OCTUBRE 2014 ENERGÍA ELÉCTRICA SERIE ESTUDIOS SECTORIALES Energía Eléctrica | Octubre 2014 1| Contenido Resumen ejecutivo ................................................................................................................................ 3 Características generales ....................................................................................................................... 5 El mercado ........................................................................................................................................ 7 Generación ....................................................................................................................................... 8 Transmisión ..................................................................................................................................... 11 Interconexión .................................................................................................................................. 13 Distribución ..................................................................................................................................... 14 Precios y tarificación............................................................................................................................ 15 Evolución del precio medio de mercado .......................................................................................... 18 Evolución del costo marginal ........................................................................................................... 19 Precios libres ................................................................................................................................... 20 Precios licitados ............................................................................................................................... 20 Oferta ................................................................................................................................................. 21 Demanda ............................................................................................................................................ 23 Nuevos proyectos................................................................................................................................ 24 Regulación .......................................................................................................................................... 29 Agenda de energía del gobierno ......................................................................................................... 30 Riesgos ............................................................................................................................................... 31 Perspectivas ........................................................................................................................................ 32 Anexo. Sistema de transmisión troncal ................................................................................................ 34 Energía Eléctrica | Octubre 2014 1| Resumen ejecutivo En Chile hay dos grandes sistemas eléctricos: el Sistema Integrado Norte Grande (SING) con el 23,4% de la capacidad instalada de generación total del país y el Sistema Integrado Central (SIC) con el 75,8%. Los principales actores en el SING son E-CL (44,6%), Gener (31,0%) y Endesa (22,3%). Los principales actores en el SIC son Endesa (37,0%), Colbún (20,9%), y Gener (16,9%) 1 La utilización 2 en el SING es de 60% y en el SIC es de 53% y, por lo tanto, no hay riesgo de restricciones programadas. En la actualidad, el mayor desafío del sector eléctrico es reducir sus precios. En Perú el costo marginal de la energía es mucho menor que en Chile. Por ejemplo, en marzo de 2014, el precio de la energía en Chile fue de 41,3 $/kWh (SING) y 112,8 $/kWh (SIC); en contraste en Perú fue