BOLETÍN TÉCNICO Nº 63

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1 BOLETÍN TÉCNICO Nº 63 Informe mensual de operación eléctrica SIC Junio de 2013 NOTA IMPORTANTE: ACENOR A.G. confecciona mensualmente este boletín del SIC en base a información pública, sólo con carácter informativo para sus asociados, por lo que no se responsabiliza de la veracidad, exactitud o integridad de la información, ni de las decisiones, acciones o resultados que se obtengan del uso de la misma.

2 ÍNDICE Páginas 1.- RESUMEN EJECUTIVO ESTADÍSTICAS DE LA OPERACIÓN Generación Anual Generación Mensual Energía Embalsada PRECIOS Costos Marginales Precios Medios de Mercado Precios de Nudo de Corto Plazo NOVEDADES RESUMEN EJECUTIVO SIC - Los costos marginales promedio del mes de junio de 2013 en S/E Quillota 220 kv alcanzaron a 242,7 US$/MWh, significando un alza de 69,1% respecto a la cifra de junio de 2012 (143,5 US$/MWh) y 15% más altos que los de mayo del 2013 (211 US$/MWh) y 42,8% superiores al promedio alcanzado durante los últimos 12 meses (169,9 US$/MWh). Este nivel de cifras no se veía desde , años de la crisis del gas argentino. Lo anterior respondió en gran medida a que durante junio hubieron centrales duales (carbón y GNL) fuera del sistema por fallas (Nueva Renca, de 350 MW, que volvería al servicio el ), o mantención (Nehuenco II, de 350 MW, que volvería el ), lo que obligó a disminuir la generación con GNL y reemplazarla con diesel, combustible que en el mes aumentó significativamente su participación. - Respecto al nivel de precios de los clientes libres, medidos por el PMM, se aprecia que a principios de julio 13 fue de 99,9 US$/MWh, experimentando una ligera baja respecto de los últimos valores de la serie, dentro de un nivel de valores altos comparados con el nivel que se apreciaba a comienzos del En relación a los precios de nudo en el Informe Definitivo de abril de 2013 estos consideraron un precio medio de 107,6 en el cual la componente energía se hizo cargo de 88,9 US$/MWh y la componente potencia de 18,7 US$/MWh, precio medio que es 5,6% inferior al de la fijación de octubre de 2012 y 3,5% menor al de abril de El Gobierno decidió acelerar el despacho del proyecto de ley de concesiones eléctricas calificándola con urgencia de "discusión inmediata" -siete días en el hemiciclo- en la Cámara de Diputados, la cual debe revisar los cambios introducidos por el Senado. Entre los puntos sensibles que generaron más discusión en el Senado figura quiénes pueden ser reclamantes por la ocupación de un predio para instalar una torre. El proyecto aprobado sostiene que solo los dueños, aunque hay opiniones que quienes tienen proyectos turísticos o inmobiliarios en la zona circundante también son afectados y tendrían derecho a reclamar. Otro punto sensible es la consulta indígena que establece el Convenio 169 de la OIT, determinándose una consulta por una sola vez antes de la construcción de la torre, lo que debe ser acreditado. - El Gobierno ingresó al Congreso el proyecto de ley que tiene por objeto permitir a la autoridad promover la interconexión de sistemas eléctricos independientes de más de 200 MW de capacidad instalada. Si bien la ley vigente contempla un mecanismo que permite desarrollar la interconexión de sistemas eléctricos independientes, éste no considera la opción para el Estado de promover tal interconexión, limitándola sólo a empresas eléctricas privadas. De acuerdo a lo establecido en el mensaje presidencial del proyecto el objetivo principal de la interconexión eléctrica es entregar al país un beneficio social cuyo valor presente neto, a enero de 2019, alcanza un valor de entre US$300 y US$660 millones, según el análisis de que se trate. Adicionalmente, se estima que al aumentar el tamaño del mercado y el número de actores en el segmento de la generación eléctrica, habrá mayor competencia y, por tanto, mejorará la oferta, reduciéndose en consecuencia los precios de la energía. Así también, se permitirá un mejor aprovechamiento de la generación de las centrales de menor costo de operación. Además, el gobierno estima que con la interconexión habrá respaldos cruzados entre los sistemas, aumentando la seguridad, disminuyendo los costos y optimizando el despacho de centrales, además de permitir un mejor aprovechamiento de los recursos renovables de generación disponibles en el país. 2/15

