COMENTARIOS DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN Y DE …

Dirección de Operación – Dirección de Peajes 1/3

COMENTARIOS DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN Y DE PEAJES

DEL CDEC-SIC AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR

DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC

OCTUBRE DE 2013

1. Modelación del Sistema de Transmisión

• La limitación modelada para el tramo Cardones 220->Maitencillo 220 es mayor a

la utilizada en la operación real del sistema. Se sugiere utilizar como limitación un valor en torno a 420 MW en vez de los 490 MW modelados.

• La limitación modelada para el tramo Los Vilos 220->Nogales 220 es mayor a la utilizada en la operación real. Se sugiere utilizar como limitación un valor en torno a 224 MW en vez de los 320 MW modelados.

• Los parámetros eléctricos utilizados para la modelación del tramo Polpaico 220-

>Polpaico Desf 220 no corresponden a los parámetros reales. El valor correcto para la reactancia del tramo es 5.5925 Ohm (considerando los dos transformadores operando en paralelo).

• El tramo Lo Aguirre 220 -> Cerro Navia 220 se modela operando cerrado (en

servicio) para el periodo septiembre 2015 a mayo de 2017, que corresponde al periodo que media entre la puesta en servicio de la S/E Lo Aguirre (y con ello seccionamiento de la actual línea Rapel – A. Melipilla – Cerro Navia 2x220 kV) y la puesta en servicio de la nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, 2x1500 MVA. De acuerdo a nuestros análisis, operar este tramo cerrado antes de la entrada de la nueva línea provoca la saturación del tramo en un conjunto importante de condiciones de operación, por lo que se propone analizar la pertinencia de operar (modelar) este tramo abierto en el periodo señalado, de modo que no se produzcan desacoplos de precios en la zona, en tanto exista capacidad de transmisión por caminos paralelos.

• La puesta en servicio de la nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV,

2x1500 MVA se encuentra modelada en junio de 2017, mientras que en el Cuadro N°4 del ITP se indica como fecha de puesta en servicio octubre de 2018. Se solicita corroborar cuál de las dos fechas correspondería a la más indicada y corregir en consecuencia para mantener la consistencia. En todo caso, debido a los retrasos en el proceso de licitación de la obra en cuestión, nos parece que la fecha de puesta en servicio no debiera ser anterior a junio de 2018.


• La limitación modelada para el tramo Polpaico 220->El Salto 220 es inferior a la utilizada en la operación real. Se sugiere utilizar como limitación un valor en torno a 824 MW en vez de los 323 MW modelados (límite “N” de la línea sería 1640 MW y “N-1” 820 MW a 25°C con presencia de sol.

• La modelación utilizada para el tramo El Salto 220->El Salto 110 considera en

servicio sólo un equipo de transformación. Se solicita considerar los dos equipos de transformación actualmente en operación, modificando los parámetros eléctricos del tramo y la limitación de este, la que debiera ser del orden de los 800 MW.

• Se solicita revisar el criterio utilizado respecto de mantener una operación forzada

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

2. Plan de Obras de Generación

• Se sugiere revisar el punto de conexión de las centrales Hidroeléctrica RM 01 (Alfalfal 2) e Hidroeléctrica RM 02 (Las Lajas). De acuerdo a lo informado a este CDEC por la empresa propietaria de estos proyectos, las centrales se conectarían en las barras Alfalfal 220 y Florida 110 mediante una conexión que considera un enmallamiento de estas dos barras.

• Se sugiere considerar el importante volumen de proyectos eólicos y fotovoltaicos

que han informado su intención de conectarse al SIC en la zona norte en el período 2013-2015, los cuales podrían sumar al menos en torno a 1000 MW aproximadamente.

• De acuerdo a lo informado por el propietario, la central Angostura pondrá en

servicio su primera unidad el 10 de diciembre de 2013 (135 MW), y la central completa el 20 de febrero de 2014 (316 MW totales).

• De acuerdo a lo informado por el propietario, la central Laja I pondrá en servicio

su primera unidad el 1 de noviembre de 2013 (18.4 MW), y la segunda unidad el 1 de abril de 2014 (18.4 MW adicionales).

• De acuerdo a lo informado por el propietario, la central San Andrés se pondrá en servicio no antes del 1 de diciembre de 2013 (40 MW)


3. Modelación de Central Quintero

• Se sugiere revisar la modelación de la central Quintero, operando en ciclo combinado con GNL desde junio de 2020 con 120 MW, dado que el propietario de dicha central ha señalado que no hará efectivo el cierre del Ciclo Combinado.

4. Proyección de Costos Marginales

• Se sugiere revisar la baja que se observa en los CMg de Enero de 2014, habida consideración del pronóstico de deshielos enviado por la Dirección de Operación.

5. Convenios de Riego.

• Se observa que en el 7.5% del total de las etapas y simulaciones, no se cumple el Convenio de Riego del Río Maule. En particular el incumplimiento del convenio es notorio en los meses de enero, febrero y marzo de los años simulados.

• De los resultados se observa que a partir del año 2021 el Lago Laja opera en torno a la cota de colchón de riego para la mayoría de las simulaciones, durante todos los meses del año. Se solicita revisar la operación del Lago.

• Se solicita incorporar para el Lago Laja una cota objetivo de 1317.7 m.s.n.m. al 1

de diciembre de 2013, de acuerdo al Convenio de flexibilización de operación del Lago Laja, informado por Endesa mediante carta GC- N° 034 del 20 de febrero de 2013.

6. Demandas en barra

• Se solicita revisar las demandas en barra de los cuadros N°37, 38, 39, 40 y 41, ya que se observan fuertes variaciones en algunos meses en particular. Por ejemplo, en el cuadro 37, se sugiere revisar los valores indicados para los meses 4, 9, 12, 16, 21 y 24.

Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2013

OBSERVACIONES DE ENDESA

AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL – OCTUBRE DE 2013

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 Título V, Capítulo 1 del D.S. N° 86 de 2012 (“Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo”), a continuación se indican las observaciones de Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) y Filiales al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC) de octubre de 2013, enviado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica.

1. PROGRAMA DE OBRAS EN EL SIC Si bien el programa de obras (PO) del ITP en comento presenta algunas diferencias en relación con el del Informe Técnico Anual (ITA) de Programa de Obras elaborado por la CNE en agosto de 2013, manifestamos a la Comisión que, en lo principal, se mantienen vigentes nuestras observaciones realizadas al mencionado ITA. Éstas y otras observaciones propias de dicho ITP se indican a continuación. 1.1. INSTALACIONES DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DECLARADAS EN CONSTRUCCIÓN

Un análisis de los proyectos declarados en construcción que se encuentran en el programa de obras (PO) del ITP de la CNE se incluyen algunas centrales generadoras que estimamos no podrían cumplir con las fechas de puesta en servicio (PES) allí indicadas. Lo anterior debido a que, al no contar con una aprobación ambiental, no sería viable iniciar físicamente la construcción de ellas y, en consecuencia, si se tienen presentes los plazos de construcción de las mismas, las fechas más tempranas de su PES estarían excediendo las fechas informadas. Los proyectos que a continuación se indican se encuentran en la situación descrita y por lo tanto su fecha de PES debería ajustarse hacia una postergación de las indicadas en el ITP.

Central Hidroeléctrica Río Colorado (15 MW) Fecha PES 03/2015. No cuenta con RCA aprobada tiene un ICSARA emitido en 07/2013.

Central Eólica Los Cururos de 110 MW, ubicada en la zona de Coquimbo. La CNE la incluye en el ITP ingresando en febrero de 2014. Al respecto, cabe indicar lo siguiente: i).- por una parte, no se verifica registro de ingreso y aprobación ambiental de ese proyecto


Pág 2

en el e-SEIA y ii).- por otra parte, información de prensa entregada por su propietaria EPM (abril de 2013), informa que su fecha de puesta en servicio sería en septiembre de 2014 si se considera un inicio de las obras en junio de 2013 y un plazo de construcción de 14 meses. Por lo tanto, solicitamos a la CNE que confirme la fecha de puesta en servicio de este proyecto, considerando que ella no debiera ubicarse antes de fines del año 2014.

Central Hidroeléctrica San Pedro (144 MW) fecha PES 07/2017. Deberá ingresar a tramitación una modificación de su EIA aprobado. La aprobación ambiental y la construcción llevaría a tener en servicio esta central no antes de enero de 2018. No podría estar en construcción sin una modificación de proyecto con RCA aprobada.

1.2. VALOR DE LA INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN, MANTENCIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN.

En el punto 13.3 del ITP, la CNE define en el Cuadro N° 29 costos unitarios genéricos únicos por tecnología de generación, sin explicitar fuentes o referencias válidas para esos valores y principalmente sin incluir una distinción de costos de inversión atendiendo al tamaño y a la ubicación de los proyectos. En relación con los costos genéricos del Cuadro N° 29, cabe señalar que de acuerdo con los antecedentes que dispone ENDESA a raíz de su propia experiencia y de los datos registrados de sus estudios de mercado, dichos valores estarían subestimando valores de costos de inversión realistas que debieran utilizarse en la definición del PO. Dentro del ámbito de lo genérico, ENDESA considera que los costos de inversión de cada tecnología debieran ubicarse en valores dentro del rango indicado en el Cuadro N° 1 de este informe de observaciones.