de 19,3 $/kWh. En Chile, el objetivo del gobierno es reducir en 30% los costos marginales en 2017 respecto a 2013, pasando de 151,4 US$/MWh a 106,0 US$/MWh. Con este objetivo en vista, los puntos más relevantes de la agenda energética del gobierno son tres: (i) el rediseño del sistema de licitaciones, (ii) el plan de ordenamiento territorial integral y (iii) el nuevo rol de Estado promoviendo proyectos concretos. El proyecto de interconexión SING-SIC, con una inversión de US$ 700 millones, contribuirá a estabilizar los precios, especialmente en el SIC. La reforma tributaria acaba de incorporar un impuesto verde de 5 US$/ton.CO2. Esto 1 Los porcentajes son respecto a la capacidad de generación. La utilización es la razón de generación máxima a capacidad instalada, es decir, corresponde a la proporción de la capacidad instalada que se utilizó efectivamente en algún momento del año para satisfacer la demanda. Aunque no existe un óptimo de utilización, mientras la capacidad instalada que efectivamente puede generar (potencia firme) supere en un 20% la demanda máxima instantánea, estamos en un margen razonable. 2 Energía Eléctrica | Octubre 2014 3| producirá una presión al alza de los precios de 4,94 US$/MWh para la generación a carbón, 3,81 US$/MWh para la generación a diesel y 2,77 US$/MWh para la generación a gas natural. Los otros cambios tributarios afectarán a las compañías de transmisión y distribución ya que ellas tienen asegurada la utilidad antes de impuestos. Adicionalmente, debido a que la legislación requiere que para 2025 un 20% de la energía de los contratos nuevos provenga de fuentes de energía renovables no convencionales, que tienen un mayor costo marginal, esto también presionará los precios al alza. Al presente, existe una carpeta de proyectos eólicos por US$ 5.077 millones y de proyectos solares por US$ 13.599 millones. Los proyectos en marcha harán crecer la capacidad de generación hasta 27.000 MW en 2025, lo que representa un crecimiento anual promedio de 3,7%. Por su parte, desde el año 2000 a la fecha, la demanda ha crecido anualmente 4,3% y 4,6% en el SING y SIC respectivamente. Esperamos que durante la próxima década lo haga a una tasa anual de 4,5% a nivel agregado en ambos sistemas. |4 Energía Eléctrica | Octubre 2014 puede ingresar a este sector 4. Características generales La regulación del mercado es neutra respecto a la tecnología de generación. Por La electricidad es un insumo fundamental para el desarrollo del país, la calidad de vida, la producción de la industria y el comercio. Sin energía no hay crecimiento. Un país con una energía segura, limpia y ejemplo, no tiene preferencia entre un proyecto solar y otro eólico. Lo único que importa es que tengan los permisos 5 necesarios para operar , privilegiando así el menor precio de oferta. barata tiene mucho más oportunidades de éxito. En el gráfico 1, vemos el fuerte A fines de los 90, la capacidad de vínculo que existe entre PIB y demanda generación eléctrica no fue capaz de cubrir eléctrica que es cercano al 60% en el la demanda y Chile experimentó cortes de período 2000-2013. energía programados. Para salir de ese Gráfico 1: Crecimiento del PIB y la demanda eléctrica (%)3 natural argentino a través de la construcción de gasoductos y centrales que 8 operaban 6 embargo, esa fuente de combustible se 4 acabó abruptamente en 2006 y las centrales 2 tuvieron que cambiarse a diesel o dejar de 0 operar, con lo cual el costo de la energía se -2 2000 2001 2003 2004 2006 2007 2009 2010 2012 PIB Demanda eléctrica Fuente: Banco Central y CNE Existen diversos modos de organizar este mercado. Chile fue el primer país en el mundo en abrir la generación eléctrica a la competencia, es decir, cualquier empresa 3 trance, el país apostó fuerte por el gas Crecimiento del PIB se define como la variación anual del PIB volumen, referencia 2008 y crecimiento de la demanda eléctrica a la variación anual de las ventas de energía (GWh) en el SING y SIC sumados. con ese combustible. Sin 4 El ingreso al subsector de la generación eléctrica, no quiere decir que necesariamente se proveerá de energía al sistema porque existe un mecanismo que determina que los más baratos comienzan a operar primero y los más caros pueden quedar fuera, si la capacidad instalada excede a la demanda. De todos modos, existe un pago por la provisión de potencia de respaldo. 