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1 Santiago, 29 de Septiembre de 2008 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 2008 A continuación se detallan las principales observaciones de AES Gener S.A. al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2008 para el Sistema Interconectado Central (SIC), elaborado por la Comisión Nacional de Energía. Observaciones al punto 5.2. Programa de Obras del SIC a) La Comisión no ha incluido en su informe preliminar una recomendación para expansiones de plantas termoeléctricas inyectando en la Subestación Ancoa. Sin embargo, dado que existen suficientes elementos que hacen presumible la incorporación en dicho punto de una central del orden de los 700 MW en dicha zona, solicitamos a esta Comisión incluir un proyecto termoeléctrico del orden mencionado, inyectando en la subestación Ancoa b) El cuadro N 5: Programa de Obras del SIC (Recomendación) no incluye una recomendación para la ejecución de un tercer circuito entre Ancoa y Alto Jahuel. En el estudio dinámico incluido en el Informe Preliminar de Transmisión troncal se supone que el tercer circuito entre Ancoa y Alto Jahuel esta en servicio para junio del 2013 para efectos de simulación de contingencias. Los casos A-AJ-1 y A-AJ-2 (pagina 139 Anexos) simulan contingencias en el circuito número tres de Ancoa - Alto Jahuel (falla trifásica) con despeje de falla de 0.12 segundos, manteniendo los circuitos N 1 y N 2 en condiciones normales. El resultado de esta simulación es estable con oscilaciones de Guacolda no amortiguadas (pagina 141). Por otra parte, la posible incorporación de generación de 700 MW inyectando en Ancoa, además de la baja demanda local en el sur del año 2008 (0% de crecimiento), hace aún más necesaria esta inversión. Por las razones anteriores, se solicita incluir dicho tercer circuito Ancoa A Jahuel dentro del Plan de Obras de Transmisión. Observaciones al punto 5.4. Costos de Combustibles de Centrales térmicas Se hace notar a la Comisión que los precios de carbón informados por la Dirección de Operación del CDEC corresponden a precios que pueden no representar los actuales precios del mercado del carbón, dado que, en su mayoría, corresponden a contratos firmados hace algún tiempo por las empresas de generación. Se solicita por tanto a esta Comisión basar los precios del carbón en los valores de cierre actual de embarques de carbón. Observaciones al punto 5.11 Modelación del SIC en el OSE2000 a) Abastecimiento GNL: La Comisión solamente ha considerado el abastecimiento de GNL solamente para los ciclos combinados de San isidro y Nueva Renca, Sin embargo, se hace notar que ni ESSA ni AES Gener tienen contratos para el abastecimiento de dicho

2 combustible, por lo que se solicita a esta Comisión que no se incluya con este combustible a Nueva Renca b) Taltal: Se ha incluido en la modelación a ambas unidades de Taltal con GNL. Sin embargo, dado el tamaño del terminal de regasificación planteado en el norte de Chile (5,5 millones de m3/día) no pareciera factible que dichas unidades pudieran acceder a dicho combustible. Solicitamos por tanto, que ambas centrales de Taltal sean informadas con petróleo Diesel solamente. c) Diferencias entre informe y simulación: De acuerdo con el cuadro Nº4: Programa de Obras del SIC (Construcción), debemos indicar que la central Confluencia, tienen potencia instalada distinta a las del archivo de datos del Ose2000. Asimismo, existen diferencias entre la información contenida en el Cuadro 5: Programa de Obras del SIC (Recomendación) y el archivo de datos del Ose2000 para las siguientes centrales: Hidroeléctrica X Región 03, Hidroeléctrica VIII Región 02, Central de embalse Los Cóndores, Hidroeléctrica VII Región 02 de 150 MW, Hidroeléctrica VI Región 04, Hidroeléctrica VI Región 06, Hidroeléctrica VI Región 07, Hidroeléctrica VI Región 08, Hidroeléctrica RM 01 e Hidroeléctrica RM 02. Por lo anterior, agradeceremos verificar esta información. Observaciones al punto 11.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv Se solicita a la Comisión corregir Cuadro N 20 de costos marginales esperados y energía en barra de referencia quillota 220, ya que el periodo correcto para la determinación del precio básico de energía corresponde a los meses de octubre 2008 a septiembre 2012 inclusive. Adicionalmente, se solicita justificar la diferencia entre los costos marginales indicados en este cuadro y los valores obtenidos de los archivos de salida del OSE2000 enviados por la Comisión. Observaciones al punto 14 Anexo N 5: Estudio programa de Obras de generación y Transmisión de mínimo costo de Abastecimiento del SIC La Comisión, en esta oportunidad, ha omitido el CUADRO ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN A SU FECHA DE PUESTA EN SERVICIO (CON GASTOS FINANCIEROS) el cual muestra la inversión y los costos de Operación y de Mantenimiento asumidos para cada proyecto. Solicitamos a esta Comisión reponga dicho cuadro. Observaciones al punto Centrales Eólicas y Geotérmicas La Comisión en virtud de la ley N ha considerado la inclusión de parques de generación eólicos en el plan de obras recomendado con costos asociados de inversión de US$/KW para una potencia instalada de 40 MW Cabe señalar que de acuerdo a información que maneja nuestra empresa, el costo de inversión que se está manejando hoy para módulos capacidad instalada de 40 MW estimamos tendría un valor real de US$/KW. Solicitamos por tanto a la Comisión ajustar dicho valor para las centrales antes mencionadas.