Cuadro N° 1 Costo de Inversión por Tecnología

Tecnología Costo unitario de inversión

US$/kW

Carbón 2.500 - 3.100

GNL 1.000 – 1.200

Hidro Pasada 2.300 – 3.000

Hidro Embalse 2.100 – 4.500

Eólico 2.700 – 3.000

Solar Fotovoltaico 2.500 – 2.700

Geotérmica 4.700 – 5.100

Biomasa 4.150

1.3. PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN.


Pág 3

Instalaciones de generación recomendadas

a) En el P.O. del Informe, se recomienda el cierre a ciclo combinado de las centrales

Taltal y Quintero operando con GNL en 01/2017 y 06/2020, respectivamente. Al respecto, ENDESA, como propietaria de estas centrales, informa a la CNE que no ha decidido a la fecha el cierre de ambos ciclos.

b) Se observa que en los PO tanto del ITA de Agosto 2013 y del ITP en comento no se incluye ningún proyecto informado por nuestra compañía en julio de 2013, con motivo de la solicitud realizada por la CNE. Tal como se ha señalado anteriormente a la CNE, dichos proyectos, cuyas características principales se resumen en el Cuadro N°2, ya presentan avances en sus desarrollos y poseen características propias que los hacen competitivos frente a proyectos alternativos y análogos a los incluidos en el ITP. Consideramos que tanto las características de costos de esos proyectos (costos de inversión y operación) como el desempeño operacional previsto para los mismos, ameritan su inclusión en el programa de obras de la actual fijación de precios de nudo.

Cuadro N° 2 Proyectos de Generación En Estudio de ENDESA

Nombre del

proyecto

Tipo Potencia

[MW]

Región Fecha estimada

orden de proceder

Fecha estimada

ingreso al sistema

Renaico No convencional 88 IX ene-14 sep-15

Piruquina Hidro Embalse 7.96 X nov-13 ago-15

Punta Alcalde 1 Carbón 370 III jul-14 jul-18

Punta Alcalde 2 Carbón 370 III Jul-18 (*) dic-22

Los Cóndores Hidro embalse 150 VII oct-13 sep-18

Neltume Hidro Pasada 490 XIV jul-15 jul-20

Choshuenco Hidro Pasada 138 XIV feb-17 dic-22 (*) Fecha más temprana

En virtud de lo expuesto, solicitamos a la Comisión que examine la incorporación en el

Plan de Obras de los proyectos informados por ENDESA en julio de 2013,

considerando un análisis de competitividad que incorpore características realistas de

los proyectos en cartera (costos y desempeño de operación) y no con base en

mediciones de competitividad estandarizadas y generalizadas de los mismos (costos

medios teóricos por kW instalados).


Pág 4

c) La Comisión incluye en su ITP un conjunto de proyectos (hidroeléctricos, térmicos y ERNC) como “obras recomendadas”, con una designación genérica que hace referencia exclusivamente a su localización (región administrativa) y a su capacidad instalada, sin proporcionar información 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 se incluya explícitamente una identificación o asociación de los proyectos incluidos en el ITP con aquellos que efectivamente hayan presentado antecedentes fidedignos de estudios ambientales, características técnicas, costos de inversión y operación y desempeño operacional.

1.4.- IMPACTO DE CENTRALES EÓLICAS EN EL SISTEMA En el ITP la CNE se incluye en su PO una importante capacidad instalada de nuevas unidades generadoras eólicas dentro del período de estudio: 300 MW en el año 2014 y un total de 650 MW hacia el año 2020. Al respecto y debido a las características propias de operación de estas unidades, las cuales presentan condiciones de aleatoriedad y variabilidad importante en su producción instantánea (ráfagas, entre esas condiciones), ENDESA considera importante que se explicite, mediante un análisis detallado, la factibilidad técnico-económica de que el conjunto de estas centrales, sumadas a las existentes, podrán colocar su producción sin causar problemas en la capacidad y estabilidad de los sistemas de transmisión. En tal contexto, se considera necesario justificar que esa importante capacidad de generación eólica del PO podrá ser efectivamente inyectada y transmitida en el sistema previsto en el mismo PO. 2. OBSERVACIONES AL PRECIO, USO Y DISPONIBILIDAD DE LOS COMBUSTIBLES EN EL SIC. 2.1. PRECIO USO Y DISPONIBILIDAD DEL GNL 2.1.1 Proyección de Precios del GNL La proyección del precio de GNL presentado en el Cuadro N° 13 de la página 30 del ITP corresponde a la misma proyección incluida por la CNE tanto en su ITD de la Fijación de Abril de 2013 como en el ITA de Programa de Obras de agosto de 2013, por lo cual nuestras observaciones realizadas en ambas ocasiones siguen vigentes respecto principalmente a que dichos valores subestiman los costos reales de este combustible que debiera utilizarse en el presente cálculo del precio de nudo de la energía. Se reitera que los precios considerados en los primeros años de la proyección del ITP no responden adecuadamente a costos variables representativos de adquirir este combustible para el conjunto de centrales del SIC. Si en ello la CNE toma como referencia costos variables


Pág 5

que irroga ENDESA, al respecto señalamos nuevamente que nuestra empresa posee una situación contractual muy particular para la adquisición de GNL convenida hace ya varios años (2007), en comparación con lo que actualmente podrían suscribir en el mercado otras empresas eléctricas, y por tanto los precios de Endesa sólo podrían representar una cota inferior de los reales costos de adquisición de ese combustible. En relación a lo anterior, al correlacionar los precios del GNL del Cuadro N° 13 del ITP con la serie Henry Hub (HH) contenida en el informe AEO-2013 (señalado como fuente), se infiere que la CNE calculó el precio del GNL aplicando una formula del tipo (HH+3,5US), más arancel (6%), para el periodo 2013 – 2023. Al respecto, las siguientes observaciones: a) La serie Henry Hub (HH) contenida en el informe AEO, con la cual los precios de GNL

calculados por la Comisión presenta coeficiente de correlación igual a 1, está expresada en USD reales de 2011, lo que no concuerda con los establecido en el punto 3.3 Nivel de Precios: “Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Agosto de 2013…”

b) Adicionalmente, esta proyección supone que los precios de suministro de GNL en Chile estarán durante todo el periodo exclusivamente ligados al marcador HH, lo cual, como ya observamos para el ITA del Plan de Obras de agosto y en la Fijación de Abril, no resulta correcto. Ello por cuanto, mientras no se materialicen nuevos proyectos de exportación de Shale Gas en USA (no antes de 2018) no será posible encontrar en el mercado contratos firmes indexados con HH. En tal contexto, para los efectos de una proyección de precios del GNL, ENDESA propone y solicita a la CNE utilizar como criterio de proyección del precio del GNL lo siguiente:

Para el periodo hasta el 2017 inclusive, en el cual el mercado internacional no contará aún con shale – gas, los precios de nuevos contratos de GNL para abastecer ciclos combinados (CC) debieran vincularse a una fórmula de indexación ligada principalmente con el marcador Brent, cuyo precio actual (GNL) se sitúa en torno a los 15 US$/MMBtu.

Para el periodo 2018 en adelante, los precios de nuevos contratos de GNL destinados a abastecer CC podrían vincularse a una fórmula de indexación ligada a Henry Hub, pero más acorde a aquellas con las que proveedores americanos han manifestado disposición a exportar GNL proveniente de Shale Gas, como la siguiente:[125%HH+5.5 US$]. Hacemos notar que los niveles de precios que arroja la fórmula anterior evaluada con proyecciones existentes del marcador HH para dichos años, son confirmados y sustentados por recientes informes emitidos por instituciones especializadas en trading de commodities, como es el caso de


Pág 6

Goldman Sachs1, reporte que se adjunta y en cuyo gráfico (Exhibit) N° 6, que se incluye a continuación, fija en 11,5 US$/MMBtu FOB el precio de equilibrio para el proyecto Sabine Pass, que es el que presenta el estado de desarrollo más avanzado y que ya cuenta con permiso de exportación por parte de la autoridad. Siguiendo la línea de ese informe, es necesario señalar que al precio indicado se debiera agregar el costo de flete USA – Chile (del orden de 1 a 1,5 US$/MMBtu) para reflejar el precio CIF Chile. Por lo tanto el precio CIF de este combustible no debiera ser inferior a los 13 US$/MMBtu.

1 Este informe fue dado como referencia al CDEC-SIC por el Director del Primer segmento de ese CDEC

(Generación), don Juan Carlos Olmedo, para los efectos de ser incluido dentro de sus observaciones a este ITP, informe el cual nos permitimos incluir por cuanto complementa y refuerza nuestros comentarios.


Pág 7

Por otra parte, en el punto 3.11.5 del ITP (Otras consideraciones en la modelación del SIC) se indica que se aplicó a todas las centrales de GNL un costo variable de regasificación de 0,12 US$/MMBtu, lo cual tiene lógica sólo para centrales de CC con contratos de regasificación en firme. Para las unidades que no cuentan con contratos de regasificación en firme, debiera considerarse baja disponibilidad y mayores tarifas de regasificación. Dichas tarifas de regasificación se debieran ubicar en un rango en torno de 1,6 a 2 USD/MMBtu, debido a que se les supone full-cost como costo de regasificación. Por lo tanto, se solicita a la CNE que en la proyección de los precios del GNL debieran utilizar marcadores distintivos del mercado global de acuerdo a lo señalado precedentemente y para las centrales que no poseen contratos de GNL a firme, debiera utilizarse tasas de regasificación del orden de 1,6 a 2 US$ MBtu. 2.1.2. Disponibilidad de GNL para la Generación Reiteramos, como observamos en el ITA de Plan de Obras de Agosto 2013 y en fijaciones de precios anteriores, que no corresponde modelar unidades de ciclo abierto (CA) operando con GNL. Hemos señalado que si bien en hidrologías secas y consecutivas como las ocurridas en estos últimos años han operado plantas CA con GNL con un mayor factor de planta (entre 10% y 25%), ello no justifica económicamente que se deba modelar su operación con GNL bajo una condición permanente de disponibilidad durante todo el periodo de estudio. Lo anterior, por cuanto el pago de costos fijos de regasificación y las rigideces propias ligadas al suministro de GNL, implican para esas plantas una carga económica que no deberían estar dispuestas a asumir debido a su reducido nivel de despacho. En esta condición estarían las centrales de Taltal y TG Quintero, de ENDESA. Se solicita eliminar o limitar el uso de GNL en centrales de CA, e incluirlas utilizando combustible diesel. 2.2. PRECIO DEL CARBÓN

En la página 29 del ITP, como referencia al cuadro N° 5 del precio del carbón, se señala que se utiliza un costo de transporte de 16,26 US$/ton (referenciado a Ventanas). Sin embargo, la información de mercado que se dispone permite consignar que los costos de fletes superan los 20 USD$/Ton. Considerando sólo los 2 orígenes más representativos, estos valores de se sitúan 24 USD/Ton para el caso de USA y 21 USD/Ton para el caso de Colombia. Se solicita a la CNE considerar precios de fletes de carbón en no inferiores a los 20 US$/Ton.