3 2.- ESTADÍSTICAS DE LA OPERACIÓN SIC Generación Anual SIC Figura 1.- Evolución generación anual del SIC (Fuente: CNE) - De la Figura 1 se aprecia que en los últimos diecisiete años, desde 1996 ( GWh) al 2012 ( GWh) la generación bruta total anual ha tenido un crecimiento con una tasa anual promedio de crecimiento de aproximadamente GWh anuales (5% de aumento anual), recuperándose en los dos últimos años con una tasa superior al promedio (5,9% en el 2012 y 6,8% en el 2011) luego de tres años en que la oferta estuviera prácticamente estancada (debido a que la generación disminuyó -0,4%, en el 2008, por primera vez desde 1989, -0,2% en el 2009, y en 2010, tuviera un crecimiento de 3,4%, menor a la tendencia histórica). - De acuerdo a las cifras de hidrología el 2012 fue uno de los años más secos de la historia (fue una temporada con escasas lluvias y muy bajos niveles de nieve en las altas montañas, que implicó que el año tuviera una probabilidad de excedencia que alcanzó al 92%, ya que desde el 2000 que las plantas hidroeléctricas no tenían un nivel de producción tan bajo. Por lo anterior, por tercera vez consecutiva en la historia, la generación térmica logró superar a la hidroeléctrica, con GWh (58,1%) versus GWh (41,1%), rompiendo con el predominio histórico del agua en la matriz, con valores que se alejan del valor promedio del aporte hídrico de un año normal en el SIC, que alcanza a un valor superior al 65%, lo que resulta lamentable para el país, pues además de subir el costo energético, la hidroelectricidad es un aporte autóctono, 100% renovable y que no emite CO 2. Lo anterior implicó el consiguiente aumento de la generación térmica, especialmente de la generación basada en carbón, que alcanzaron su mayor presencia de la década en la matriz de generación del SIC, y el aumento también de la generación con ciclos combinados a gas natural y en menor medida, de ERNC, principalmente eólica, destacando la caída de la generación a petróleo. 3/15

4 - Respecto al año 2013 hasta la fecha se está nuevamente comportando como seco, por lo que de seguir esta tendencia se estima que la participación de la generación térmica, en base de diesel, carbón y gas natural, seguirá predominando sobre la hidráulica. En ese sentido, considerando los valores mensuales reales de generación del primer semestre de 2013 (que tuvieron un incremento de 3,8% respecto del mismo periodo de 2013), más los seis meses restantes del 2012, incrementados en un 6%, se obtiene una estimación para el año 2013 de GWh, que implica un crecimiento de 4,9% con respecto al año 2012, que está bastante alejado del 5,6% que previó en promedio la CNE para el 2013, lo que es consecuente con el proceso de desaceleración de la actividad económica. - En todo caso, aunque continúen crecimientos del consumo, y que esto se una a problemas de congestionamiento en el sistema de transmisión troncal por falta de capacidad de algunas líneas, y persista la condición hidrológica seca actualmente imperante en el SIC, la autoridad igual espera que no se presenten problemas de abastecimiento durante el 2013, como lo prueba el hecho de no renovarse el decreto de racionamiento preventivo que se decretó en febrero 2011 y que duró hasta agosto de 2012, ello por la reciente entrada en servicio de las centrales carboneras Santa María (340 MW; Colbún), Bocamina II (350 MW; Endesa) y Campiche (270 MW; AES Gener), y de la central hidroeléctrica Rucatayo (55 MW; Pilmaiquén), todo lo cual durante el 2013 se verá reforzado con la entrada de aproximadamente 650 MW adicionales de capacidad, entre ellos las centrales Angostura (hidroeléctrica de pasada; 316 MW; Colbún, 2013) y de otras centrales como San Andrés (40 MW), El Paso (40 MW), El Arrayán (115 MW), Talinay (90 MW) y Viñales (32 MW), que seguramente ayudarán a descomprimir la estrechez entre oferta y demanda que el año pasado derivó en un alza importante de los tarifas eléctricas, aunque ello podría cambiar de persistir la sequía y de ocurrir fallas prolongadas de centrales como Nueva Renca o fallas puntuales como Campiche, Bocamina o Los Pinos, o aumentar el periodo de mantenimiento mayor de centrales como Nehuenco II. - Respecto a tendencias futuras, diversos analistas estiman que la holgura que tiene actualmente el SIC para cubrir la demanda de suministro se irá reduciendo sistemáticamente durante esta década, al seguir incrementándose el consumo y apreciarse solo iniciativas menores ERNC, cuyo destino siempre es incierto, y no desarrollo de grandes centrales de base, hidroeléctricas o a carbón, ello de manera adicional al proyecto de Guacolda V (carbón, 152 MW, que operaría a partir de septiembre de 2015), situación que se complicaría aún más si existen años muy secos a partir del 2016 o 2017, lo que generaría en ese escenario eventuales racionamientos (aunque se dice que hay más de MW aprobados de generación diesel que esperan su ejecución como por ejemplo: Tierra Amarilla (141 MW), Los Guindos (132 MW) y Santa Lidia (130 MW), pertenecientes a AES Gener; Central Espino y su proyecto de ampliación (133 MW); Centrales El Peñón y Trapén, de Energía Latina, cada una de 90 MW de capacidad, etc.), elevados costos de generación y altos niveles de emisión de contaminantes. - En relación al estado de otras centrales más grandes en el SIC, su situación es la siguiente: San Pedro (Hidroeléctrica; Colbún; 144 MW; se están consolidando los resultados para determinar si es necesario estudios adicionales. Esta etapa se prolongará hasta el segundo trimestre de 2013); Punta Alcalde (Termoeléctrica; Endesa; 740 MW; fue aprobada por el Comité de Ministros en diciembre de Tiene cuatro recursos de protección en su contra que deben ser revisados aún); Santa María II (Termoeléctrica; Colbún, 250 MW; está aprobada ambientalmente. No hay una fecha definida para iniciarla, pues Colbún mira las distintas variables involucradas en el proyecto); Alto Maipo (hidroeléctrica; AES Gener; 531 MW, consiguió en diciembre de 2012 la concesión eléctrica; sin embargo, aún despierta oposición social, con riesgos de judicializaciones). 4/15