3 OBSERVACIONES DE ENDESA AL INFORME TÉCNICO PRELIMINAR DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL OCTUBRE DE 2008 En cumplimiento a lo establecido en el artículo Nº 166 del DFL Nº4/2006, de Economía Fomento y Reconstrucción, (Texto refundido de la Ley Eléctrica o la Ley ) y en el artículo 282 del D.S. N 327 de Minería (el Reglamento ), a continuación se indican las observaciones de Empresa Nacional de Electricidad S.A. ( ENDESA ) al Informe Técnico Preliminar (ITP) para la fijación de los precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC) de octubre de 2008, remitido por la Comisión Nacional de Energía (CNE) por vía electrónica. 2.- PREVISIÓN DE CONSUMOS DEL SIC ENDESA manifiesta su discrepancia con la CNE por la significativa disminución de la tasas de crecimiento de los consumos, principalmente para el año 2009 al considerar un crecimiento nulo para el consumo del 2008 y para el caso de las tasas de crecimiento de largo plazo, desde el año 2011 en adelante, que no guardan relación con las mayores tasas de crecimiento incluidas en el ITD de la fijación anterior de abril de 2008 y, menos aún, son coherentes con las proyecciones de crecimientos definidas por las empresas de distribución en los recientes procesos de licitación de suministro, procesos los cuales son aprobados por la propia CNE. Consideramos que las abruptas disminuciones de las tasas de crecimientos de los consumos eléctricos en el corto y largo plazo incluidas en el ITP no tienen justificación, ni con el evento de estrechez temporal de suministro del año 2008, afectado por un decreto de racionamiento que se mantiene aún vigente y otros eventos puntuales (huelga del Cobre), ni con tasas compatibles con el crecimiento y desarrollo económico que debe sustentar a futuro el país. ENDESA discrepa con la CNE con respecto a las proyecciones de consumo que la CNE ha definido y utilizado en las dos últimas fijaciones de precios de nudo (abril de 2008 y el actual ITP en comento) cuyas tasas de crecimiento promedio anual disminuyen drásticamente en relación a las mismas tasas de crecimiento utilizadas en la fijación previa al En efecto, la tasa de crecimiento promedio anual de ventas de 6,6% definida por la CNE en la fijación de octubre de 2007 disminuye a 5,8% anual en la fijación de abril de 2008 y, posteriormente, transcurridos sólo seis meses de esa fijación, la CNE vuelve a incluir una drástica disminución de las tasas de crecimiento de los consumos en el actual ITP, cuyo promedio anual a lo largo del período de estudio apenas alcanza el 5,3%. Al respecto, ENDESA considera que estos cambios abruptos en las tasas de crecimiento de las ventas eléctricas, muy especialmente con las del ITP en comento, no tienen sustento alguno con la evolución observada en el mercado eléctrico dentro de un contexto de mediano a largo plazo ni tampoco con el desarrollo económico que debiera sostener un país en crecimiento como el nuestro. Al respecto, cabe observar lo siguiente: Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008

4 1. Se reitera lo observado en la fijación anterior respecto que la proyección de la demanda y de los consumos es un aspecto de suma importancia en el procedimiento de cálculo de tarifas, puesto que el resultado precio de nudo es muy sensible a las variaciones de las tasas de crecimiento de las ventas, razón por la cual toda proyección de demanda debe mantener un mínimo de estabilidad y coherencia en relación con las fijaciones anteriores. Además, debiera estar fundado en un modelo causal explícito que permita validar los resultados de las tasas de proyección resultantes de los consumos a nivel global con otras variables de la economía y explicativas del consumo eléctrico como son, entre los principales, el Ingreso (PIB), la población, precios de la electricidad, precios de productos sustitutos, complementarios y otros. Lo anterior, no obstante que las tasas de crecimiento de los consumos fueron aumentadas en el Informe Técnico definitivo de esa fijación. 2. Por otra parte en el ya mencionado inciso a) del artículo 272 del Reglamento Eléctrico se señala que junto con el ITP preliminar de la fijación de abril (de cada año) la CNE debe remitir a las empresas generadoras un estudio de proyección de potencia y energía para los próximos diez años. Al final de este inciso el reglamento estipula que esta proyección podrá ser revisada en la siguiente fijación (octubre de cada año) de modo de incorporar la evolución del consumo observado en el último semestre, así como cambio de expectativas económicas. Al respecto en el ITP en comento la CNE ajustó el consumo del año 2008 a un valor que implica crecimiento nulo en relación con el consumo de 2008, lo que consideramos un consumo más bajo de lo razonable, aún tomando en cuenta la condición crítica particular de este año. No obstante, nuestra discrepancia principal con la CNE es que consideramos que no existe ninguna justificación para que, en el transcurso de sólo seis meses, se incluya en este ITP un cambio de expectativas económicas a futuro tan negativo, que implique una disminución tan severa de las tasas de crecimiento anual de los consumos en relación a las del ITD de abril de Consideramos que un parámetro tan importante para la fijación de precios de nudo como es la proyección de consumos requiere necesariamente que se cumpla con lo establecido en el artículo 164 del DFL N 4/2006, donde se señala expresamente que para el cálculo del precio de nudo la Comisión debe explicitar y justificar en el informe técnico, entre otros, la previsión de demanda de potencia y energía del sistema eléctrico. Consideramos que lo anterior no se ha cumplido en el presente ITP, por cuanto no se incluye ninguna justificación explícita que sustente las fuertes disminuciones de tasas de crecimiento anual definidos por la CNE. 4. Por otra parte, no resulta válido extrapolar a futuro la evolución particular del consumo del presente año En efecto, dicho consumo se ha restringido principalmente por las medidas 1 preventivas contenidas en el decreto de racionamiento que estuvo vigente 1 Cabe destacar que las medidas del Decreto tienen el carácter de extraordinarias y temporales en las cuales cabe destacar la reducción de tensión, campañas masivas de ahorro de energía y ofertas temporales y remuneradas de reducción de consumos de parte de las empresas generadoras a los clientes regulados. Si bien en parte estas medidas tendrán un efecto de ahorro permanente del consumo eléctrico (iluminación principalmente), no es posible que ello justifique la brusca caída del crecimiento del consumo incluida en el ITP una vez que estas medidas extraordinarias dejen de aplicarse. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 2