Pág 8

3.- PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA 3.1.- Modelación Centrales San Isidro (1 y 2) para Regulación de Tensión. En el punto 3.11.5 del ITP (Otras Consideraciones de la Modelación del SIC), la CNE reitera su modelación efectuada en las fijaciones anteriores en que establece una representación de la regulación de tensión a través incluir una restricción de operación en que las centrales San Isidro I y San Isidro II son forzadas a operar a mínimo técnico, (200 MW) cuando no son despachadas por mérito económico. Según se indica en el ITP, esa condición de operación se aplica excepto cuando esas centrales están en mantenimiento, oportunidad en la cual esa restricción se impone a otras centrales como Nueva Renca y Nehuenco I. Reiteramos nuestra observación de fijaciones anteriores respecto a que consideramos que la modelación incluyendo dicha restricción operacional no resulta adecuada para representar el control de tensión, debido a que en esa zona ya existen recursos instalados que son apropiados y eficientes para el ese servicio (reactivos) como son equipos CER, STATCOM y condensadores estáticos. Además, esta restricción de operación que se aplica (en la modelación) en forma permanente a estas unidades generadoras implica una distorsión en los resultados de los costos marginales y en el precio de nudo de la energía que no se justifica, debido a que la realidad operacional de la zona, incluyendo el control de tensión, hace 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.- 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.


Pág 9

4 - PRECIO DE NUDO DE LA POTENCIA Margen de Reserva Teórico de Potencia Reiteramos que el margen de reserva teórico (MRT) subestima el valor que debiera tener este parámetro de acuerdo con los niveles de seguridad exigidos por la normativa vigente, lo que se justifica en minuta enviada por ENDESA a la CNE y referida en nuestras observaciones efectuadas en las fijaciones anteriores. En tal contexto, un alor 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. 5.- RECARGOS POR REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN LA CALIDAD DE SERVICIO. La CNE incluye en el ITP sólo un cálculo de un recargo por concepto de regulación de tensión (Frv) por un valor de 1,00422. Independiente de la metodología de cálculo utilizado para determinar dicho factor, lo que observa ENDESA en este punto es que no haya determinado un recargo para el servicio de regulación de frecuencia (Frf) como se incluía en fijaciones anteriores. Al respecto, entendemos que ambos recargos (por Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión) son necesarios de definir y determinar pues se asocian a la calidad de suministro que se provee con la prestación de los Servicios. En tal contexto, el cálculo de ambos recargos que se efectuaba 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 que además del cálculo del Frv incluido en el ITP, se incluya también un cálculo para el recargo de la regulación de frecuencia (Frf).

Santiago, 30 de septiembre de 2013

Santiago, 30 de Septiembre de 2013

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

Nudo en el Sistema Interconectado Central de Octubre de 2013

Conforme a lo dispuesto en el Art. N°166 del DFL4 c umplo con comunicar a la Comisión las observaciones de AES Gener S.A. en relación al Informe Técnico Preliminar para la fijación de precios de nudo en el SIC de Octubre de 2013. Asimismo, solicitamos que, en cumplimiento de lo señalado en el artículo N°165 del DFL N°4, la Comisión explicite y justifique los parámetros utilizados en el Informe Técnico respecto de los cuales presentamos nuestras Observaciones. Punto 3.1. Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC Observación 1: Solicitamos a esta Comisión revisar la demanda indicada en el cuadro Nº 2: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC para el año 2013, toda vez que el crecimiento porcentual en el período Enero – Agosto 2013 alcanza solo un 3,5% en comparación con igual período del año anterior. Punto 4.2. Programa de obras del SIC Centrales en Construcción (cuadro 4) Observación 2: Nuevamente 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 abril de 2013, como es el caso de central El Paso (60 MW) que figuraba para Julio de 2013, y que ahora se le considera para noviembre de 2014, de central Picoiquen (19 MW) que se retrasa de Octubre de 2013 a septiembre de 2014, de central Los Hierros (25,1 MW) programada para Junio de 2013 y que aún no entra en servicio, de central Rio Huasco (4,3 MW) programada para abril de 2013 y que aún no entra en servicio y de central San Pedro, que se retrasa de enero de 2017 a Julio de 2017. Por su parte la nueva línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV se atrasa de junio de 2017 a Octubre de 2018. Observación 3: La Comisión ha recomendado instalar en noviembre de 2021 y Mayo de 2023 dos unidades hidráulicas de pasada de 660 MW y 500 MW respectivamente. Se solicita a esta Comisión, dado el tamaño de dichos proyectos, que explicite la localización de dichas centrales.

Punto 3.5. Estadística hidrológica Observación 4: La CNE señala que para las centrales de embalse agregó: a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 1998-1999), por el guarismo 0,8. b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1968-1969), por el guarismo 0,9. c) una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. La CNE explica que para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. Se pide a la CNE verificar que para las centrales de embalse se está respetando también que sus generaciones estén dentro de los máximos y mínimos de cada central incluso en la hidrología más húmeda que se agregó a la muestra histórica. Punto 5.2. Indexación del precio de la energía Observación 5 : Respecto a la fórmula de indexación de la energía, conceptualmente ella debiera corresponder al polinomio que da cuenta de las variaciones de los parámetros relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo, cuando éste precio queda fijado en el valor teórico (es decir, cuando la banda de precios libres no actúa). Por el contrario, cuando el precio de nudo final queda topado en alguno de los límites de la banda, este resultará ser el proporcional al precio medio de mercado, correspondiendo en este caso una indexación directa respecto a este parámetro (Precio medio de Mercado). Hacemos ver nuevamente que en la fijación de Precio de Nudo de Abril de 2009, aun cuando el precio no estuvo topado por la banda, la Comisión siguió fijando como fórmula de indexación la variación del precio medio de mercado. Solicitamos que, en caso que repita esta situación, la Comisión utilice la fórmula de indexación correcta de acuerdo al criterio antes señalado. Punto 9. ANEXO N° 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Observación 6: Precio del carbón: Según nota al pie, la Comisión ha construido los precios de carbón “en base a la proyección de precios de largo (EAO 2013) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov)”. Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio del carbón que se adquiere en Chile. Se solicita por tanto que la Comisión utilice los indicadores API4 y NEWC Globalcoal, disponibles hasta al menos el año 2019, puesto que estos representan de mejor manera los precios de las compras de carbón en Chile.

Observación 7: Flete Handymax: La Comisión indica que el precio medio del flete handymax actual corresponde a 16,26 US$/ton. Precio de Paridad se considera en Ventanas. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de obtención de este promedio y cómo se proyectó para los próximos años. Observación 8: Carbón, mezcla carbón pet-coke: La comisión indica que la proyección de los precios del carbón y mezcla carbón pet-coke se realizó a partir de 2018 a través de un coeficiente de modulación determinado por la CNE. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 9: Precio del petróleo crudo WTI: Según lo que se expresa en la nota al pie, la estimación CNE en base a la proyección de precios de largo plazo (EAO 2013) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Sin embargo, existen índices líquidos de mercado que representan mejor el precio de este combustible en Chile. Se solicita por tanto a la Comisión que utilice los indicadores Brent Crude Oil (NYMEX) que son los que mejor se correlacionan con el precio de este combustible en Chile. Observación 10: Gas Natural Licuado: según se expresa en nota al pie, la estimación CNE se efectúa en base a la proyección de precios de largo plazo (EAO 2013) proporcionada por el portal web US Energy Information Administration de Estados Unidos (www.eia.gov). Se solicita que la Comisión que se aproxime a las condiciones reales de mercado considerando como mercado relevante de exportación el US Gulf Coast y que estime el valor para el GNL en Henry Hub + US$ 3,5 (US$2,0 licuefacción y US$1,5 transporte a Chile). Adicionalmente se solicita a esta Comisión considerar esta proyección sólo para aquellas unidades que hoy día cuentan con contratos de suministro de GNL de largo plazo suscritos con anterioridad al año 2010 (San Isidro I y II). Para el resto, se solicita considerar una proyección de precios equivalente a 12% del precio del barril Brent expresados en USD/MMBtu, que representa las actuales condiciones de mercado reflejadas en las recientes declaraciones de precio de combustible del CDEC SIC y SING. Observación 11: Gas Natural Licuado: La comisión indica que la proyección de los precios del GNL se realizó a partir de 2018 a través de un coeficiente de modulación determinado por la CNE. Se solicita a esta Comisión que especifique el método de cálculo de estos factores de modulación. Observación 12: Cuadro 13: La Comisión inicia en este cuadro una columna llamada “GNL (US$/)”. No se indican las unidades del denominador en dicho título de columna. Se solicita a esta Comisión que complete el denominador en el título de dicha columna.