5 2.2.- Generación Mensual SIC Figura 2: Evolución generación mensual SIC últimos 5 años (Fuente: CDEC SIC) Figura 3: Participación generación mensual SIC (Fuente: CNE) 5/15

6 Mes GENERACIÓN (GWh) HIDRULICA TERMICA Pasada Embalse Subtotal Gas Carbón Petróleo Desechos Subtotal ERNC Ene Feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may Jun jul ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul /15 Total

7 Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Tabla 1: Participación generación mensual SIC (Fuente CDEC-SIC) - Al analizar los datos de la matriz de generación en la Tabla 1 y Figuras 2 y 3 se aprecia que en junio de 2013 la generación del SIC fue 4,2% superior a la de junio de 2012 y 0,5% inferior a la de mayo pasado, probablemente por el día menos de junio respecto de mayo. - Adicionalmente se aprecia que en junio 2013 las centrales hídricas aportaron un 31,1% de la energía disponible, es decir, bastante menos de la mitad de la matriz, menor a su participación en el mix respecto de enero de 2012 (45,8%) y muy alejadas del 67% que representaron en octubre del 2009, por lo que continúa la predominancia térmica que caracterizó el año 2012, implicando este mes de junio 13 un aporte térmico de 68%, aportando el resto, las centrales eólicas con un 0,8%. - El aporte hidroeléctrico en junio del 2013 disminuyó un 36,2% respecto de junio 2012 pero aumentó un 7,3% respecto de mayo Respecto a la generación de las centrales de pasada se aprecia para junio 2013 que su valor disminuyó un 20,2% respecto de junio 2012, pero aumentó un 11,2% respecto del aporte de mayo de En relación a las centrales de embalse se aprecia una disminución de 48% respecto de junio 2012 y un aumento de 3,3% respecto de mayo /15