5 hasta agosto del presente y se ha prolongado con medidas menos restrictivas (sin reducción de tensión) hasta fines de octubre. Sin embargo, cabe señalar otros hechos puntuales que contribuyeron, en una magnitud no menor, a la disminución del consumo eléctrico, como fue el caso de las paralizaciones de las operaciones de Codelco por motivos de la huelga de subcontratistas, que implicó un menor consumo de unos 70 GWh/mes durante los meses de abril y mayo. Debe destacarse que las causas particulares que explican las restricciones del consumo del año 2008, no permiten justificar las fuertes bajas en las tasas de crecimiento anual de la demanda para el resto del período de estudio, debido que son principalmente causas temporales que estadísticamente presentan una baja probabilidad de ocurrencia para los años futuros. Si bien se puede suponer una disminución estructural del consumo, especialmente por efecto de iluminación, en relación a los crecimientos utilizados en la fijaciones de octubre de 2007 (6,6 % para el período ) y anteriores, ello no permite en absoluto respaldar las bajas tasas de la últimas dos fijaciones, en especial la incluida en el ITP en comento (5,3% en el mismo período ). 5. Sin perjuicio de lo expuesto, cabe señalar que el Estudio de Demanda de la CNE presenta inconsistencias que impiden justificar la proyección de consumos incluida en el ITP. Estas incoherencias se refieren a: a. Tasa de Crecimiento para el año La tasa de crecimiento proyectada para el año 2009 de 4,7% resulta ser muy baja en consideración que se ha supuesto un crecimiento nulo para el consumo del año Lo que sucede normalmente después de una situación restrictiva de consumo es que éste crece al año siguiente a tasas superiores al promedio y no con un empalme gradual de tasas como se define en el ITP, lo cual supone prolongar una condición restrictiva del consumo del Tal como se señaló en nuestras observaciones de la fijación de abril, se ha dado que empíricamente después de un año que también se mantuvo restringido el consumo como fue el caso de la sequía del año 1999, éste creció a una tasa de 9,3% al año siguiente (año 2000), bastante mayor al promedio histórico de 6,9% que se deduce del Cuadro N 2, Consumos Históricos SIC incluido en el Estudio de Demanda de la fijación de Abril de Esto se debe a que como hemos argumentad, la mayor parte de las causas de restricción de los consumos son de índole temporal y por tanto dejan de tener su efecto una vez superada la crisis. b. Incompatibilidad de Tasas de Crecimiento Futuras con las Tasas Históricas. El modelo de la CNE dice sustentarse en el comportamiento en el comportamiento histórico de la demanda y en la información entregada por las empresas. Sin embargo, las tasas de crecimiento de mediano y largo plazo del ITP en comento se desvinculan completamente de este comportamiento histórico de los consumos, como se observa del Cuadro N 1 a continuación, en el cual se presentan tasas de crecimiento del consumo para diferentes períodos históricos. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 3

6 CUADRO N 1 Tasas de Crecimiento Históricas Período Años Tasa (%) ,91% ,94% ,67% Considerando que estadísticamente resulta confiable tomar un período representativo de la evolución histórica del consumo no inferior a los 10 años por la significancia y variedad de eventos (normales, secos y húmedos, entre otros), estas tasas promedio históricas resultan bastante superiores a las tasas definidas por la CNE en el ITP de octubre de Siendo consecuente con su procedimiento de proyección, la CNE debería considerar tasas de crecimiento promedio entre el 6% y 7% para proyectar los consumos en el mediano y largo plazo. c. Inconsistencia en la Proyección de Clientes Libres en relación con la Fijación de Abril de 2008 para los años 2011 y Resulta inexplicable la variación de tasas de crecimiento de los consumos de clientes libres entre el ITD de la fijación de abril de 2008 y el ITP de octubre de 2008, en especial para los años 2011 y 2012 en que en dicho ITD se incluyen tasas de 8,4% y 8,8%, respectivamente y en el caso del ITP actual, se determinan consumos y tasas de crecimiento muy menores de 6,72% y 6,79 % para esos respectivos años. Ello en el entendido que esos consumos fueron informados por las propias empresas a la CNE y no visualizamos que tales proyecciones deban presentar variaciones tan distantes entre una fijación y la siguiente. Más aún con reducciones de tasas como las indicadas que provienen principalmente de sectores que no presentan problemas en su desempeño económico como son la industria del Cobre, la Celulosa y la Siderurgia. d. Inconsistencia en la Proyección de Consumos de Clientes Regulados, teniendo presente las Tasas de Crecimiento proyectadas por las EEDD en las Bases de Licitación recientes. ENDESA discrepa con las tasas de crecimientos de los consumos de mediano y de largo plazo incluidos por la CNE en su ITP de octubre de 2008, por ser estas tasas muy diferentes y reducidas en relación con las tasas proyectadas por las principales empresas de distribución en las bases de licitación de suministro eléctrico de los procesos que se llevan a cabo durante el Para tal efecto, se han revisado las bases de licitación de las empresas CHILECTRA (aprobada con RE N 858 del ), de CGE (aprobada con RE N 454 del ), de SAESA y empresas asociadas (aprobada con RE N 532 del ) y de CHILQUINTA y empresas asociadas (aprobada con RE N 453 del ) que en conjunto representan cerca del 90% del consumo regulado del SIC, según datos del año En cada caso, esas empresas incluyeron una previsión de los consumos anuales totales del conjunto de empresas que licitan, obteniéndose las Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 4

7 tasa de crecimiento de los consumos regulados que se incluyen en el siguiente Cuadro N 2. CUADRO N 2 TASAS DE CRECIMIENTOS DE ITP OCT-08 Y LICITACIONES DE EEDD AÑO ITP LICITACIONES EEDD PARA AÑO 2008 Abr-08 SAESA CHILQUINTA CGE CHILECTRA TOTAL ,10% 7,7% 6,3% 5,0% - 6,0% ,20% 6,5% 6,3% 5,0% - 5,7% ,10% 6,5% 6,2% 7,1% - 6,7% ,00% 6,0% 6,3% 7,1% 6,0% 6,3% ,80% 6,3% 6,2% 7,1% 6,3% 6,5% ,80% 6,2% 6,3% 7,2% 6,5% 6,6% ,80% 6,1% 6,3% 7,1% 6,7% 6,7% ,80% 6,2% 6,3% 7,1% 6,5% 6,6% ,80% 6,2% 6,3% 7,1% 6,5% 6,6% ,80% 6,1% 6,3% 7,1% 6,5% 6,6% l En dicho cuadro se incluyen las tasas de crecimiento de cada empresa (o grupo de empresas) que licita y la tasa de crecimiento total ponderando por los respectivos consumos previstos. Además se incluyen las tasas anuales definidas por la CNE en su ITP en comento. En dicho Cuadro N 2 se observa claramente las gran diferencia que existe entre las tasas de crecimiento incluida en el ITP en comento y las tasas proyectadas por la propias EEDD que se incluyen en las bases de licitación las cuales fueron aprobadas por la CNE. Si bien entendemos que el aspecto principal de las licitaciones es la definición de los bloques a licitar en cada caso y que una proyección del consumo total se podría considerar como un instrumento de referencia, tampoco es menos cierto lo siguiente: Dado que estas bases son públicas y aprobadas por la CNE, consideramos que existe un alto grado de responsabilidad de parte de las EEDD para efectuar previsiones serias de sus consumos, en especial si esas previsiones determinarán los bloques futuros a licitar y compromisos de los generadores oferentes. Más aún, proyecciones sobreestimadas pueden generar desconfianza respecto de la licitación misma referida especialmente a la seriedad respecto del consumo que efectivamente se suministrará de cada bloque licitado. Lo evidente es que las empresas han proyectado por separado sus consumos y lo que cabe apreciar es clara subestimación de las tasas de crecimiento de la CNE respecto de las mismas tasas proyectadas por las EEDD, las cuales son en la casi totalidad de los casos, superiores al 6% anual. Resulta contraproducente para el mercado eléctrico que la CNE mantenga descalces tan profundos entre las previsiones de sus informes y las contenidas en Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 5