5 Sin embargo, la neutralidad no es total ya que existe la ley 20.698 de 2013 establece que para 2025 el 20% de la generación eléctrica tiene que provenir de fuentes de energía renovables no convencionales (ERNC). En la transición existe una cuota mínima que se va ampliando. Además, la ley 20.780 de 2014 que modifica el sistema tributario, impone un impuesto a las emisiones de gases de efecto invernadero de que afecta a las centrales termoeléctricas. Energía Eléctrica | Octubre 2014 5| multiplicó, pasando de 60 US$ cent./kWh sustancialmente mayores a los que existen hasta casi los 120 US$ cent. /kWh (gráfico en Argentina, Bolivia y Perú. En la categoría 2). industrial, que está en mayor medida Como respuesta a la falta de gas natural argentino se construyeron las dos primeras centrales regasificadoras de gas natural vinculada con la producción económica, nos ubicamos en la décima posición de nuestra región geográfica. Tabla 1: Precios promedio de la electricidad, 2011 (US$ cent./kWh) licuado (GNL): Quintero que comenzó a operar en 2009, con una capacidad de regasificación diaria de 10 millones m3 Residencial Comercial Industrial R.Dominicana 40,21 61,73 45,02 Haití 35,00 40,00 40,00 Uruguay 28,26 18,33 12,70 Mejillones que comenzó a operar en 2010 y Brasil 26,14 22,42 18,73 tiene una capacidad de 5,5 millones m3 por El Salvador 23,81 18,49 18,49 Cuba 22,60 11,49 10,31 Nicaragua 21,81 28,79 22,28 Chile 21,12 21,87 15,46 Colombia 18,99 22,47 20,02 Guatemala 18,05 22,08 16,46 hay un proyecto que establezca plazos Panamá 16,73 17,34 16,18 concretos. Costa Rica 13,96 16,86 13,25 Honduras 13,63 21,07 20,31 Perú (siendo ampliada para aumentar su capacidad a 15 millones m3 en 2015); día. Actualmente, existen planes para construir una tercera planta regasificadora en la zona de Concepción, pero todavía no Gráfico 2: Precio nudo monómico (US$ cent./kWh) 150 12,85 10,02 6,40 México 9,83 21,58 11,33 Ecuador 9,42 7,83 5,96 Bolivia 8,57 10,70 6,35 Paraguay 8,18 8,72 5,48 Argentina 1,86 5,20 3,06 6 Fuente: OLADE . 100 Esto ha incidido en la productividad total de 50 los factores (PTF) de los distintos sectores 0 oct-82 oct-87 oct-92 oct-97 oct-02 oct-07 oct-12 SING-Crucero SIC-Santiago económicos. El gráfico 3 muestra que la gran mayoría de los sectores que son intensivos en energía, tienen una PTF menor. Fuente: CNE Los precios que subieron en 2006, se han mantenido alto desde entonces. La Tabla 1 muestra |6 que tenemos precios 6 OLADE es la Organización Latinoamericana de Energía. Energía Eléctrica | Octubre 2014 Gráfico 3: Evolución productividad sectorial 2012 (prom. 2009 = 100) energía. El segundo del traslado desde las fuentes hasta los centros de demanda. Finalmente, la distribución es el componente capilar del traslado de la Serv. financieros energía hasta el usuario final. Agricultura, pesca La transmisión y la distribución son monopolios naturales. Por lo tanto, no hay Act. empresariales competencia y las empresas actúan en régimen de concesión de servicio público y Rest. y hoteles están fuertemente reguladas 7. Ser. personales En el país no hay un único sistema eléctrico, sino dos mayores y tres menores. Ellos están Ser. básicos distribuidos a lo largo de la geografía del país. Dentro de los primeros, en el norte Comercio ubicamos al SING que se extiende desde Transp. y telecom. Arica hasta Antofagasta y en la zona central de país encontramos el SIC que va