8 - Consecuentemente la generación térmica durante junio de 2013 aumentó un 47% respecto de junio 2012, y disminuyó un 3,5% respecto de mayo 2013, teniendo una participación del 68%, frente al 28,6% que significó su aporte en noviembre del 2009 y al 46,7% que significó en diciembre del Se aprecia la fuerte generación a carbón, respecto a cifras de junio de Cabe destacar que la generación en base a diesel durante el mes aumentó a un 9,7% del total del sistema, subiendo de manera importante respecto de junio del 2012 y mayo de Según fuente de producción, en junio de 2013 la matriz del SIC fue abastecida de mayor a menor por la generación con centrales a carbón (36,6%), luego centrales de pasada (16,5%), a gas (16,2%), luego a continuación centrales de embalse (14,7%), petróleo diesel (9,7%), centrales en base a desechos (5,6%), y finalmente centrales eólicas y solares (0,8%) Energía Embalsada Embalses Rapel Laguna del Maule VOLUMEN DE EMBALSES (millones m 3) Colbún Melado Laguna Invernada Lago Laja (1) Pangue Ralco Región VI VII VII VII VII VIII VIII VIII Cuenca Rapel Maule Maule Maule Maule Bío Bío Bío Bío Bío Bío Uso Gen. Gen./ Gen./ Gen./ Gen. Riego Riego Riego Gen. Gen. Capacidad Prom. Hist. Men Centrales Colbún Rapel Varias Embalse Machicura Pehuenche Cipreces El Toro Pangue Ralco SubTotal abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb /15

9 mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may Jun jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar /15

10 Abr May Jun Tabla 2: Volumen en millones m 3 en últimos meses (Fuente DGA) (1): Volumen sobre cota m.s.n.m. De acuerdo con informes de la CNE y de la DGA, los tres últimos años han sido críticos en materia hidrológica, debido al fenómeno de La Niña, que genera que una gran masa de agua anormalmente fría mantenga las temperaturas que se registran en la superficie del océano inferiores a la media, generando inundaciones por lluvias en la zona altiplánica del norte del país, sequía desde la IV hasta la VII Región, y disminución del volumen de los embalses. El año 2012 tuvo condiciones de sequía en torno a una probabilidad de excedencia de 92%, lo que significa que sólo un 8% de los años han sido más secos, lo que ha implicado una lamentable baja en los embalses, en particular del Lago Laja, que mantiene una gran diferencia con respecto a sus volúmenes promedio y a su capacidad máxima, al igual que el Maule, que es el otro gran embalse del país, por lo que la generación termoeléctrica ha debido suplir a la hidroeléctrica impactando en el costo marginal. Respecto al 2013, según proyecciones recientes disponibles en habría bajado el grado de sequía esperado para julio, aunque hasta la fecha el presente año ha seguido siendo seco, pues si bien durante junio se produjeron lluvias desde la región de Coquimbo al sur fueron de menor magnitud que las de mayo, reflejándose en una mejoría menor en los volúmenes almacenados en los grandes embalses, que les permitió salir del nivel de agotamiento que presentaron en mayo, aunque mantienen niveles mínimos, lo que se refleja en que los embalses dedicados a la generación y riego mantienen un déficit de 82% respecto de sus promedios. 3.- PRECIOS SIC Costos Marginales SIC S/E Quillota 220 kv (US$/kWh) Meses Cmg. Prom Cmg. Máx Cmg. Mín Ene ,8 303,3 34,3 Feb ,7 333,8 145,2 mar ,2 370,8 179,9 abr ,0 374,8 164,4 may ,8 370,2 37,7 jun ,4 330,1 30,9 jul ,7 350,9 127,2 ago ,8 331,3 49,0 sep ,8 323,3 45,2 Oct Nov ,3 221,3 126,4 Dic ,3 217,9 37,7 Ene ,8 127,7 44,6 Feb ,0 152,9 94,9 Mar ,9 153,7 65,8 Abr ,5 173,0 87,3 May-09 94,7 134,8 78,2 Jun ,4 169,7 46,1 Jul-09 99,0 156,0 15,4 Ago-09 95,3 171,9 43,3 Sep-09 67,2 172,7 0,0 10/15