Punto 11 Anexo 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACION DE OCTUBRE DE 2013 Observación 13: 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 14: 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 15: Nuevamente se ha omitido el cálculo del coeficiente de sobrecosto por Regulación de Frecuencia. Se solicita a la CNE corregir dicha omisión e incluir la metodología de cálculo y el valor resultante para dicho sobrecosto. Punto 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN YTRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECI MIENTO DEL SIC OCTUBRE DE 2013 Punto 13.2.1.2 Centrales a Carbón Observación 16 : La Comisión ha considerado una vida útil de las centrales carboneras equivalente a 24 años. Solicitamos a esta Comisión extender la vida útil de estas centrales a 30 años amparados en la vida útil de las centrales carboneras de Ventanas 1, Ventanas 2 y Bocamina 1, que tienen más de 30 años de operación. Punto 13.2.1.4 centrales Eólicas y Geotérmicas Observación 17: La Comisión ha utilizado como argumento para la inclusión de centrales eólicas y de geotermia el cumplimiento de la Ley N° 20.257 re ferente 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 18: La Comisión ha utilizado como costo de inversión para las centrales eólicas un valor de 2.300 US$/kW, conformando en base a este valor proyectos de 50 MW a ser ubicados entre las regiones de Coquimbo y Bíobío. Dicho costo incluye la subestación y la línea de conexión al sistema. De acuerdo a los antecedentes recabados por AES Gener S.A., el costo de instalación de una planta de dichas características debiera ser de a lo menos 2.500 US$/kW para plantas de 50 MW y de 2.700 US$/kW para plantas de 30 MW debido principalmente a las economías de escala. Dichos valores se apoyan en los estudios desarrollados por Pavez M. “Wind Energy Generation Feasibility on the Northern Interconnected System” Tesis de Magister en Ingeniería. Santiago: Pontificia Universidad Católica de Chile, 2008 Se solicita por tanto a esta Comisión aumentar el costo de inversión de las centrales eólicas de 2.300 US$/kW a 2.500 US$/kW. Observación 19: La comisión no incluye la tabla de valores de los factores de planta mensuales de las centrales eólicas, entregando solo los gráficos 5 (Coquimbo) y 6 (BioBio). Se colige del Grafico Nº 5 que los factores son iguales a los utilizados en abril de 2013, con lo que nuevamente se tiene un factor de

planta promedio anual de 28% para centrales eólicas en la región de Coquimbo de acuerdo a la siguiente tabla:

Mes

Factor de planta estimado

por CNE implícitos en gráfico N°5 (%)

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

Sin embargo, el análisis del factor de planta real de las plantas eólicas instaladas en la región muestran un factor de planta considerablemente menor, llegando este a un 21% de acuerdo a la siguiente tabla, construida en base a la generación bruta real versus la capacidad instalada de planta:

Mes

Factor de planta estimado

por CNE implícitos en gráfico N°5 (%)

Enero 19 Febrero 19 Marzo 19 Abril 17 Mayo 17 Junio 23 Julio 23 Agosto 19 Septiembre 26 Octubre 26 Noviembre 25 Diciembre 20

Se solicita a esta Comisión corregir los valores indicados en el gráfico 5 para ser consistentes con los valores reales observados.

Punto 13.7. Metodología Observación 20: 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.

1

Observaciones de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., al Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2013

Conforme a los plazos establecidos en la normativa vigente, en tiempo y forma cumplimos con enviar a esta 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 Octubre de 2013, enviado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE.

1. Precios de Combustibles

Solicitamos corregir el precio indicado para el GNL, esto considerando que en la operación real del sistema siempre se han presentado diferencias considerables entre los precios de GNL declarados por ENDESA y por las empresas que no tienen contrato con el terminal de regasificación de Quintero (Gener y Colbún). Por otro lado, la CNE considera el suministro pleno de este combustible para la Central Tal Tal, la cual no cuenta con un contrato de suministro a firme.

A modo de ejemplo se muestran la declaración de precio vigente al 31 de Agosto:

US$/MMBtu US$/m3NNueva Renca / GNL 21.2 783NEHUENCO 1 GNL 17.8 657NEHUENCO 2 GNL 15.6 574SANISIDRO GNL 7.8 287SANISIDRO 2 GNL 7.8 287TALTAL 1 GNL 16.9 624TALTAL 2 GNL 16.9 624Promedio 14.9 548

Precio GNL - Declarado

2

El precio utilizado por la CNE, para los años 2013 a 2015, se muestra en la siguiente tabla:

Precio GNL US$/MMBtu US$/m3N

2013 7.3 269 2014 7.1 263 2015 7.1 263

Como se observa el precio utilizado por la CNE es menor al precio declarado por ENDESA, y muchísimo menor a los precios que han declarado las otras centrales que utilizan el combustible. Solicitamos considerar estos antecedentes en la proyección del precio de GNL utilizados por las unidades de Nehuenco y la Unidad de Nueva Renca.

2. Generación de Centrales Fotovoltaicas

Se propone utilizar un factor de planta del 26% para las centrales fotovoltaicas, esto considerando que no se tiene experiencia en Chile con este tipo de centrales y que además usando información pública, como el explorador de energía solar (http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/) y el software RetScreen, se obtienen factores de planta de ese orden, con una fuerte variabilidad mensual.

3. Stocks de los embalses

Adicionalmente, se solicita utilizar las cotas iniciales reales de los embalses, considerando que se presentan variaciones relevantes respecto a los datos utilizados en el cálculo preliminar del Informe Técnico.

GUACOLDA ENERGÍA

Septiembre de 2013

Observaciones de SN Power al Informe Tecnico Preliminar de la Fijacion de Precios de Nudo del SIC – Octubre 2013

Nuestros comentarios al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo del SIC (Octubre 2013) se enmarcan en el contexto del retraso en las inversiones en generación y transmisión eléctrica, lo que implica una pérdida de competitividad, crecimiento económico y bienestar para el país. La materialización de proyectos de generación eléctrica en Chile es cada día más difícil, motivo por el cual no hay proyectos relevantes en construcción para los próximos años. Consecuentemente, la satisfacción de la demanda se seguirá dando por unidades térmicas que usan diésel, lo que se reflejará en costos marginales altos. El país seguirá utilizando energía cara. Sin embargo, estos altos precios no logran atraer nuevos inversionistas, pues los nuevos proyectos requieren precios estabilizados, como el precio de nudo, el que actualmente no refleja las condiciones de mercado. En los últimos años, el precio de nudo determinado por la CNE se ha situado en el rango de los 75 a 90 US$/MWh, mientras que el costo marginal del sistema, en el mismo período, consistentemente ha duplicado o triplicado ese valor, esto es, ha sido una señal equívoca para la estabilización de precios. Por tanto, solicitamos a la CNE sopesar las siguientes observaciones.

Plan de Obras (Construcción) 1. En el Cuadro N°4: “Programa de Obras del SIC (Construcción)” la comisión no

considera las centrales incluidas en el siguiente cuadro y, por el contrario, las modela como “existentes”:

Proyecto Tipo Potencia (MW)

Comentario

San Andrés Pas 40 No ha iniciado período de pruebas Laja I Pas 37 No ha iniciado período de pruebas Pulelfu Pas 9 No ha iniciado período de pruebas Los Hierros Pas 25 No ha iniciado período de pruebas Río Huasco Pas 4 No ha iniciado período de pruebas Negrete Cuel Eol 33 No ha iniciado período de pruebas

Al respecto, se solicita a la CNE que:

a. Considere que, conforme a lo estipulado en el artículo 31 del DS 291/2007, el CDEC – SIC informa mensualmente a la CNE, entre otros, los hechos relevantes ocurridos en la operación del Sistema Interconectado Central y, particularmente, la conexión de nuevas centrales al sistema. Por tanto, dado que la CNE está al tanto de que las centrales del cuadro anterior no han iniciado su operación comercial, se solicita que considere estas centrales como “en construcción” y no como “existentes”.

b. Considere que, según el informe mensual del CDEC-SIC del mes de agosto (https://www.cdec-sic.cl/contenido_en.php?categoria_id=4&contenido_id=000031), ninguna de las centrales que arriba mencionadas ha iniciado su período de pruebas, de modo tal que ninguna de ellas podría entrar en operaciones antes de noviembre de este año.

https://www.cdec-sic.cl/contenido_en.php?categoria_id=4&contenido_id=000031

c. Considere que, en el Anexo IV, el CDEC-SIC aporta una fecha estimada de entrada en operación de algunas de las centrales arriba mencionadas, a saber:

• San Andrés: Dic-13 • Laja I: Nov-13

d. Requiera a los propietarios de dichos proyectos que confirmen el estado de avance de las obras respectivas, incluyendo la conexión al sistema, de modo tal que la CNE pueda considerar para ellas una fecha de entrada en operación factible.

2. Se considera que en los próximos seis meses entrarán en operación diversos

proyectos, a saber:

Proyecto Tipo Potencia (MW)

CNE Ago 13

Comentario

Angostura Emb 316 Dic-13 Llano de Llampos Sol 100 Ene-14 RCA por 95 MW San Andrés FV Sol 50 Ene-14 Plazo de construcción señalado por la empresa es

mayor que el de la CNE. Los Cururos Eol 110 Feb-14 EPM señala en su página web que Los Cururos entra

en operación a fines de 2014 Lautaro 2 Bio 22 Feb-14 ¿Tiene RCA? El Arrayán Eol 115 Mar-14

Al respecto, se solicita a la CNE que:

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

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

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

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

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

g. Modifique la potencia de Llano de Llampos dado que, de acuerdo con la Resolución de Calificación Ambiental N°119/2013, la potencia nominal de dicho proyecto es 95 MW,

h. Modifique la fecha de entrada de San Andrés FV, dado que según el cronograma presentado al SEA (http://seia.sea.gob.cl/archivos/ca9_Anexo_11_-_Cronograma.pdf) ésta toma 7 meses desde la obtención de todos los permisos, y la Resolución de

http://seia.sea.gob.cl/archivos/ca9_Anexo_11_-_Cronograma.pdf

Calificación Ambiental N°186/2013 data del 22 de agosto de 2013, de modo que, aun cuando ya se haya dado orden de proceder a la construcción, este proyecto no estaría operativo antes de abril de 2014.

i. Modifique la fecha de entrada de Los Cururos a fines del año 2014, lo que sería consistente con (i) lo señalado por esa Comisión en el documento “Respuestas de la CNE a las observaciones de las empresas y CDEC-SIC * Fijación de precios de nudo de corto plazo * Abril 2013 * Sistema Interconectado central”, en el que señala que esa Comisión considera que los plazos de construcción de proyectos eólicos toma 18 meses y (ii) por EPM en (http://www.epm.com.co/site/Home/Saladeprensa/Noticiasynovedades/EPMentraaChileconparquee%C3

%B3lico.aspx). j. Elimine el proyecto “Lautaro 2”, dado que, aparentemente, este proyecto no

tendría Resolución de Calificación Ambiental favorable ni se estaría construyendo, y;