8 las bases de licitación de las EEDD, toda vez que dichas bases fueron visadas previamente por la propia CNE. e. Inconsistencia entre la Proyección de las Tasas de Crecimiento de la CNE y la Proyección de Variables de la economía explicativas del Consumo Eléctrico. Siguiendo el concepto de la CNE que la proyección se basa en el comportamiento histórico de la demanda, ENDESA incluye resultados con el modelo de ajuste entre consumo eléctrico y la evolución del PIB, para el período , presentado en la fijación anterior de abril de 2008 y que se describe a continuación: D( t) = D( t 1) e PIB( t) a+ b ln PIB( t 1) En que los parámetros tienen los siguientes valores: a = 0,0448 b= 0,4083 Con un Coeficiente de correlación aceptable de: R 2 =0,998 De esta relación se calcularon los valores de tasas de crecimientos de PIB que estarían asociados a las tasas de crecimiento eléctricos incluidos en el ITP de octubre de 2008, cuyos resultados se presentan en el Cuadro N 3. CUADRO N 3 AÑO Tasas de Crecimiento ITP Oct-08 PIB Asociado ,7% 0,3% ,1% 1,2% ,8% 2,9% ,8% 2,8% ,7% 2,7% ,3% 1,7% ,3% 1,7% ,3% 1,7% ,2% 1,5% ,0% 1,0% De los resultados cabe inferir, especialmente en el mediano y largo plazo, que las tasas de crecimiento de proyección de los consumos anuales corresponden a proyecciones de crecimientos del PIB muy reducidos, que en la práctica resultan inaceptables para un país cuya economía debe crecer a tasas razonables. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 6

9 6. Se insiste en que ni el efecto de la elasticidad precio (efecto temporal), ni la política de eficiencia energética pueden justificar la drástica caída en las tasas de crecimiento de la demanda del ITP, en particular considerando que el consumo eléctrico per cápita del país está aún muy distante del potencial que el país debería adoptar para posicionarse en los niveles adecuados de desarrollo. Por lo tanto, si bien es válido suponer que el país vaya mejorando la eficiencia del consumo eléctrico con el tiempo, también lo es, como objetivo de desarrollo, que vaya incrementando su consumo per cápita, lo cual es otro elemento que impide explicar las reducidas tasas de crecimiento de la demanda del ITP. 7. Se destaca el hecho de que la previsión de demanda que se incluye en la fijaciones tarifarias constituye una referencia obligada para que los agentes del mercado eléctrico orienten sus decisiones futuras de inversión, razón por la cual no resulta conveniente para la confiabilidad y estabilidad del sector que los ajustes que se realicen de este parámetro (proyección de demanda) impliquen variaciones muy bruscas como las incluidas en el presente ITP. A modo de dato informativo, las reducciones de consumo de la presente previsión estaría representando una menor instalación en capacidad de generación del orden de MW en relación al ITD de abril de De lo expuesto, se solicita a la CNE revisar y modificar la proyección de demanda utilizando tasas de crecimiento compatibles con el crecimiento histórico de los consumos, con los crecimientos de consumos proyectados por las empresas de distribución en sus bases de licitación de suministro recientes y, además, con crecimientos razonables del PIB. De lo anterior se deduce que una proyección justificada de los consumos eléctricos, debería arrojar tasas de crecimiento anual del consumo, no inferiores al 6%. 2.- PLAN DE OBRAS EN EL SIC Plan de Obras de Generación La CNE incluye un importante grupo de centrales hidroeléctricas no contempladas en la fijación anterior, respecto de las cuales se observa principalmente sus fechas de puesta en servicio, las cuales se consideran adelantadas respecto de las fechas consideradas factibles. También se observa la ausencia de la central Hidroeléctrica Los Cóndores en el año En relación con las centrales térmicas a petróleo se solicita principalmente i) modelación de restricciones operacionales por condiciones ambientales y ii).- revisar costos variables de algunas centrales que se incluyen subestimados respecto de costos reales para este tipo de unidades. En el caso de las centrales a carbón se estima adelantada la central Pan de Azúcar I y se cuestiona el valor de costo variable no combustible de las centrales a carbón futuras. Se solicita revisar la fecha de puesta en servicio de la central eólica Totoral a raíz de una información de prensa que señala una modificación del proyecto. Finalmente se consignan diferencias de datos entre lo informado en el ITP y lo modelado en el OSE Centrales Hidroeléctricas Incluidas en Plan de Obras Dado el incremento de los costos de combustibles resulta lógico el importante aumento de oferta hidroeléctrica incluido en el plan de obras. Sin embargo, no parecen razonables los Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 7

10 breves plazos que la CNE está definiendo para el desarrollo de estos proyectos, particularmente debidos a los retrasos que éstos sufren por trabas administrativas en la obtención de los diversos permisos y licencias que requieren. En particular no es factible desarrollar un proyecto de tamaño mediano a grande (100 MW) en plazos menores a 3.5 a 4 años desde la aprobación ambiental. A continuación se analizan casos de proyectos incluidos en fechas que no resultan factibles de cumplir, determinándose una fecha más pronta que se solicita a la CNE considerar en el ITD. a).- Central Hidroeléctrica el Manzano Esta central ha sido incluida como en construcción y su operación se ha supuesto desde Nov-08. Lo que no parece factible dado que su DIA tiene Resolución de Calificación Ambiental (RCA) de fecha 22/11/07 y su cronograma 2 de desarrollo supone la puesta en servicio 16 meses después de la orden de proceder de los suministros, la cual asumimos es posterior a la RCA. Por tanto, entendemos que esta central no debería estar en operaciones antes de abr-09. b).- Centrales Hidroeléctricas VI Región 01 y 02 (30.9 y 29.6 MW respectivamente) Estas centrales han sido incluidas como recomendadas con fecha de operaciones desde Oct-10 y Dic-10. Entendemos que la mejor estimación de estas fechas está dada por centrales asimilables que efectivamente hayan comenzado su proceso de desarrollo, en particular su ingreso al SEIA 3. La única central ingresada con las características de las incluidas, corresponde al proyecto CH El Paso de 26.8 MW, cuyo EIA aún se encuentra en calificación y consigna un plazo de 893 días para la provisión y montaje del equipo electromecánico 4 (más de dos años y 5 meses). Luego, tenemos sólo una central con características como las incluidas, que no cuenta con licencia ambiental y que si la obtuviera durante este mes, podría estar en servicio sólo en el primer trimestre del año Por tanto, se solicita ajustar los plazos de las centrales recomendadas, considerando los dos años y medio para una central que podría ser El Paso (26.8 MW brutos a Abr-11) y más tres años para la siguiente (30 MW a Ene-12), al adicionar el plazo de tramitación ambiental (como referencia central El Paso lleva 10 meses de trámite ambiental sin RCA a la fecha). c).- Central Hidroeléctrica XIV Región 01 (144 MW) Esta central, incluida a partir de mar-11, es perfectamente asimilable al proyecto CH San Pedro de 144 MW cuyo EIA ingreso el 30/10/07 y aún no cuenta con RCA (está con suspensión de plazos, para entrega de informes de Colbún hasta el 26 de Septiembre). Su EIA consigna un plazo de construcción de 3.5 años 5, que entendemos se inicia con la RCA 2 Cuadro DIA CH El Manzano 3 SEIA: Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental 4 EIA central EL Paso, capitulo de Descripción del Proyecto, 1.2 descripción de las actividades del proyecto. 5 EIA central San Pedro. Cap.1, Cronograma de actividades. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 8