desde Industria Atacama hasta Los Lagos. Luego existen tres pequeños sistemas en Los Lagos, Aysén Construcción y Magallanes. Minería En la Tabla 2 se puede ver la generación 0 50 100 150 bruta de cada sistema que es una medida de la demanda, la capacidad instalada que es una medida de la oferta y la generación Fuente: Universidad Adolfo Ibañez máxima que da cuenta de la utilización necesaria de la capacidad instalada para El mercado satisfacer la demanda cuando se encentra en su máximo. El mercado eléctrico se divide en tres subsectores fundamentales: generación, transmisión y distribución. El primero da cuenta de las plantas donde se produce la 7 El precio que pueden cobrar es el costo medio de inversión y gestión de un empresa teórica eficiente. Energía Eléctrica | Octubre 2014 7| Tabla 2: Características de los sistemas eléctricos nacionales Sistema interconectado Generación bruta (GWh) 8 actores del SING. Capacidad instalada (MW) 9 Generación máxima (MW) 10 SING 16.751,1 4.145,8 2.167,4 SIC 48.795,7 13.332,2 6.991,9 16,4 5,4 3,0 Aysén 149,8 46,7 25,5 Magallanes 286,6 103,4 50,6 65.999,6 17.633,5 9.238,4 Tabla 3: Principales compañías generadoras, SING 2014 Capacidad instalada (MW) Participación (%) E-CL 2.105 44,6 Gener 1.465 31,0 Endesa 1.052 22,3 Enor 40 0,84 Solar Pack 24 0,51 Noracid 18 0,37 La generación de energía eléctrica está en Equip. Gen. 7 0,14 manos de empresas privadas. En el SING los Atacama Solar 3 0,06 principales actores son E-CL, Endesa y Selray 3 0,06 Gener; en el SIC son Colbún, Endesa y Enaex 3 0,06 Gener. En la Tabla 3 se puede observar la Enernuevas 2 0,05 capacidad de generación de los principales Ingenova 2 0,04 8 On Group 2 0,04 4.725 100,0 Los Lagos 11 Total Fuente: FNE. Año 2012. Generación La generación bruta es un medida de flujo que da cuenta de la demanda total de energía en un año. Para tener una noción de cuál fue la capacidad media necesaria para proveerla hay que dividir esta cifra entre los 365 días del año y las 24 horas del día. Por ejemplo, para satisfacer la demanda anual total de 65.999,6 GWh se requirieron, en promedio 7.534, 2 MW = 7,5342 GW (= 65.999,6 / 365 / 24). 9 La capacidad instalada es una medida de stock de la energía máxima teórica que se puede generar en un instante. Es teórica, porque las centrales tienen períodos de inactividad, por ejemplo, por mantenimiento o por falta de “combustible” como es el caso del sol en la noche para las plantas solares. 10 La generación máxima es una medida de stock que da cuenta de la capacidad que efectivamente se utilizó en algún instante de tiempo para satisfacer la demanda instantánea. 11 Este sistema eléctrico abastece a Cochamó y Hornopirén. |8 Compañía Total Fuente: Systep 12. En el SING la tecnología que utiliza la capacidad instalada 99,1% térmica, esto es, principalmente en base a carbón, cogeneración, diesel o gas, como una consecuencia directa de la escasez de agua que existe en la región y la falta de precios competitivos que históricamente tuvieron las ERNC (ver Tabla 4). 12 Systep es una firma de ingeniería especializada en el mercado eléctrico chileno. Energía Eléctrica | Octubre 2014 Tabla 4: Tecnologías de generación, SING, 2013 Capacidad instalada (MW) Participación (%) Carbón 2.100 44,4 Gas/Diesel Tecnología 1.518 32,1 Gas 643 13,6 Diesel 313 6,6 Eólica 90 1,9 Solar 32 0,7 Cogeneración 18 0,4 Hidráulica de pasada Total 12 0,3 4.725 100,0 Fuente: Systep. En la Tabla 5 se puede observar la capacidad de generación de los principales actores del SIC. Tabla 5: Principales compañías generadoras SIC 2014 Capacidad instalada (MW) Participación (%) Endesa 5.653 37,0 Colbún 3.194 20,9 Gener 2.589 16,9 Compañía En el gráfico 4 vemos tecnología de Pacific Hydro 492 3,2 producción que se utilizó efectivamente Arauco 336 2,2 durante julio 2014 que puede ser diferente Enlasa 258 1,7 a la participación en la capacidad instalada. Potencia 