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

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

Proyecto ITD Oct 11

ITD Abr 12

ITD Oct 12

ITD Abr 13

ITP Oct 13

Angostura Dic-13 Dic-13 Dic-13 Dic-13 Dic-13 Llano de Llampos Ene-14 San Andrés FV Ene-14 Los Cururos Feb-14 Lautaro 2 Feb-14 El Arrayán Abr-13 Nov-13 Nov-13 Mar-14 Mar-14 Punta Palmeras Jul-14 Picoiquén Oct-13 Sep-14 El Paso Mar-13 Jul-13 Jul-13 Jul-13 Nov-14 Los Hierros 2 Nov-14 Itata Dic-14 Río Colorado Mar-15 Guacolda V Oct-15 Oct-15 San Pedro Dic-14 Dic-14 Jun-15 Ene-17 Jul-17 Alfalfal 2 Sep-17 Las Lajas Abr-18

En efecto, hay proyectos que se informa que entrarán en operación comercial en “los próximos 6 meses”, esto es, están terminando su construcción, conectándose a la red, obteniendo las aprobaciones pertinentes y entrando a los períodos de prueba y, sin embargo, dieciocho meses más tarde vuelven a informar que operarán “en no más de seis meses”. Del mismo modo, hay centrales entrando en operaciones “el mismo mes en que se realiza el estudio” y, sin embargo, pasan años sin que entren en operación. Desde el punto de vista de los inversionistas externos, un plan con dichas fallas carece de seriedad.

http://www.epm.com.co/site/Home/Saladeprensa/Noticiasynovedades/EPMentraaChileconparquee%C3%B3lico.aspx

http://www.epm.com.co/site/Home/Saladeprensa/Noticiasynovedades/EPMentraaChileconparquee%C3%B3lico.aspx

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

4. Se solicita a la CNE que confirme que se ha dado orden de proceder y, por ende, se ha iniciado la construcción, de todos los proyectos incluidos en el cuadro N°4. En caso contrario, se solicita eliminar dichos proyectos del Cuadro N°4.

5. Considerar que el ingreso de la central Alfalfal 02, de AES Gener, en Sep-17 implica el retiro de la central Maitenes, del mismo dueño, en dicha fecha.

6. En el Cuadro N° 4:

a. Modificar entrada en operación de la ampliación de la S/E Diego de Almagro 220 kV a diciembre de 2015. El decreto 310, del 08-Ago-2013, establece un plazo constructivo de 24 meses contados desde la adjudicación de la licitación respectiva. Por tanto, si la licitación hubiese sido “instantánea”, la fecha más próxima para entrar en el plan de obras sería agosto de 2015, sin embargo, considerando un plazo de licitación de 4 meses, consistente con los supuestos de dicha Comisión, se llega a fecha propuesta.

b. Modificar entrada en operación de Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV a febrero de 2019, dado que en junio de 2013 (tras un período de 15 meses) se finalizó la licitación de la nueva línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV, sin oferentes. Esta obra supone un período de construcción de 48 meses, de modo que, si no hay retrasos, esta línea entrará en operaciones en febrero de 2019 en el mejor de los casos (15 meses de licitación + 2 meses para publicación en el Diario Oficial + 48 meses de construcción).

c. Modificar entrada en operación del primer circuito de Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV a noviembre de 2017, lo que supone que se cumple estrictamente (sin retrasos) el decreto 99, de Sep-2012.

d. Modificar entrada en operación del primer circuito de Ciruelos - Pichirropulli 2x220 kV a mayo de 2018, lo que supone que se cumple estrictamente (sin retrasos) el decreto 102, de Oct-2012.

e. Modificar entrada en operación de Alto Melipilla – Rapel 1x220 kV a septiembre de 2018, dado que el plazo de ejecución contemplado en el proyecto es de 60 meses.

f. Modificar entrada en operación de Lo Aguirre - Alto Melipilla – 2x220 kV a septiembre de 2018, dado que el plazo de ejecución contemplado en el proyecto es de 60 meses.

Programa de obras de generación y transmisión (recomendación)

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

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

9. Se solicita a la CNE que informe si verificó la estabilidad y caídas de voltaje de la zona norte del SIC conforme con el plan de obras propuesto. Este plan de obras sólo considera el ingreso de centrales eólicas en la cuarta región y las carboneras Guacolda V (152 MW, Oct 2015) y Carbón Maitencillo 02 (342 MW, Sep 2020), al tiempo que extiende la longitud del sistema mediante una interconexión con el SING de 1.500 MVA (Jun-2020), por lo que no es evidente que sea un plan de obras factible.

10. Se solicita a la CNE que explicite en este estudio cómo se analizaron los flujos asociados a la Nueva Línea Interconexión SIC-SING HVDC 500 kV, atendiendo a lo señalado en: • el dictamen de Panel de Expertos en su Discrepancia N°1-2013 con fecha 14 de

marzo 2013, y; • los artículos 162, N°8 y 165 b) de la Ley Eléctrica.

Precio de los Combustibles

11. El uso de GNL para centrales que no son ciclo combinado es algo eventual, no permanente. La modelación que efectúa la CNE, con ciclos abiertos usando GNL permanentemente implica que los propietarios de dichas centrales deban haber acordado contratos con pagos a firme (take or pay, regasificación) y otras inflexibilidades. Esto no ha ocurrido ni parece factible de ocurrir, como lo han señalado los propietarios de dichas centrales, debido a que no tiene justificación económica: se trata de unidades destinadas al respaldo, no a la operación en base. Por tanto, en ningún caso es razonable considerar que estas unidades operarán con gas. En consecuencia, se solicita a la CNE modificar el Cuadro N° 7: “Costos de combustibles de centrales térmicas”, ajustándose a lo señalado por los propietarios de estas unidades e incluirlas en el cálculo definitivo del precio de nudo operando con diésel, no con GNL, en todo el horizonte del estudio.

12. En la práctica, el precio del GNL en Chile no está ligado al marcador Henry Hub. Aún en caso de contratos firmados en Chile con precio ligado a Henry Hub los proveedores prefieren pagar multas o renegociar contratos que suministrar GNL a dicho precio,

debido a que su costo alternativo es el equivalente al marcador Brent. Por tanto, se pide a la CNE corregir el Cuadro N°13: “Proyección de precio de GNL”, efectuando sus proyecciones con un precio del GNL ligado al marcador Brent, que mejor refleja las condiciones del mercado en Chile, y no ligado al Annual Energy Outlook 2013 (AEO 2013) que aparece en www.eia.gov, pues éste usa como referencial el Henry Hub.

13. Existe una inconsistencia entre los cuadros N°6 y N°13, en el sentido que el costo de combustible señalado en el cuadro N°6 para las centrales modeladas con GNL difiere del valor de referencia señalado en el cuadro N°13. A modo de ejemplo:

Central Año Costo Combustible Cuadro N°6 [US$/MMBTU]

Costo Combustible Cuadro N°13 [US$/MMBTU]

Tal Tal CC GNL 2017 7,16 7,75 Candelaria CC GNL 2022 7,28 8,58

Modelación

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

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

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

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

Precio de la Potencia 16. Según se señala en el Anexo N°2, la fórmula de indexación, así como la estructura y

valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el Estudio “DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC, SING Y SSMM”. Sin embargo, no se indica la fecha de dicho estudio. Se solicita a la CNE que señale explícitamente la fecha del estudio.

17. De acuerdo con el art. 225 de la Ley Eléctrica, el Margen de Reserva Teórico [MRT] corresponde al mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación que permite abastecer la potencia de punta en un sistema o subsistema eléctrico con una suficiencia determinada, dadas las características de las unidades generadoras y de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico. El valor empleado en el presente ITP fue calculado hace una década, cuando había disponibilidad de gas argentino, esto es, cuando el sistema eléctrico era muy distinto del actual, motivo por el cual se solicita a

http://www.eia.gov/

la CNE explicitar la metodología y los parámetros utilizados para calcular el MRT, así como actualizar el estudio en el que se calcula este MRT.

18. Dado que la CNE proyecta que buena parte del desarrollo del SIC en su zona norte se efectuará mediante parques eólicos, se solicita a dicha Comisión que explique por qué emplea el mismo MRT para esa zona que para la zona sur, considerando que en la zona norte será cada vez más común perder capacidad de generación intempestivamente, simplemente porque dejó de soplar el viento.

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC DE OCTUBRE DE 2013

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 octubre de 2013.

1 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC

En la Sección 13.7 del informe se plantea que la determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar el costo presente de inversión, operación y falla. Al respecto, se solicita a la Comisión incluir en el informe técnico, o en un documento aparte, los resultados progresivos del proceso iterativo mencionado, de modo de sustentar que la solución mostrada sea efectivamente la que cumple con dicho objetivo. Especial atención merece la incorporación de una interconexión SIC-SING a fines del período, respecto de la cual no se entregan mayores fundamentos.

2 COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN

Sobre esta materia, reiteramos la observación efectuada al informe técnico anterior, que también consideraba como base para este parámetro el “Estudio de Costo de Falla de Larga Duración” remitido al CDEC-SIC con carta CNE N° 324 de 03 de agosto de 2012. En él se calcula dicho Costo de Falla ponderando el costo de cada usuario por la energía demandada, sin utilizar una curva de oferta de energía fallada. De este modo, se sobrestima en forma significativa el costo de falla de larga duración en los primeros tramos de falla y, también, en caso de ocurrencia real de fallas dentro de dichos tramos, se incrementa en forma inadecuada el costo marginal a utilizar en el Balance de Inyecciones y Retiros. Lo anterior ha sido observado en oportunidades anteriores y, lamentablemente, no ha sido considerado por la Comisión.

3 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA

Al respecto también reiteramos lo señalado en observaciones realizadas a los informes técnicos anteriores, en el sentido de que las unidades consideradas por la Comisión Nacional de Energía para dar punta no son las más económicas del mercado, lo cual se constata en la operación real del sistema eléctrico.

En los gráficos de las páginas siguientes se muestra como fue abastecida la demanda máxima los días en que ella ocurrió (dentro del período de control), los años 2010, 2011 y 2012.