11 de aprobación. Luego en el mejor de los casos, con RCA a fines de este año, se podría considerar esta central en operaciones recién en Jul Centrales Hidroeléctricas No Incluidas en Plan de Obras Central Hidroeléctrica Los Cóndores (150 MW) En respuesta a cartas CNE N 1308 y N 1309 de fecha , ENDESA envió a esa Comisión por correo electrónico con fecha los antecedentes de su proyecto Central Hidroeléctrica los Cóndores de 150 MW, que utiliza los caudales efluentes de la Laguna del Maule en la VII Región y cuyo EIA fue aprobado con fecha con la RE N 70/08 (Conama Regional). Tal como se informó a la CNE, se prevé que las obras se licitarían durante el tercer trimestre del 2008, por lo cual la fecha estimada para su puesta en servicio sería en enero de 2013, por lo cual consideramos que por las características hidrológicas y de costos de este proyecto, debiera resultar incluido como recomendado dentro del horizonte de estudio del ITP Centrales Térmicas Diesel, Motores y TG a) Aspectos Generales La Comisión ha incluido mas de 700 MW de centrales térmicas a petróleo que han sido declaradas en construcción y cuya decisión responde principalmente a una señal tarifaria y de procedimientos para la medición de su aporte de potencia en horas de punta que, a juicio de ENDESA, no resulta adecuado. Ello, en virtud de que los procedimientos para la determinación específica de su aporte de potencia no son los adecuados. La duda sobre esas centrales es que dado su alto costo variable, tienen un reducido aporte de energía que puede ocultar o distorsionar sus decisiones de instalación y operación y principalmente su disponibilidad para aportar potencia de punta. Sólo como referencia de lo anterior, podemos señalar que muchas de estas centrales se ubican en puntos del sistema, como el extremo norte del SIC, en que su aporte real bajo condiciones de estrechez va a resultar bastante limitado o inexistente por restricciones de transmisión. También existe la duda razonable si, respecto a esas condiciones críticas, esas centrales son capaces de responder a la generación con un abastecimiento de combustible en forma permanente, esto es, durante 24 horas continuas (no sólo en horas de punta) por más de un mes. Al respecto, consideramos que la metodología actual para el cálculo de potencia firme resulta bastante incompleta y favorable a este tipo de unidades, cuyo aporte real al abastecimiento resulta por lo menos cuestionable. A continuación, presentamos algunas observaciones respecto de la modelación de las mencionadas centrales. b) Disponibilidad de Operación La mayor parte de estas centrales declara en su DIA una operación limitada a un número parcial de horas del año, por motivos de restricciones ambientales, mecánicas o de abastecimiento de combustible. Por lo que se solicita a la CNE modelar su aporte restringido por amplios períodos de mantenimiento o por una reducción de su aporte de potencia neto al sistema. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 9

12 c) Costos de combustibles Algunas de estas centrales han sido modeladas con costos variables que son imposibles de cumplir. Por ejemplo, las centrales: Diesel la Cenizas (156.8 mils/kwh), Turbina Diesel Tierra Amarilla (164.7 mils/kwh), Diesel TermoPacifico (164.7 mils/kwh), Diesel Imelda (164.7 mils/kwh) han sido modeladas con costos variables inferiores a 170 mils/kwh, que resultan más económicos que CC utilizando Diesel, lo que a todas luces es imposible para un motor o turbina (ciclo abierto, CA) operando con combustibles líquidos. Estos valores corresponden a los utilizados en fijaciones anteriores, que no han sido actualizados. A falta de mejores antecedentes se solicita modelar estas centrales con un costo variable equivalente a un CA que utilice el mismo combustible y que ya se encuentre en operación, es decir, con sus costos auditados por el CDEC Central Vapor Carbón a) Fecha de Puesta en Servicio de la Central Vapor Carbón Pan de Azúcar I La primera central a Vapor Carbón recomendada corresponde a Pan de Azúcar I y ha sido considerada a partir de Ene-12, lo que no resulta factible debido a que: Estamos a seis meses desde el ITD-Abr08 sin avances en ese proyecto. Informe en el cual se incluía esta central a partir de Diciembre-11. No existe orden de proceder por alguna máquina, después de Campiche (Ventanas IV). Dado que no se ha declarado en construcción otra central vapor carbón. Lo anterior, sumado a la reducida disponibilidad en el mercado de equipos, deja esta próxima central a por lo menos 42 meses desde Oct-08. A excepción de Coronel II no existe EIA aprobado para otra máquina después de Ventanas IV. Esta realidad ha sido reconocida en la licitación de Codelco, que ha postergado su necesidad de suministro a Sep-12. Luego en una condición optimista, en que durante Oct-08 fuera aprobado el EIA de alguno de los proyectos de esa zona, la CNE sólo se podría incluir esta central en Abr-12 y no en Ene-12. b) Costo Variable No Combustible De acuerdo al ITP, la CNE se ha modelado un costo variable no combustible (CVNC) de 3 mils/kwh para las centrales futuras de vapor carbón, el cual resulta particularmente bajo para esta tecnología. Al respecto, valores actualizados a septiembre de 2008 por Ingendesa teniendo como referencia el de central Bocamina II, consignan que el costo variable no combustible asciende a los 4,8 US$/MWh. Cabe hacer notar que esa cifra incluye el costo variable asociado al proceso de desulfurización, el cual se está exigiendo a todas las Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 10