257 1,7 Por ejemplo, la participación del carbón es Duke Energy 218 1,4 de 44,4% en la capacidad instalada y de CMPC 191 1,3 78,4% en la generación bruta de julio IC Power 153 1,0 2014. SunEdison 141 0,9 CGE 136 0,9 Pattern Energy 100 0,7 Gen. Pacífico 99 0,6 Hasa 89 0,6 Suez 85 0,6 Petropower 74 0,5 Emelda 69 0,5 Pilmaiquén 52 0,3 SN Power 46 0,3 SWC 24 0,2 Puntilla 22 0,1 Enor 22 0,1 Otros 997 6,5 Total 15.298 100,0 Gráfico 4: Generación julio 2014, SING (%) 0.8 0.0 14.4 6.4 78.4 Hidro Eólico y Solar Fuente: Systep GNL Diesel Carbón Fuente: Systep. Energía Eléctrica | Octubre 2014 9| La participación de la tecnología Gráfico 5: Generación julio 2014, SIC (%) de generación termoeléctrica desciende mucho 6.0 en el SIC en comparación con el SING porque en el sur del país no existe escasez 35.0 de agua. La termoelectricidad tiene una 30.0 participación de 49,4% (15,6% carbón, 0,5% cogeneración, 14,7% diesel, 18,6% gas/diesel) y la hidroelectricidad sube hasta 42,2% (26,9% de embalse y 15,3% de 3.0 pasada). Por otra parte, las ERNC tienen una participación de 2,2%. El detalle 11.0 Hidro lo observamos en la Tabla 6. Eólico y Solar GNL 15.0 Diesel Carbón Otro Fuente: Systep Tabla 6: Tecnologías de generación, SIC Cada fuente de generación tiene un costo variable distinto. En grandes líneas, la Capacidad instalada (MW) Participación (%) Hidráulica de embalse 4.118 26,9 Gas/Diesel 2.843 18,6 Carbón 2.382 15,6 Hidráulica de pasada 2.348 15,3 Diesel 2.244 14,7 existe un organismo especializado llamado Biomasa 619 4,0 Centro de Despacho Económico de Carga Eólica 474 3,1 (CDEC) 13 que establece el orden en que las Solar 151 1,0 Cogeneración 74 0,5 Biogás 45 0,3 15.298 100,0 Tecnología hidroelectricidad tiene el menor costo marginal y luego la siguen electricidad Total Fuente: Systep. Al comparar la tabla 6 con el gráfico 5 observamos la diferencias que existen entre la participación tecnológica en la capacidad instalada y la generación bruta en julio de 2104 |10 generada a partir de carbón, gas natural, viento, diesel y sol. Para determinar la entrada (carga) en el sistema de transmisión 13 El CDEC es un organismo que vela por la coordinación en la operación de las instalaciones eléctricas de generación transmisión y distribución que operan los diferentes sistemas interconectados. Su directorio está compuesto por todas las empresas que conforman el sistema. Se rige por el Decreto Supremo Nº327 de 1998, del Ministerio de Energía, y sus principales tareas son: (i) mantener una operación segura y eficiente del sistema eléctrico; (ii) velar por que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una confiabilidad prefijada; (iii) garantizar una operación más económica de las instalaciones; Energía Eléctrica | Octubre 2014 generadoras ingresan al mercado para invierno la demanda de electricidad es satisfacer la demanda, partiendo desde las mayor que en las mañanas de verano. Para tecnologías con los costos marginales más cubrirla a todo evento tiene que existir un bajos y avanzando hasta las más caras. En el exceso de capacidad instalada. Por esta mercado spot, el precio de la energía que se razón, se distingue entre energía entregada, paga a cada compañía de generación es el que es la que efectivamente se utiliza para costo marginal (CMg) de la última central cubrir la demanda en cada instante, y que entró al sistema. potencia de respaldo, que es la energía Así como cada tecnología tiene un costo variable distinto, también existe un factor de planta propio para cada una. Esto es, las necesaria que debe estar disponible para cubrir los máximos de demanda. Transmisión horas en las que una generadora puede efectivamente producir. Por ejemplo, la El traslado de la electricidad desde las tecnología solar (fotovoltaica) tiene un fuentes de generación hacia las distintas factor de planta de 25%, esto quiere decir, subestaciones del tendido