Se aprecia el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia durante las horas de demanda máxima anual (con las cuales se debe, de acuerdo a la Ley, calcular el costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada

de cada subsistema eléctrico) corresponde 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 de 608 US$/kW o 761 US$/kW (según S/E) más una subestación eléctrica con un costo unitario cercano a 69 US$/kW y una línea de interconexión al SIC, con un costo de 11 US$/kW, lo que totaliza cifras por sobre los 689 US$/kW.

Cabe señalar que la sobrestimación de costos mencionada en el párrafo anterior no solo da lugar a un precio excesivo de la potencia de punta, sino que, 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 de menor costo variable.

.

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)

Trapén 193 US$/MWh Ref SEIA: Mot 481 US$/kW

Quintay 192 US$/MWh

Embalses 2 191 US$/MWh

Placilla 191 US$/MWh

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

Ancud 188 US$/MWh

Antilhue 185 US$/MWh Tgas

Chuyaca 184 US$/MWh Ref SEIA: Mot 274 US$/kW

El Peñón 181 US$/MWh Ref SEIA: Mot 455 US$/kW

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

Teno 180 US$/MWh Ref SEIA: Mot 353 US$/kW

Degañ 176 US$/MWh Ref SEIA: Mot 495 US$/kW

Coronel 171 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 319 US$/kW


Quellón 165 US$/MWh Ref SEIA: Mot 311 US$/kW

Newen (P) 158 US$/MWh Ref SEIA: Tgas 333 US$/kW

Los Pinos 151 US$/MWh Ref SEIA: CCGT 5409 US$/kW

Cenizas 141 US$/MWh Ref SEIA: mot 475 US$/kW

Hidro, CCGT, Cogen, Carbón, menor que 152 US$/MWh11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

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


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

5,800

5,900

6,000

6,100

6,200

6,300

6,400

6,500

6,600

6,700

6,800

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

MW

HORA

DÍA 11 DE JUNIO DE 2012Constitución 1_Elektragen

LOSVIENTOS_TG

TERMOPACIFICO

Teno

TRAPEN

Degan

EL_PENON

QUELLON_2

P_COLORADA_DIE

TALTAL_1_GNL

P_COLORADA_IFO

COLIHUES_HFO

QUINTERO_CA_1A_GNL

QUINTERO_CA_1B_GNL

Hidro CCGT Eólicas, Cogen, menor que 162US$/MWh

OBSERVACIONES AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE PRECIOS DE NUDO DEL SIC DE OCTUBRE

DE 2013 PRECIOS DE COMBUSTIBLES Con relación a la proyección de GNL en Chile que se incluye en la Tabla Nº18 del Anexo Nº1 Precios de Combustible, valor que se proyecta entre 7,4 y 8,7 US$/MBTU sobre la base de mercado relevante de exportación US Gulf Coast, la información de empresas especializadas proyecta valores mas altos para el precio de exportación de GNL de US. En efecto, en el reporte “Global Gas Update, Global LNG: the next 10 years”, publicado por Goldman Sachs en Febrero de 2013, se presenta los precios de equilibrio para proyectos de exportación de GNL, señalando que US estaría posicionado como el proveedor de mas bajo precio para los nuevos desarrollos. Según se observa del grafico contenido en dicho reporte los precios del GNL para exportación estarían por sobre los 11,5 US$/MBTU.

En el referido gráfico se incluye el primer terminal de exportación aprobado, que corresponde a Sabine Pass cuyo precio de venta de equilibrio financiero es de 11,5 US$/MBTU. Se adjunta el informe de Goldman Sachs en Anexo. Se solicita modificar la proyección de precios del GNL para Chile, considerando un precio de exportación del GNBL desde US Gulf de 11,5 US$/MBTU.

February 19, 2013

Global Gas Update

Global LNG: The next 10 years

Commodities Research

There is room for some, but not all of the US liquefaction projects

Weak supply growth to continue to restrain demand through 2014

We extend our expectations on global liquefaction capacity and

unconstrained LNG demand through the next 10 years to better visualize

potential changes in the global LNG market cycle. The first thing to note is

that forecast demand through 2014 is still very much constrained by

available capacity. Although nameplate capacity appears to be well above

demand, this may be misleading as several producers have not been able

to maintain their export supply for a variety of reasons.

A softer market in 2016-17, but demand to catch up eventually

From 2015, as additional liquefaction capacity is brought online and

gradually ramps up, global demand may start to grow more comfortably

again. Assuming that what is currently under construction on the

liquefaction side gets built, we think spot markets will enter a bearish cycle

in the 2016-2017 period, but subsequently transition into another bullish

cycle from 2020, as non-OECD buyers led by China and India grow their

market share and help absorb available supply in the market.

The further out we look, the greater the uncertainty

We currently assume that 70 Bcm/y of liquefaction capacity is built in the

United States between 2016 and 2020. We also assume 48 Bcm/y of

liquefaction capacity will be added in Canada, as well as 21 Bcm/y

potentially out of a Mozambique LNG export project by 2022. On net, our

base case assumes global liquefaction capacity rises to approximately 660

Bcm/y in 10 years, from 400 Bcm/y currently. The political debate

concerning US LNG exports obviously poses a risk to these numbers, as

does the uncertainty regarding the timing of liquefaction projects currently

under construction and of the development of the Mozambique field.

How much is too much?

Importantly, given our current LNG demand growth expectations, we do

not believe the market needs more than 80 Bcm/y of US liquefaction

capacity for the next decade. Additional US builds would, in our view,

leave global markets in surplus beyond 2020. While this may not

necessarily pose a problem for US export facilities with a large share of

supplies contracted forward under a benchmarked price, such as oil or

even Henry Hub, it may weight on spot LNG market prices.

Samantha Dart

+44(20)7552-9350 [email protected] Goldman Sachs International

Jeffrey Currie

(212) 357-6801 [email protected] Goldman, Sachs & Co.

Johan Spetz

(212) 357-9225 [email protected] Goldman, Sachs & Co.

Investors should consider this report as only a single factor in making their investment decision. For Reg AC certificationand other important disclosures, see the Disclosure Appendix, or go to www.gs.com/research/hedge.html.

The Goldman Sachs Group, Inc. Goldman Sachs

February 19, 2013 Global

Goldman Sachs Global Economics, Commodities and Strategy Research 2

Global LNG: The next 10 years

With global LNG markets exceptionally tight currently and a wave of new liquefaction

capacity on the horizon, we extend our global LNG balance table through the next 10

years. We maintain our view that global LNG balances will likely transition from 2015

into a softer market with the start up and subsequent ramp up of numerous

liquefaction projects. However, we highlight that potential demand growth in the

next 10 years, particularly from Asia, is likely to once again tighten spot markets,

creating the necessary conditions to accommodate some (but not all) of the large

liquefaction projects currently being proposed in North America. That said, we do not

believe the market needs more than 80 Bcm/y of US liquefaction capacity additions

for the next decade.

Our extended S&D balance points to a bearish cycle in 2016-2017, followed by a subsequent transition into a new bullish cycle

We have extended our expectations on global liquefaction capacity and unconstrained LNG

demand through the next 10 years to better visualize potential changes in the global LNG

market cycle (see Exhibit 1). This means looking beyond what is currently under

construction, both on the supply and demand sides, and making assumptions on potential

capacity additions and utilization rates. As a result, the further out we look, the greater the

degree of uncertainty.

The first thing to note in Exhibit 1 is that forecast demand through 2014 is still very much

constrained by available capacity. Although nameplate capacity appears to be well above

demand, this may be misleading as several producers have not been able to maintain their

export supply for a variety of reasons. For instance, Egypt, Algeria and Indonesia have

faced steep production declines and growing domestic demand, while Yemeni production

has been frequently disrupted by terrorist attacks targeting gas pipelines. More recently,

available supplies have become even tighter as Shell has declared a force majeure on

Nigeria LNG supplies, affecting approximately 40% of total Nigerian production. As a result,

global LNG demand has been restrained, forced to remain at relatively stable levels for

more than two years, while prices have risen to accommodate the surge in Japanese and

South American demand led by a nuclear and a hydro power crisis, respectively (see our

January 28, 2013 Global Gas Watch).

From 2015, as additional liquefaction capacity is brought online and gradually ramps up,

global demand may start to grow more comfortably again, as seen in Exhibit 1. The

resulting market balance can be better visualized, however, by the liquefaction utilization

rate implied by our supply and (unconstrained) demand expectations, as shown in Exhibit

2. The main takeaways are that, assuming that what is currently under construction

on the liquefaction side gets built, spot markets can transition from 2015 into a

bearish cycle following the start up of new liquefaction capacity, with excess supply

expected to develop in the market in 2016-2017, as these projects ramp up supplies.

We expect the global LNG market to subsequently move towards another bullish

cycle from 2020, as demand growth re-balances the market.

To be clear, our unconstrained demand expectations shown in Exhibit 1 and underlying the

utilization rate path in Exhibit 2 are not necessarily what will be realized in the market. They

represent the volumes we think each region would normally absorb given their expected

regasification capacity and their need to utilize that capacity. If, however, more supplies are

available than what global markets would ordinarily consume, spot prices will likely be

under pressure, so that these volumes can be accommodated – which is what we expect to

see in the 2016-2017 period. If, alternatively, global supplies are lower than the expected

unconstrained global demand, actual demand would then be restricted by that supply



availability, likely lending support to spot prices, much like what we observe in the market

currently. In our base case, we believe a similar process may take place again from 2020.

Exhibit 1: Global LNG demand will likely continue to be

restrained by supply through 2014 Bcm/y

Exhibit 2: Our base case for utilization rates suggests a

bearish cycle in 2016-2017 followed by a tightening 12-month moving average, in %

Source: Waterborne Energy, company data, GS Global ECS Research estimates.

Source: Waterborne Energy, company data, GS Global ECS Research.