13 unidades nuevas de esta tecnología. El desglose del CVNC actualizado se incluye en el Cuadro N 4 siguiente. CUADRO N 4 Costo Variable No Combustible US$/MWh neto Repuestos y Supervisión de recambio 2,47 Reactivos Químicos 0,25 Otros Costos de Operación y Mantención 0,75 Costos Variables de Sulfurizador (1) 1,30 TOTAL 4,77 Fuente: Ingendesa como referencia a Bocamina II, septiembre 2008 (1): Incluye el costo variable de consumo de piedra caliza pulverizada Se solicita a la CNE considerar los costos más actualizados y realistas para incorporar como CVNC de las futuras centrales a carbón, como las presentadas en el Cuadro N 4, las cuales deberán incluir la instalación de equipos de desulfuración Central Eólica El Totoral La fecha de puesta en servicio de esta central incluida en el ITP es noviembre de Sin embargo, con fecha 22 del presente mes, se publicó en la prensa que la empresa propietaria Norvind presentó ante la Corema de Coquimbo una serie de modificaciones al proyecto original aprobado en marzo por ese organismo ambiental. Dentro de las modificaciones presentadas se incluye instalar un menor número de aerogeneradores (de 27 pasa a 23) pero se aumentaría la potencia de cada unidad de 1,65 MW a 2 MW. Si bien cabe considerar una aprobación muy rápida del permiso ambiental, consideramos que la modificación del proyecto mismo (número y potencia de aerogeneradores) no permitiría que su fecha de puesta en servicio fuera la indicada en el ITP. Al respecto, se solicita a la CNE revisar y aclarar la situación de este proyecto eólico a la luz de dicha información del propietario Plan de Obras en Sistema de Transmisión Se solicita a la CNE aclarar diferencias entre las obras incluidas en el ITP con las del Decreto del Plan de Expansión del Sistema Troncal. En el punto del ITP de octubre de 2008, la CNE señala que las obras del sistema de Transmisión Troncal se basa en los proyectos incluidos en los decretos N 231 y N 232 de 2004 sobre obras urgentes; así como en los proyectos contenidos en el decreto 282 de 2007, que fue modificado por el decreto 312 de 2007, todos ellos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Existe una serie de obras declaradas en el proceso de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, tanto adjudicadas como recomendadas y en proceso de adjudicación, Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 11

14 que no han sido consideradas en los programas de obras mostrados en los Cuadros N 4 y N 5 del ITP. Estas obras se incluyen a continuación en el cuadro N 5 de nuestras observaciones: CUADRO N 5 Obras Adjudicadas ETT Nov 2009 Seccionadora Nogales May 2010 Linea Nogales-Polpaico 2x1500 MVA May 2010 Apertura Linea Quillota-Nogales - Feb 2010 Cambio Conductor A. Jahuel-Chena (circuito 1) 400 MVA Ago 2010 Cambio Conductor A. Jahuel-Chena (circuito 2) 400 MVA Mar Transformador Polpaico 500/220 kv 750 MVA Obras por Adjudicar ETT Abr 2010 Cambio Conductor tramo Chena-C. Navia 2x400 MVA Ene 2012 Seccionamiento Alto Jahuel Linea Ancoa-Polpaico 1x500 kv May 2010 Inicio transformacion Alto Jahuel Itahue de 154 a 220 kv Ago 2013 Fin de transformacion Alto Jahuel Itahue de 154 a 220 kv 2x400 MVA Obras Recomendadas ETT Ene 2013 Cautin-Valdivia 1x220 kv (circuito 3) Se solicita a la CNE explicitar en el ITP las obras que corresponden el proceso de expansión del Sistema Troncal y que esas obras sean también incluidas en forma consistente a como son definidas en los respectivos estudios del este sistema. Ello por cuanto la omisión de algunas de las obras descritas, puede distorsionar los resultados de los precios de nudo. En particular, para el plan de obras de transmisión se tienen las siguientes observaciones: Respecto de las Obras del Sistema troncal Incluidas en el Cuadro N 5 del ITP a) Transformación de Línea Alto Jahuel Itahue de 154 a 220 kv El cronograma de este proyecto incluido en el informe Revisión del Estudio de Transmisión Troncal 2008, elaborado por las consultoras Synex Electronet, de septiembre de 2008, señala que esta obra se inicia en mayo de 2010 y finaliza en agosto de 2013, lo cual implica que la energización a 220kV es un proceso gradual por tramos atendiendo la complejidad y diversidad de consumos que esa línea suministra en la zona. Este cronograma consigna las siguientes etapas de energización en 220 kv: 1.- Enero 2012 : Energizado en 220 kv entre Alto Jahuel y Punta de Cortés 2.- Octubre 2012: Energizado en 220 kv entre Alto Jahuel y Tinguiririca 3.- Marzo 2013: Energizado en 220 kv entre Alto Jahuel y Teno 4.- Agosto 2013: Energizado en 220 kv entre Alto Jahuel e Itahue Sin embargo en los archivos de entrada del OSE 2000 del ITP se incluye esta obra energizada en todos sus tramos en 220 kv a partir de diciembre de 2011, lo cual no corresponde a lo señalado en el Cuadro N 5 del ITP ni en el estudio de SYNEX Electronet mencionado. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 12

