interconexión troncal posibilita la unión de los mercados, conformándolos en uno solo, permitiendo un efectiva competencia en el mercado de la generación, aspecto crítico frente a las próximas licitaciones eléctricas. En este contexto, Romero indicó que el regulador debe velar para que existan las condiciones necesarias para que se pueda disponer de un servicio suficiente, seguro, de calidad y económico para los clientes. Junto a lo anterior indicó que actualmente se encuentran en curso los estudios de ampliación del sistema de transmisión, y existe el mandato legal de analizar las alternativas de interconexión disponibles, ante lo cual se evaluará tanto la propuesta de la CNE como el proyecto de interconexión que impulsa el sector privado. Además recordó que el Gobierno es quien tiene el rol de definir la política energética, considerando que en esa área no debería producirse una intromisión de instancias como el Panel de Expertos en lo referido a dictámenes que pudieran limitar el desarrollo de un sistema de transmisión robusto y con las holguras necesarias. De igual forma coincidió con el ministro Máximo Pacheco en que en la industria minera existen los espacios para reducir sus consumos eléctricos, resaltando que el Gobierno debe velar por el bien común.

- Ministro Pacheco: Mineras deben integrar el ahorro energético con mirada de largo plazo : En el marco de la Cumbre Minería, Energía y Agua, que se realiza en el marco de la Semana Cesco, el ministro de Energía Máximo Pacheco se refirió a la importancia de la minería en la economía nacional, destacando el reconocimiento de Chile como país minero. También hizo alusión a la distancia que hay entre la sociedad y la minería, que es vista como una vaca lechera, dejando la inquietud respecto a sí la industria también no cae en la toma de decisiones de corto plazo condicionados por factores como las variaciones en los precios de energía. La autoridad resaltó que si la energía es el 20% de los costo de las mineras, se requiere que asuman una visión de largo plazo para reducir sus costos energético, agregando que hay que tomar medidas en el corazón de las mineras, como la eficiencia energética, más allá de acciones puntuales como el asociarse a proyectos energéticos. Recalcó además que la minería debe integrar el ahorro energético con una mirada de largo plazo, beneficiando a las empresas y al país en su conjunto. Durante la actividad, el ministro Máximo Pacheco reiteró que la agenda energética que prepara el Gobierno se daría a conocer en mayo próximo, donde se considera incluir aspectos como el ordenamiento territorial y el diálogo social, con un rol orientador del Estado y propiciando por ejemplo el desarrollo de proyectos energéticos en regiones. En esta línea, la autoridad explicó que uno de los pilares del desarrollo energético será el Estado, que

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http://www.mch.cl/2014/04/11/ministro-pacheco-mineras-deben-integrar-el-ahorro-energetico-con-mirada-de-largo-plazo/

http://www.revistaei.cl/2014/04/10/cne-destaca-que-interconexion-permitira-aumentar-la-competencia/


asumirá un rol orientador y articulador al momento de proyectar la matriz energética, labor que realizó por ejemplo cuando se vivió la crisis del gas. El ministro manifestó que el sistema eléctrico es privado y lo seguirá siendo, indicando que el Estado debe velar porque las empresas realicen sus proyectos respetando la normativa y el medio ambiente. En ese contexto, mencionó que el Estado debe hacerse cargo del ordenamiento territorial, comentando que “nuestra obligación es escuchar a las comunidades”. Junto a lo anterior explicó que se trabaja para reducir las barreras de entradas a los nuevos actores, explicando que las licitaciones de las distribuidoras eléctricas son una buena instancia para promover el desarrollo de nuevas empresas.

- AES Gener asegura que los impuestos verdes impulsarán más de 20% costo de energía: El gerente general de AES Gener, Luis Felipe Cerón, concurrió a Valparaíso para exponer sobre la reforma tributaria, frente a la comisión de Hacienda de la Cámara, instancia en la que cuestionó la finalidad de los impuestos verdes que contempla el proyecto, asegurando que la única consecuencia será una fuerte alza en el costo de la energía. “El efecto que tienen los llamados impuestos verdes, que por lo demás no tienen ningún impacto positivo en el medio ambiente, es que encarecen definitivamente la energía. En régimen, las cuentas debieran subir en alrededor de un 22% al usuario final, si el proyecto queda así”, aseguró Cerón. Es decir, de una cuenta de $ 30 mil, habría un alza de más de $ 6 mil”, lo que sería paulatino, pero que comenzaría a partir del próximo año. Como explica el ejecutivo, más que el impuesto en sí, el impacto se da por la nueva tecnología que tendría que aplicar la industria, ya que por el tema de las emisiones no sería conveniente invertir en carbón, se empezaría a invertir en gas, y este sistema sería mucho más costoso. Adicionalmente, advirtió que “estos impuestos verdes van orientados hacia la generación termoeléctrica que ya tiene una norma de emisión muy exigente, de hecho tienen los niveles más exigentes del mundo, por lo tanto eso no va a mejorar”. Lo mismo ocurriría con el impuesto al CO2 que “no tiene ningún impacto local, es un tema global y es un impuesto que no tiene ningún país en América”. Según Cerón, es mucho más eficiente, “si queremos bajar las emisiones, sacar regulaciones para otras industrias que emiten y que no están reguladas hoy. Por ejemplo, cementeras y minería”, entre otras. Respecto al impacto en la industria, Cerón añadió que estos impuestos van a agravar una situación ya compleja del sector eléctrico. “Tenemos una falta de inversión y pese a los esfuerzos que va a tener el gobierno en su agenda energética, esto lo va a poner bastante cuesta arriba con los mayores costos que se generan”, concluyó.

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