We discuss below the main points regarding Exhibit 2 and the key assumptions driving our

conclusions:

Declining utilization rates can be bullish or bearish. The key is understanding

the drivers behind it. If it is caused by lower supply availability restraining demand,

like in the past year, it is bullish for the market. If it is driven by lower

(unconstrained) demand, like in 2009, or increased available capacity, as expected

from 2015, it is bearish.

Persistence of supply availability issues may permanently lower the market

utilization rate. Although the historical average for liquefaction utilization rate is

82%, the 12-month moving average shown in Exhibit 2 suggests this has

somewhat declined more recently. We believe the supply availability issues in

places like Egypt, Algeria and Indonesia are likely to continue, with Egypt taking

steps to start importing LNG later this year and Indonesia having inaugurated its

first importing terminal last year.

Start up does not always mean ramp up. Although the bulk of the liquefaction

capacity additions are expected in 2015, a real softening of the market is only likely

once these projects start ramping up their volumes, which may roll into 2016.

The further out we look, the greater the uncertainty. Our base case assumes

that 70 Bcm/y of liquefaction capacity will get built in the United States between

2016 and 2020. We have also assumed 48 Bcm/y of liquefaction capacity will be

added in Canada, as well as 21 Bcm/y potentially out of a Mozambique LNG export

project by 2022. On net, our base case assumes global liquefaction capacity rises

to approximately 660 Bcm/y in 10 years, from 400 Bcm/y currently. The political

debate concerning US LNG exports obviously poses a risk to these numbers, as

well as the uncertainty regarding the timing of development of the Mozambique

field. Effectively, even what is already under construction is subject to delays, as

exemplified by the Angola LNG project (7 Bcm/y), which has been delayed for over

a year.

50

150

250

350

450

550

650

750

Jan-05 May-06Sep-07 Jan-09 May-10Sep-11 Jan-13 May-14 Sep-15 Jan-17 May-18Sep-19 Jan-21 May-22Sep-23

Global LNG (nameplate) capacity

Realized Expected

Global LNG demand

76%

78%

80%

82%

84%

86%

88%

Dec-05 May-07 Oct-08 Mar-10 Aug-11 Jan-13 Jun-14 Nov-15 Apr-17 Sep-18 Feb-20 Jul-21 Dec-22

Global liquefaction utilization rate Historical average (2005-2012)Assuming 80 Bcm/y from the US Assuming 90 Bcm/y from the US

Financial crises weighed on demand: bearish

Declining available capacity restrained global demand: bullish

Additional liquefaction capacitysoftens the market: bearish

Steady demand growth eventually tightens the balance: bullish (assuming 70 Bcm/y of US LNG export capacity gets built)



Uncertainty also on the demand side. We currently assume that global LNG

demand growth will be led by non-OECD buyers, which will likely double their

market share to 48% in 10 years and easily compensate for the expected decline in

Japanese LNG demand as their nuclear generation capacity restarts (see Exhibits 3

and 4). However, the potential exploration and development of shale gas in China

poses a risk to this view, as it could reduce the need for imports into China.

Similarly, uncertainty regarding new regasification facilities beyond those

currently under construction also poses a risk to our base case, as it could restrain

imported volumes, even if (unconstrained) demand continues to grow. For the

moment, we remain relatively aggressive regarding our Chinese demand growth

assumptions, but will continue to monitor China’s progress on shale gas

exploration and its plans for future regasification capacity.

Exhibit 3: We believe non-OECD Asia will drive global

LNG demand growth in the next 10 years… Expected global LNG demand in Bcm/y

Exhibit 4: …leading non-OECD buyers to double their

market share to 48% by 2023 Global LNG demand in Bcm/y

Source: GS Global ECS Research estimates.

Source: Waterborne Energy, GS Global ECS Research estimates.

On net, we believe that steady growth in global LNG demand will not only be able to

eventually absorb all of the incremental supply currently under construction and

expected in the market in 2015 and 2016, but will also be able to accommodate an

additional 140 Bcm/y of supplies from other liquefaction projects, likely including a few

(but not all) from the United States (see Exhibit 5). This relatively tight market outlook

for 2020 and beyond increases the likelihood that at least some of the proposed US

liquefaction projects enter additional supply agreements in the coming years, which

could help justify the economics of such projects. This is especially the case as the

estimated breakeven cost for North American LNG projects are relatively well

positioned against competing projects elsewhere (see Exhibit 6). As a result, the main

source of uncertainty regarding the development of such projects remains political,

with no guarantees available on the volume of US LNG exports that the US

Department of Energy will ultimately approve.

Importantly, given our current LNG demand growth expectations, we do not believe

the market needs more than 80 Bcm/y of US liquefaction capacity for the next decade.

Additional US builds would, in our view, leave global markets in surplus beyond 2020.

While this may not necessarily pose a problem for US export facilities with a large

share of supplies contracted forward under a benchmarked price, such as oil or even

Henry Hub, it may weight on spot LNG market prices.

0

100

200

300

400

500

600

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Asia Europe Middle East Americas

0

100

200

300

400

500

600

Dec-06 Aug-08 Apr-10 Dec-11 Aug-13 Apr-15 Dec-16 Aug-18 Apr-20 Dec-21 Aug-23

OECD

Non-OECD

Realized Expected



Exhibit 5: We believe global LNG demand growth can

accommodate sizeable additions to liquefaction capacityEstimated year-on-year growth in Bcm/y

Exhibit 6: North American projects a relatively well

positioned from a cost perspective Breakeven price of non-producing and recently onstream

LNG projects

Source: Company data, GS Global ECS Research estimates.

Source: Company data, Goldman Sachs Research estimates.

Exhibit 7: Global LNG balance table Annual forecast through 2023 in Bcm/y, unless otherwise noted

Source: GS Global ECS Research estimates.

0

10

20

30

40

50

60

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Demand growth Liquefaction capacity growth

11

12

13

14

15

16

17

0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000

Gas

pri

ce r

equ

ired

(U

S$/

mcf

) fo

r ec

on

om

ic b

reak

even

LNG production (mcf/d)

PreludeSabine Pass

PNG LNG

Ichthys

Mozambique LNGNigeria LNG Train 7

Yamal LNG

LNG Canada

Kitimat LNG

Tanzania LNG

Wheatstone LNG

Leviathan LNG

Greater Gorgon

Greater Sunrise LNGBrowse LNG

ShtokmanGladstone LNG

Queensland Curtis LNGAngola LNG

APLNG

Arrow LNGAbadi LNG

Brass LNG

Pluto LNG 1

Evans Shoal

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

OECD Asia 166 163 163 167 171 175 179 183 188 192 196

Non-OECD Asia 73 89 115 131 143 155 167 178 188 199 211

China 27 36 48 54 58 63 67 71 74 77 80

India 23 27 34 37 40 44 48 52 56 61 65

Taiwan 17 17 17 17 17 19 20 21 23 24 26

Thailand 2 2 3 4 5 5 6 6 6 6 7

Indonesia 1 3 6 9 10 11 12 13 14 15 16

Singapore 1 3 4 6 7 8 8 9 9 9 10

Malaysia 1 2 3 4 5 5 6 6 6 6 7

Europe 64 59 65 67 69 71 73 76 79 82 86

Mediterranean 33 30 29 29 29 29 29 30 31 32 33

Northwest 31 29 36 38 40 42 44 47 49 50 53

Middle East 7 7 9 11 14 15 18 19 19 19 21

Dubai 2 3 3 4 6 7 8 8 8 8 9

Kuwait 3 3 4 6 7 8 9 10 10 9 11

Israel 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1

Other EMEA 0 1 2 5 8 10 12 13 14 14 15

North America 13 12 12 11 10 9 8 8 8 8 8

South America 11 12 14 15 17 19 22 22 23 24 24

Argentina 5 6 7 8 8 9 11 11 11 11 11

Brazil 2 1 2 2 3 3 4 4 4 4 4

Chile 4 5 5 5 6 7 7 7 8 9 9

Total demand* 334 343 380 407 432 455 478 499 519 538 560

Liquefaction capacity 410 419 471 504 530 547 587 609 629 658 664

Implied utilization rate 81.4% 81.9% 80.6% 80.9% 81.6% 83.1% 81.4% 82.0% 82.5% 81.9% 84.4%

*Please note that our demand assumptions are constrained by available supply through 2014. From 2015, the demand numbers shown above should be interpreted as unconstrained demand, while actual consumed volumes will ultimately be determined by the equilibrium between supply and demand at the time.



Current trading recommendations

Source: Goldman Sachs Global ECS Research.

The Commodity Carry Basket: Crude, Corn and Base (CCB)

Long the S&P GSCI Petroleum, Corn and Copper total return indices, short the S&P GSCI F3 Aluminium total return index, equally weighted

December 5, 2012 - 2013-2014 Outlook 100.00 100.29 0.29

Long NYMEX natural gas one-by-two call spread

Long one Jul-13 NYMEX natural gas $3.85/mmBtu call, short two Jul-13 NYMEX natural gas $4.70/mmBtu calls

November 11, 2012 - Natural Gas Watch $0.12/mmBtu $0.07/mmBtu ($0.05/mmBtu)

Long Jun-13 NYMEX WTI crude vs. short Jun-13 ICE Brent crude

Buy 1 Jun-13 NYMEX WTI crude, sell 1 Jun-13 ICE Brent

August 21, 2012 - Energy Weekly ($12.33/bbl) ($18.62/bbl) ($6.29/bbl)

Long S&P GSCI Brent crude oil total return index

Long S&P GSCI Brent crude oil total return index at initial index value of 1,174.26

August 21, 2012 - Energy Weekly 1,174.26 1,261.33 (3.35%)Rolled from a long September 2012 NYMEX WTI Crude Oil position on 21-Aug-12 , carrying forward a potential loss of 10.77%

Long Gold

Buy April 2013 COMEX Gold, sell $1,850/toz Apr-13 call, buy $1,575/toz Apr-13 put

October 11, 2010 - Precious Metals $1,717.5/toz $1,623.7/toz $224.0/tozRolled from a long Dec-12 COMEX Gold future position on 4-Dec-12 with a potential gain of $317.8/toz

¹As of close on February 15, 2013. Inclusive of all previous rolling profits/losses.