15 Al respecto, se solicita a la CNE incluir en la modelación del OSE 2000 un cronograma gradual de energización de 154 kv a 220 kv, de acorde a lo incluido en el ITP y a lo definido por el Estudio de SYNEX Electronet. b).- Ampliación sistema Ancoa-Charrúa 500 kv Esta obra se incluye en octubre de En el entendido que la obra esté referida a la implementación de un tercer circuito de 500 kv entre las subestaciones Ancoa-Charrúa, ella no concuerda con las obras recomendadas para la expansión del sistema troncal. No obstante, aún considerando la realización de dicha obra, cabe señalar que su ejecución no es posible en la fecha informada por la CNE en su ITP, pues por una parte no existe ningún antecedente de que esa obra haya comenzado su ejecución y, por otra, su magnitud es tal que se requiere al menos de 42 a 48 meses de plazo sólo para su ejecución. Si a ello se agregan otras actividades previas a esta obra como son: disponer del estudio final de revisión del Estudio de transmisión Troncal (sep-2008), el Decreto del Ministerio de Economía: Nuevas Obras de Transmisión Troncal (abr-2009), la preparación de las bases y llamado a licitación (jul-2009) y la ratificación y adjudicación de la obras (dic-2009), se estima que esa ampliación no podría entrar en servicio antes de junio de Se solicita a la CNE revisar la fecha de puesta en servicio de este proyecto. c).- Ampliación Sistema Pan de Azúcar-Los Vilos 220 kv de 600 MVA y Ampliación Sistema Los Vilos-Nogales 220 kv de 350 MVA Enero de 2013 Considerando que en términos eléctricos, la línea Los Vilos-Nogales puede ser considerada una extensión de la línea Pan de Azúcar-Los Vilos (ya que en S/E Los Vilos no se asocian grandes consumos ni centros de generación) no parece coherente que las ampliaciones utilizadas en los estudios presenten distinta capacidad de transmisión (600 MW versus 350 MW). Se recomienda revisar la coherencia de Respecto de las Capacidades de Transmisión Modeladas en el OSE Existen elementos en la modelación del sistema de transmisión que discrepan tanto de los planes de obra de transmisión, como de las condiciones operacionales actuales del SIC. El uso de valores de capacidad de transmisión mayores a los reales provoca desconocer desacoples que afectan notoriamente la operación económica del sistema variando los precios marginales en las barras. Esto afecta, por ende, los valores de nudo informados en este ITP. Se destaca, particularmente, la modelación y planificación de obras para el sistema de 500 kv comprendido entre Charrua y Polpaico. Por lo anterior se solicita aclarar los comentarios relacionados con los límites utilizados en la modelación, además de actualizar el programa de obras considerando que no es posible, tal como se señaló anteriormente, la incorporación de nuevas líneas de 500 kv antes del año 2013, previo proceso de análisis y recomendación por parte de los Estudios de Transmisión Troncal. En relación con la base de datos utilizada en el OSE 2000, correspondientes al directorio DAT LIN LinDatPar(Man)Ope(Opt).csv., se incluyen los siguientes comentarios: Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 13

16 a) Línea San Luis-Quillota 2x220 kv Dentro de la base de datos se aprecia como capacidad de la línea San Luis - Quillota 2x220 kv usada en la simulación, un valor de 1176 MW bajo un criterio de seguridad n-1. Lo anterior discrepa del valor declarado al CDEC correspondiente al doble circuito de 4 conductores por fase, con una capacidad de transferencia cercana a 1520 MVA bajo el mismo criterio de seguridad. Como consecuencia de lo anterior, el menor valor de capacidad de línea utilizado en la simulación puede implicar limitaciones en la generación asociada a S/E San Luis, y por ende del despacho económico del sistema y costos marginales, en particular para años de hidrología seca, debido a la saturación de la principal línea de evacuación de las centrales que en esa subestación inyectan (Complejos Térmicos San Isidro, Nehuenco, Quintero). Se solicita a la CNE revisar y modificar la capacidad de transferencia de esta línea. b) Líneas Ancoa-Alto Jahuel y Ancoa-Polpaico 500 kv De acuerdo con los análisis de la base de datos el sistema representado para este tramo para los análisis de simulación concuerda con el mostrado en la siguiente figura: Por la información contenida en los archivos, se deduce que durante el periodo enero septiembre 2011 la capacidad de transmisión utilizada para el tramo Ancoa-Ancoa Aux 500 kv es de 1900 MW y posteriormente, durante octubre 2011, la capacidad de este tramo es aumentada a 2600 MW, lo cual determina el límite de transmisión de este sistema de transmisión. Sin embargo, no existe ninguna obra recomendada en el ITP que respalde dicho aumento de capacidad (de 1900 a 2600 MVA) en dicha fecha siendo su puesta en servicio más próxima estimada para enero del Por otra parte, según análisis realizados empresas generadoras y por el CDEC ( Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2008, febrero 2008) existen restricciones operacionales en el tramo Ancoa - Alto Jahuel 500 kv (y Ancoa Polpaico 500 kv) asociados a problemas de estabilidad de tensión ante contingencias, tales como la pérdida de Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 14

17 generación en la zona centro del SIC, en particular la central Nueva Renca, que impide considerar que la capacidad de transmisión de este sistema pueda superar los 1400 MVA. Se solicita a la CNE revisar la capacidad de este sistema de transmisión y en particular el aumento definido a partir de octubre de 2011 en virtud de que en el ITP no se explicita ningún proyecto que lo justifique antes de enero del c).- Línea Nogales Polpaico 220 kv. En los archivos del modelo OSE 2000, se mantiene esta línea operando desde abril de 2010 con una capacidad de 1800 MW (y no aparece en el detalle del Informe Técnico Preliminar). Sin embargo, según se indica en el decreto N 282/2007 (incluyendo el decreto 312/2007) y a lo confirmado por Transelec cuando ganó la licitación correspondiente, la capacidad de esta obra sería sólo de MW. Se solicita a la CNE incorporar esta información en el cálculo definitivo del precio de nudo. d).- Aumento de capacidad Cerro Navia - Polpaico 220 kv. En el ITP no se incluye ampliaciones de esta línea. Sin embargo en el modelo OSE-2000 se incluye una ampliación desde abril de 2013 desde 620 MVA a 2050 MVA en el tramo Cerro Navia Lampa y desde 620 MVA a 1400 MVA en el tramo Lampa Polpaico. Sin embargo en el decreto N 282/2007 (incluyendo el 312/2007) sólo se hace mención a la instalación de equipos de Control de Flujo en la S/E Cerro Navia en Agosto 2010 de 350 MVA por línea. Se solicita aclarar la información Diferencias observadas entre algunos Datos del Plan de Obras incluidos en el ITP versus los incluidos en el Modelo OSE Fecha de Entrada de Programa de Obras La fecha de entrada de las obras listadas a continuación, Cuadro N 5, presenta diferencias entre lo informado en el ITP de octubre de 2008 (Cuadros N 4 y N 5 de ese Informe) y lo incluido en los cálculos del modelo OSE2000. CUADRO N 5 Fecha ITP Oct-08 Fecha Archivos OSE-2000 Central Diesel Calle-Calle Feb-09 Ene-09 Turbina Diesel Campanario IV CC Jun-09 Jul-09 Transformación Sistema 154 kv Itahue-Alto Jahuel Dic-10 Dic-11 Se solicita corregir las fechas de entrada de las obras indicadas donde corresponda. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 15