eléctrico es lo que solo puede producir electricidad en un que se denomina transmisión. Existen varios 25% de las horas del día. Normalmente el tipos cableado según su nivel de tensión. factor de planta de eólico está en 35%, el Este nivel de tensión da cuenta de la hidráulico en 50% y el de fuente térmicas capacidad de transporte de energía que en 80%, aunque todos estos números tiene el tendido. tienen una cierta varianza. En la actual red hay distintos precios para el Vale la pena aclarar que según la época del retiro de la energía desde cada subestación año y el horario del día existen distintos y esto es lo que se denomina precio nudo. niveles deben El precio nudo es un precio regulado que se satisfacer. Por ejemplo, en las noches de establece cada seis meses en abril y octubre de demanda que se (iv) garantizar el derecho de servicios sobre los sistemas de transmisión concesionados; (v) realizar balances periódicos de inyección y retiros de energía y potencia por parte de las centrales generadoras; (vi) informar sobre los peajes que deben pagar las empresas por cada uno de los diferentes tramos del sistema. En 1995 entraron en funcionamiento el CDECSING y el CEDEC-SIC, los que se ocupan de la coordinación de los sistemas eléctricos ubicados en el SING y el SIC, respectivamente. de cada año para cada subestación. La Tabla 7 da cuenta de quiénes son las compañías propietarias de las líneas de transmisión en el SING. En 2014, E-CL tiene una participación de 31,9%, Gener 15,1%, Transelec 14,1%. Luego figuran varias compañías mineras. Energía Eléctrica | Octubre 2014 11| Tabla 8: Sistema de transmisión, SING, 2013 Tabla 7: Principales compañías de transmisión, 2014, SING Longitud (km) Participación (%) E-CL 2.081 31,9 Gener 985 15,1 Transelec 922 14,1 Min. Escondida 823 12,6 Min. Collahuasi 520 8,0 Min. Zaldívar 228 3,5 Min. Esperanza 199 3,0 Transemel 91 1,4 Min. El Tesoro 90 1,4 Min. Michilla 74 1,1 Codelco 72 1,1 Min. Spence 67 1,0 Min. Meridian 66 1,0 Min. Cerro Colorado 61 0,9 Haldeman 55 0,8 SQM 46 0,7 Algorta 43 0,7 Grace 27 0,4 Xstrata Copper 24 Min. Quebrada Blanca 18 Propietario Min. Rayrock 17 Tensión (kV) 220 110 66 345 69 100 33 Total Longitud (km) 4.144 1.360 412 408 110 55 43 6.532 Proporción (%) 63,4 20,8 6,3 6,2 1,7 0,8 0,7 100,0 Fuente CNE La Tabla 9 da cuenta de quiénes son las compañías propietarias en el SIC. Tabla 9: Principales compañías de transmisión, 2014, SIC Transelec Longitud (km) 7.553 Participación (%) 39,5 Transnet 3.453 18,1 Colbún 1.050 5,5 Chilquinta 763 4,0 0,4 Gener 759 4,0 0,3 Chilectra 743 3,9 0,3 Sts 593 3,1 Codelco 462 2,4 Transchile 408 2,1 Propietario Sierra Gorda SCM 14 0,2 Min. Lomas Bayas 6,3 0,1 Min. Pelambres 372 1,9 Emelari 3,7 0,1 Huepil 282 1,5 Moly-Cop 0,8 0,0 CTNC 265 1,4 0,0 Endesa 220 1,2 Anglo American 210 1,1 Saesa 165 0,9 Min. Maricunga 130 0,7 Elecda 128 0,7 Pacific Hydro 127 0,7 Aelsa 108 0,6 Petrodow 108 0,6 Obras y Desarrollo 99 0,5 Min. Zaldívar Min. Mantos de Oro Min. Franke 87 0,5 78 0,4 75 0,4 Cmpc 64 0,3 Otros 815 4,3 Total 19.118 100,0 Inacesa 0,7 Enor 0,2 0,0 Total 6.532 100,0 Fuente: CNE. El tendido total de 6.532 km que distribuye en diferentes tensiones, pero la gran mayoría está 220 kV (63,4%) y en 110 kV (20,8%). En la Tabla 8 observamos el detalle completo transmisión. del tendido de Fuente: CNE. |12 Energía Eléctrica | Octubre 2014 El sistema de transmisión del SIC tiene una garantizando mayor estabilidad. Debido a la extensión de 19.118 km. Las tensiones con alta participación de la hidroelectricidad en una mayor participación son: 220 kV con el SIC, su dependencia de la hidrología hace 40,9%, 66 kV con 21,5% y 110 kV con que los precios sean mucho más volátiles 20,6%. El detalle completo lo vemos en la que en el SING. Tabla 10. Para interconectar ambos sistemas, existen Tabla 10: Sistema de transmisión, SIC, 2013 Tensión (kV) 220 66 110 154 500 44 33 Total