11 Oct ,6 171,5 74,9 Nov-09 84,7 182,1 21,1 Dic-09 80,0 191,1 0,0 Ene ,9 155,6 66,7 Feb ,0 317,6 41,5 Mar ,7 499,1 69,9 Abr ,1 209,9 79,8 May ,6 208,9 92,8 Jun ,0 204,0 84,2 Jul ,1 214,0 92,8 Ago ,2 205,7 90,1 Sep ,1 179,3 115,0 Oct ,0 205,9 0,0 Nov ,0 204,2 28,3 Dic ,7 224,3 37,2 Ene ,8 281,5 0,0 Feb ,3 490,1 89,6 Mar ,6 355,9 93,3 Abr ,2 290,0 50,0 May ,2 289,5 53,3 Jun ,7 299,8 49,9 Jul ,0 273,1 109,3 Ago ,2 271,5 51,1 Sep ,9 491,1 98,3 Oct ,2 264,5 57,7 Nov ,4 271,1 3,9 Dic ,2 261,0 52,2 Ene ,2 227,5 108,7 Feb ,2 281,6 52,2 Mar ,6 295,6 72,6 Abr ,3 366,3 90,1 May ,7 296,4 52,4 Jun ,5 261,4 25,5 Jul ,2 245,8 37,7 Ago ,5 184,5 48,8 Sep ,1 293,5 102,5 Oct ,9 277,9 105,5 Nov ,5 273,4 41,3 Dic ,5 275,4 40,2 Ene ,1 206,5 40,6 Feb ,0 294,2 38,5 Mar ,8 284,3 44,0 Abr ,0 274,1 43,3 May ,0 352,1 47,5 Jun ,7 302,2 45,3 Prom. últ. 12 meses 169,9 272,0 52,9 Prom. 24 meses 177,0 284,4 58,7 Tabla 3 Evolución costos marginales SIC últimos meses (Fuente: CDEC-SIC) 11/15

12 Figura 4: Evolución Costos marginales promedio, máximo y mínimo SIC (Fuente: CDEC-SIC) - - Los costos marginales promedio del mes de junio de 2013 en S/E Quillota 220 kv alcanzaron a 242,7 US$/MWh, siendo dicho nivel el tercero más alto en casi 5 años, significando un alza de 69,1% respecto a la cifra de junio de 2012 (143,5 US$/MWh) y 15% más altos que los de mayo del 2013 (211 US$/MWh) y 42,8% superiores al promedio alcanzado durante los últimos 12 meses (169,9 US$/MWh). Este nivel de cifras no se veía desde , años de la crisis del gas argentino. Lo anterior respondió en gran medida a que durante junio hubieron centrales duales (carbón y GNL) fuera del sistema por fallas (Nueva Renca, de 350 MW, que volvería al servicio el ) o mantención ( Nehuenco II, de 350 MW, volvería a operación el ), lo que obligó a disminuir la generación con GNL y reemplazarla con diesel, combustible que aumentó en el mes significativamente su participación. - En cuanto a proyecciones de costos marginales futuros, el diagnóstico de la industria es que en la medida en que no llueva, con el consecuente agotamiento de los embalses, aumentará la generación con diesel en el sistema eléctrico, generando aumentos en los costos de energía, especialmente en la zona norte del SIC debido a las limitaciones de transmisión eléctrica que impiden llevar energía desde la bahía de Coronel, donde se encuentran las centrales Bocamina y Santa María, hasta los puntos de consumo cercanos a Santiago y más al norte, lo que ha llevado al Despacho a aumentar la utilización de centrales más indeficientes ante la creciente demanda energética. Sin embargo, en la medida que llueva, durante el invierno, los costos marginales podrían tender a la baja en el mediano plazo. - Más a largo plazo, se estima probable que hasta 2015 se tendrán escenarios de precios altos, pues la oferta eficiente que ingresará al SIC será limitada (se contemplan sólo las centrales Angostura y Guacolda V), aunque luego, los precios podrían atenuarse por la implementación del proyecto de concesiones, que de promulgarse apoyaría a una baja de precios de la energía a partir del 2016 o 2017 y asimismo por el alivio del sistema de transmisión a partir del 2018 con los refuerzos en los sistemas de 500 KV entre el norte, centro y sur del SIC, y porque para esos años es posible que exista un aumento progresivo en la disponibilidad de GNL en centrales existentes que actualmente no cuentan con ese combustible en forma permanente, como son Nehuenco, Nueva Renca, Quintero, Candelaria y Taltal. 12/15