18 Potencia Máxima de Centrales. La potencia máxima de las centrales listadas a continuación, Cuadro N 6, utilizada en los cálculos del modelo OSE2000, no corresponden a la potencia máximas mostradas en los Cuadros N 4 y N 5 del Informe Técnico Preliminar. CUADRO N 6 Potencia ITP Oct-08 Potencia Archivos OSE-2000 Central Diesel Santa Lidia Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco Central Hidroeléctrica Confluencia Se solicita corregir las potencias de las centrales indicadas donde corresponda Correspondencia Nombres Centrales Comparando las potencias máximas y las fechas de entrada de las siguientes centrales, que se muestran en el Cuadro N 7, observamos que los nombres indicados en el ITP en comento son distintos a los nombres de las centrales equivalentes en los archivos del OSE2000. CUADRO N 7 Nombre ITP Oct-08 Nombre Archivos OSE-2000 Hidroeléctrica X Región 01 Hidroeléctrica X Región 02 Hidroeléctrica X Región 02 Hidroeléctrica X Región 01 Hidroeléctrica VII Región 02 Hidroeléctrica VII Región 03 Hidroeléctrica XIV Región 01 Hidroeléctrica XIV Región 02 Hidroeléctrica VI Región 04 Hidroeléctrica VI Región 05 Solicitamos corregir el nombre de las centrales indicadas para evitar confusiones. 3.- USO Y DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL LICUADO EN CICLOS ABIERTOS TALTAL Y QUINTERO (GNL) No debiera considerarse disponibilidad de GNL para un CA en Quintero al año 2010, ni su disponibilidad para empresas que no integran el Pool asociado a la planta de regasificación de Quintero. No tiene ningún sentido económico el uso de GNL en ciclos abiertos como es el caso de Taltal y TG Quintero. Esto se debe a que el uso de este combustible supone el pago de costos fijos de regasificación y potenciales inflexibilidades en el suministro de GNL que ningún CA con bajo despacho estaría dispuesto a asumir. Por este motivo se solicita eliminar el uso de GNL en CA. Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 16

19 Adicionalmente, en el caso de GNL Quintero tenemos que a partir de abril de 2010, de la capacidad máxima de regasificación 9,5 MMm3/día de la planta Quintero, sólo 3,2 MMm3/día son destinados a la generación eléctrica, que corresponde a los contratados por ENDESA. Considerando además las dificultades que existirán a esa fecha para suscribir la contratación de nuevos suministros de GNL, dicho volumen de 3,2 MMm3/día sólo alcanzará para el equivalente a dos ciclos combinados, por consiguiente a partir de esa fecha sólo podrían generar con GNL las centrales de ciclo combinado San Isidro I y San Isidro II y tal volumen no alcanzaría para cubrir las necesidades de la central Ciclo Abierto Quintero I. Por lo tanto, solicitamos a la CNE que en la presente fijación incluya a la central Ciclo Abierto Quintero I operando sólo con combustible diesel y a partir de abril de 2010 destinar el volumen de GNL sólo para la generación de las centrales San Isidro I y San Isidro II. 4.- PROYECCIONES DEL PRECIO COMBUSTIBLES DIESEL, FUEL Y MEZCLA DIESEL- FUEL En el Cuadro N 18 del Anexo N 10 del ITP, la CNE utiliza una proyección del precio del crudo WTI obtenido de Purvin & Gertz que disminuye desde 2008 hasta el 2012 en casi 20%, que parte de un valor de 156,57 US$/bbl el año Al respecto, ENDESA mantiene su posición respecto que resulta más razonable utilizar datos futuros de publicaciones más representativas de las transacciones de futuros en el mercado del crudo, que son más estables y actualizadas en relación a la publicación Purvin & Gertz utilizado por la CNE. Adicionalmente, en la modulación de los precios del crudo debe incluirse el valor actual (que desde el 01 de agosto a la fecha presenta un promedio de 112 US$/bbl) del WTI y no el valor promedio anual Ello dado que es este valor actual el que está relacionado con el costo variable de las centrales declaradas en el CDEC-SIC, que representa el costo variable inicial en el ITP. Por lo tanto, al considerar lo señalado anteriormente, la proyección del precio del crudo no debería tener una reducción tan significativa como la incluida por la CNE en el ITO (período ). 5.- PRECIO DE NUDO DE LA ENERGÍA. Se refiere principalmente a la modelación de mantenimiento de centrales, de la central antes existente Coya Pangal y convenio de riego del Maule Modelación de Centrales de ENDESA en el OSE Central Taltal En el archivo de entrada del OSE 2000, se incluyen potencias máximas de 123, 4 MW para las unidades 1 y 2 de la central Taltal. Sin embargo, dichas unidades se encuentran declaradas en el CDEC con potencias para generación con combustible diesel de 121,5 para Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 17

20 una unidad y de 110 MW para la otra unidad de esta central. Se solicita considerar en el cálculo del precio de nudo las potencias declaradas en el CDEC antes señaladas Central Huasco. Se modela esta central como disponible en circunstancias que esta central no se encuentra disponible en el CDEC para el despacho. Se solicita a la CNE que en la determinación del precio de nudo se considere indisponible durante todo el período de cálculo Mantenimientos Centrales Exclusión de Mantenimientos de Algunas Centrales No se ha modelado en el OSE 2000 los mantenimientos de las siguientes centrales: Coya-Pangal Central Diesel Termopacífico Solicitamos modelar el mantenimientos de estas unidades Subestimación de los Períodos de Mantenimiento de Algunas Centrales Las siguientes centrales tienen un mantenimiento de sólo una semana al año, lo cuál que se considera un período muy reducido para las características de estas unidades: Guacolda 3 Nueva Ventanas Nehuenco 2 Solicitamos extender el período de mantenimiento de estas unidades por lo menos tres semanas al año Inicio del periodo de Mantenimiento de central Carbón V Región 02 El primer mantenimiento de la central Carbón V Región 02 es en Junio-2015, 3 años después de su puesta en operaciones. Al respecto, se solicita a la CNE modelar el mantenimiento de esta central desde el primer año de su puesta en servicio Central Coya - Pangal. Se solicita a la CNE explicitar y aclarar la situación de la central Coya Pangal, que en el modelo OSE 2000 se incluye operando con 10,8 MW y que desde la fijación de abril de 2008 se incorporó como una central adicional al SIC. Sin embargo, cabe señalar que esa unidad no es nueva pues ya existía en el sistema y su generación que abastecía antes al mineral El Teniente, se destina desde este año al SIC. Sin embargo, ello implicaría que junto con incorporar esta central al SIC, también debiera incluirse (simultáneamente) la Observaciones de ENDESA al Informe Técnico Preliminar de la Fijación de Precios de Nudo de octubre de 2008 Pág 18

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