Current profit/(loss)1

Current trades First recommended Initial value Current Value



Price actions, volatilities and forecasts

Source: Goldman Sachs Global ECS Research estimates.

units 17 Feb Change Implied2 Change Realized2 Change 3Q 11 4Q 11 1Q 12 2Q 12 3Q 12 4Q 12 3m 6m 12m

Energy

2.57

6.96

0.26

0.18

0.05

-1.52

Industrial Metals4

52

214

995

185

4

Precious Metals

4

1.0

Agriculture

6

53

20

8

-7

17

-0.5

-6.1

0.1

1 Monthly change is difference of close on last business day and close a month ago.

2 Monthly volatility change is difference of average volatility over the past month and that of the prior month (3-mo ATM implied, 1-mo realized).

3 Price forecasts refer to prompt contract price forecasts in 3-, 6-, and 12-months time.

4 Based on LME three month prices.

-0.70 13.8 -2.5 94 CME Lean Hog Cent/lb 86.5 14.3 94.0 85.082 85.0

121 125 117 122 128.0 130.0

88 87 88 83

19.5 -2.9 29 NYBOT Sugar Cent/lb 18.1 20.8

127 130.0 CME Live Cattle Cent/lb 126.5 9.8 0.16 12.6 -3.0 115

2,300 NYBOT Cocoa $/mt 2,232 25.1

18.5 19.020 18.5

2,383 2,308 2,222 2,438 2,400 2,500-1.04 20.6 1.4 2962

25 25 21 21-0.22

NYBOT Coffee Cent/lb 141 28.0

2,421

172170205229 165 175152 155

75 75

-1.25 26.8 -15.2 256

15.3 -0.2 696 CBOT Corn Cent/bu 709 24.3

73 75 NYBOT Cotton Cent/lb 83 20.4 0.00 18.9 5.3 106 73809395

1,400 CBOT Soybean Cent/bu 1,426 19.7

600 600737 750

1,175 1,272 1,426 1,677 1,300 1,300-0.72 18.3 3.0 1,356

620 641 618 783-2.06

CBOT Wheat Cent/bu 756 25.7

1,484

871641643615 780 780846 780

30.1 30.130.532.6

-0.57 16.9 -1.9 690

31.8 COMEX Silver $/troy oz 31.4 23.5 -0.05 25.3 -5.1

0.07 11.1 -1.9 COMEX Gold $/troy oz 1,666 12.8 1,805 1,8001,719 1,825

1,917 2,042 1,932 1,905 2,000 2,100

1,685 1,693 1,612 1,654

2,200 2,150 2,150 2,300

LME Nickel $/mt 18,320 22.0

1,978 1,950 LME Zinc $/mt 2,205 20.7 -0.09 16.8 -6.1 2,247

LME Copper $/mt 8,294 17.0

16,500 17,00017,025 16,500

7,530 8,329 7,829 7,721 9,000 8,000-2.15 12.4 -5.4 8,993

18,396 19,709 17,211 16,396-3.19 19.6

2,000 2,1002,018 2,000

57.60 65.00

3.09 3.013.10

66.12 59.80

Historical Prices

89.54 94.06-4.6 97.00

NYMEX Nat. Gas $/mmBtu 3.27 32.3

3.05-2.79 14.6 -1.5 2.98

4.06 3.48

NYMEX Heating Oil $/gal 3.24 20.7

2.35 2.89-4.52

Volatilities (%) and monthly changes2Prices and monthly changes1

WTI Crude Oil $/bbl

Price Forecasts3

95.72 22.2 -4.98 12.4 102.50 105.0092.20 88.2393.35103.03

1.4 2.89

3.75 4.253.54 3.75

2.98

2.3

3.16 2.89 3.00

2.50

2.85

105.00

2.562.95 2.952.62 3.06

0.4 57.03

21.4 -3.55 11.4 -5.0 112.09 109.02 110.00 110.00110.13

2.73 2.92-3.75 19.5

109.42108.76118.45

-5.3 2,430

-4.19 19.9

7,924 8,000

-2.6

1,704

38.8

56.9255.8957.4661.56

2,115 2,219 2,019 1,950

29.929.432.7

22,037

2,117 1,986 1,989

Brent Crude Oil $/bbl 118.90

RBOB Gasoline $/gal 3.06 20.7

38.4

LME Aluminum $/mt 2,119 18.6

UK NBP Nat. Gas p/th 65.86 14.3

-0.83 17.0

LME Lead $/mt 2,435 23.0 -2.03 16.7 -8.1 2,449 2,009



Disclosure Appendix

Reg AC

We, Samantha Dart, Jeffrey Currie and Johan Spetz, hereby certify that all of the views expressed in this report accurately reflect our personal views,

which have not been influenced by considerations of the firm's business or client relationships.

Disclosures

Global product; distributing entities

The Global Investment Research Division of Goldman Sachs produces and distributes research products for clients of Goldman Sachs on a global

basis. Analysts based in Goldman Sachs offices around the world produce equity research on industries and companies, and research on

macroeconomics, currencies, commodities and portfolio strategy. This research is disseminated in Australia by Goldman Sachs Australia Pty Ltd

(ABN 21 006 797 897); in Brazil by Goldman Sachs do Brasil Corretora de Títulos e Valores Mobiliários S.A.; in Canada by Goldman, Sachs & Co.

regarding Canadian equities and by Goldman, Sachs & Co. (all other research); in Hong Kong by Goldman Sachs (Asia) L.L.C.; in India by Goldman

Sachs (India) Securities Private Ltd.; in Japan by Goldman Sachs Japan Co., Ltd.; in the Republic of Korea by Goldman Sachs (Asia) L.L.C., Seoul

Branch; in New Zealand by Goldman Sachs New Zealand Limited; in Russia by OOO Goldman Sachs; in Singapore by Goldman Sachs (Singapore)

Pte. (Company Number: 198602165W); and in the United States of America by Goldman, Sachs & Co. Goldman Sachs International has approved this

research in connection with its distribution in the United Kingdom and European Union.

European Union: Goldman Sachs International, authorized and regulated by the Financial Services Authority, has approved this research in

connection with its distribution in the European Union and United Kingdom; Goldman Sachs AG and Goldman Sachs International

Zweigniederlassung Frankfurt, regulated by the Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, may also distribute research in Germany.

General disclosures

This research is for our clients only. Other than disclosures relating to Goldman Sachs, this research is based on current public information that we

consider reliable, but we do not represent it is accurate or complete, and it should not be relied on as such. We seek to update our research as

appropriate, but various regulations may prevent us from doing so. Other than certain industry reports published on a periodic basis, the large

majority of reports are published at irregular intervals as appropriate in the analyst's judgment.

Goldman Sachs conducts a global full-service, integrated investment banking, investment management, and brokerage business. We have

investment banking and other business relationships with a substantial percentage of the companies covered by our Global Investment Research

Division. Goldman, Sachs & Co., the United States broker dealer, is a member of SIPC (http://www.sipc.org).

Our salespeople, traders, and other professionals may provide oral or written market commentary or trading strategies to our clients and our

proprietary trading desks that reflect opinions that are contrary to the opinions expressed in this research. Our asset management area, our

proprietary trading desks and investing businesses may make investment decisions that are inconsistent with the recommendations or views

expressed in this research.

The analysts named in this report may have from time to time discussed with our clients, including Goldman Sachs salespersons and traders, or may

discuss in this report, trading strategies that reference catalysts or events that may have a near-term impact on the market price of the equity

securities discussed in this report, which impact may be directionally counter to the analysts' published price target expectations for such stocks. Any

such trading strategies are distinct from and do not affect the analysts' fundamental equity rating for such stocks, which rating reflects a stock's

return potential relative to its coverage group as described herein.

We and our affiliates, officers, directors, and employees, excluding equity and credit analysts, will from time to time have long or short positions in,

act as principal in, and buy or sell, the securities or derivatives, if any, referred to in this research.

This research is not an offer to sell or the solicitation of an offer to buy any security in any jurisdiction where such an offer or solicitation would be

illegal. It does not constitute a personal recommendation or take into account the particular investment objectives, financial situations, or needs of

individual clients. Clients should consider whether any advice or recommendation in this research is suitable for their particular circumstances and, if

appropriate, seek professional advice, including tax advice. The price and value of investments referred to in this research and the income from them

may fluctuate. Past performance is not a guide to future performance, future returns are not guaranteed, and a loss of original capital may occur.

Fluctuations in exchange rates could have adverse effects on the value or price of, or income derived from, certain investments.

Certain transactions, including those involving futures, options, and other derivatives, give rise to substantial risk and are not suitable for all investors.

Investors should review current options disclosure documents which are available from Goldman Sachs sales representatives or at

http://www.theocc.com/about/publications/character-risks.jsp. Transaction costs may be significant in option strategies calling for multiple purchase

and sales of options such as spreads. Supporting documentation will be supplied upon request.

In producing research reports, members of the Global Investment Research Division of Goldman Sachs Australia may attend site visits and other

meetings hosted by the issuers the subject of its research reports. In some instances the costs of such site visits or meetings may be met in part or in

whole by the issuers concerned if Goldman Sachs Australia considers it is appropriate and reasonable in the specific circumstances relating to the

site visit or meeting.

All research reports are disseminated and available to all clients simultaneously through electronic publication to our internal client websites. Not all

research content is redistributed to our clients or available to third-party aggregators, nor is Goldman Sachs responsible for the redistribution of our

research by third party aggregators. For all research available on a particular stock, please contact your sales representative or go to

http://360.gs.com.

Disclosure information is also available at http://www.gs.com/research/hedge.html or from Research Compliance, 200 West Street, New York, NY

10282.

© 2013 Goldman Sachs.

No part of this material may be (i) copied, photocopied or duplicated in any form by any means or (ii) redistributed without the prior written consent of The Goldman Sachs Group, Inc.

COMENTARIOS DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN Y DE …

Documents

Transcript of COMENTARIOS DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN Y DE …