13 3.2.- Precios Medios de Mercado SIC Figura 5: Evolución precio medio de mercado (Fuente: CNE) El precio medio de mercado (PMM) se determina con los precios medios de los contratos tanto de clientes libres como regulados informados por las empresas generadoras a la CNE, correspondientes a una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del precio medio de mercado. Este precio se utiliza como señal para la indexación del precio de nudo de corto plazo de la energía del SIC. Al observar los PMM al 1 de julio de 2013, de la Figura 5, se aprecia que su nivel actual (99,9 US$/MWh) si bien bajó durante el mes aún está en los niveles superiores de la serie desde el 2010, constatándose además de que prácticamente en seis años (desde 2007) los precios medios reales de clientes libres del SIC más que se han duplicado Precios de Nudo de Corto Plazo SIC Figura 6: Evolución precios de nudo SIC últimas fijaciones tarifarias (Fuente: CDEC-SIC) 13/15

14 De acuerdo a lo establecido por la Ley General de Servicios Eléctricos, los precios de nudo se calculan cada seis meses, en los meses de abril y octubre de cada año. La Ley también establece que estos valores deben reajustarse cuando, al aplicar las respectivas fórmulas de indexación, el precio de nudo de energía o potencia experimente una variación acumulada mayor al 10% dentro del semestre en el cual fueron fijados. Los valores de precios de nudo de corto plazo de abril de 2013 consideraron un precio medio de 107,6 en el cual la componente energía se hizo cargo de 88,9 US$/MWh y la componente potencia de 18,7 US$/MWh precio medio que es 5,6% inferior al de la fijación de octubre de 2012 y 3,5% menor al de abril de NOVEDADES SIC Gobierno acelera iniciativa para otorgar concesiones eléctricas: Tres sesiones fueron necesarias para que el Senado despachara el proyecto que agiliza la entrega de concesiones eléctricas, ratificando el acuerdo parlamentario tendiente a priorizar la agenda energética. Ante esta aprobación, el Ejecutivo decidió acelerar aún más el despacho de la iniciativa calificándola con urgencia de "discusión inmediata" -siete días en el hemiciclo- en la Cámara de Diputados, la cual debe revisar los cambios introducidos por el Senado. Entre los puntos sensibles que generaron más discusión en el Senado figura quiénes pueden ser reclamantes por la ocupación de un predio para instalar una torre. El proyecto aprobado sostiene que solo los dueños, aunque hay opiniones que quienes tienen proyectos turísticos o inmobiliarios en la zona circundante también son afectados y tendrían derecho a reclamar. Otro punto sensible es la consulta indígena que establece el Convenio 169 de la OIT. "Se determinó la consulta por una sola vez antes de la construcción de la torre, lo que debe ser acreditado. Las indicaciones dejaban expuestos los proyectos a realizar dos o más consultas: en la concesión provisional, en la definitiva y después en la construcción, lo que con el proyecto actual eso es inviable. Gobierno ingresó al Congreso proyecto que promueve la interconexión eléctrica: El gobierno ingresó al Congreso el proyecto de ley que tiene por objeto permitir a la autoridad promover la interconexión de sistemas eléctricos independientes de más de 200 MW de capacidad instalada. Si bien la ley vigente contempla un mecanismo que permite desarrollar la interconexión de sistemas eléctricos independientes, éste no considera la opción para el Estado de promover tal interconexión, limitándola sólo a empresas eléctricas privadas. De acuerdo a lo establecido en el mensaje presidencial del proyecto el objetivo principal de la interconexión eléctrica es entregar al país un beneficio social cuyo valor presente neto, a enero de 2019, alcanza un valor de entre US$300 y US$660 millones, según el análisis de que se trate. Adicionalmente al beneficio social directo anteriormente mencionado, se estima que al aumentar el tamaño del mercado y el número de actores en el segmento de la generación eléctrica, habrá mayor competencia y, por tanto, mejorará la oferta, reduciéndose en consecuencia los precios de la energía. Así también, se permitirá un mejor aprovechamiento de la generación de las centrales de menor costo de operación, agrega el mensaje. Además, el gobierno estima, además, que la interconexión entre el SING y el SIC presentará como beneficios que haya respaldos cruzados entre sistemas, lo que aumentará la seguridad del sector, disminuirá los costos de la energía y optimizará el despacho de centrales. Además, permitirá un mejor aprovechamiento de los recursos renovables de generación disponibles en el país y facilitará la integración energética de Chile con el resto de los países del cono sur, lo que constituye una de las metas de la Estrategia Nacional de Energía. 14/15