Longitud (km) 7.827 4.107 3.936 1.497 1.002 583 167 19.118 Proporción (%) 40,9 21,5 20,6 7,8 5,2 3,1 0,9 100,0 Fuente CNE dos proyectos en carpeta, uno de E-CL que planea conectar la central de Mejillones del SING con la SE Cardones del SIC, cercana a la ciudad de Copiapó. Este proyecto tiene una extensión de 580 km y requiere una inversión cercana a los US$ 700 millones. Se trata de un proyecto de interconexión a través de corriente alterna y facilitaría la inyección de energía desde Mejillones hacia el norte del SIC. Interconexión La división que existe en dos grandes sistemas eléctricos, SING y SIC, la determina la falta de interconexión en el sistema de transmisión. Cada uno de ellos tiene sus características particulares. En el SING, el 99% de la generación se destina a clientes libres; los clientes regulados son, apenas, el 1%. En el SIC, los consumidores finales son mucho más variados y la participación de los clientes regulados llega hasta el 56% En paralelo, hay otro proyecto propuesto por la Comisión Nacional de Energía (CNE) que plantea unir la SE Encuentro en el SING también con la SE Cardones en el SIC. La SE Encuentro se ubica al noreste de Mejillones y está más cercana al corazón del SING. A diferencia del proyecto de E-CL, la interconexión sería a través de corriente continua, lo que genera mayor seguridad, pero nunca se ha realizado en el país. La distancia es un poco superior, 610 km y el versus el 44% de clientes libres. nivel de inversión sería similar. En grandes líneas, la generación de energía en el SING procede de plantas termoeléctricas con un CMg promedio menor y más estable al del SIC. Por esta razón, existen planes de interconectarlos, Cada proyecto tiene sus beneficios propios, pero solo existe rentabilidad para realidad uno. De todos, la interconexión que se llevará a cabo casi con seguridad porque Energía Eléctrica | Octubre 2014 13| está entre los objetivos del gobierno, no millones de clientes y factura más de 13,0 tendrá lugar antes de 2018. mil GWh al año. En segundo lugar, figura Adicionalmente, queda avanzar hacia una interconexión internacional, en particular, con Perú que tiene costos marginales menores a los de nuestro país pero eso aún Distribución La red de distribución la constituye el capilar subestaciones que hasta existe los desde las consumidores finales. Su extensión es diez veces superior a la red de transmisión. Sin embargo, como los volúmenes de energía que debe transportar son mucho menores, la tensión es también mucho menor. Por ejemplo, si la red de transmisión tiene segmentos de 220 kV, la energía que llega a un hogar tiene una tensión de 220 V, es decir, 0,220 kV.. Cada anuales por 7,4 GWh. En tercer lugar, se encuentra Chilquinta que tiene 0,5 millones de clientes y ventas anuales por 2,6 GWh. Tabla 11: Compañías distribuidoras parece lejano. tendido CGE con 1,4 millones de clientes y ventas compañía de distribución tiene asignada una zona y opera, al igual que las compañías de transmisión, en régimen de concesión de servicio público. En la Tabla 11 detallamos quiénes son los principales actores de este subsector, su área de distribución, su número total de clientes a 2013 y el volumen de ventas que facturaron Nombre Empresa Región Distribución Clientes 31 dic 13 Ventas (GWh) Chilectra Cge Chilquinta Saesa Conafe Emelectric Elecda Frontel Emelat Eliqsa Emelari Edelmag E.E. Puente alto Edelaysen LuzOsorno Copelec Emetal CEC LuzLinares Litoral Coopelan Colina LuzParral Crell Codiner Ener. Casablanca Coelcha Enelsa Cooprel Socoepa Emelca Til-Til Luz Andes Total RM RM-VI-VII-IX V IX-X-XIV III-IV-V-VII V-RM-VI-VII-VIII II VIII-IX III I I XII RM X-XI IV VIII VII VII VII V VIII RM VII-VIII X IX V-RM VIII X-XIV X XIV V V-RM RM 1.669.911 1.434.052 535.707 376.434 368.390 256.971 165.015 322.278 93.779 91.235 67.294 55.517 54.621 41.345 19.556 44.918 27.205 9.300 27.335 52.360 17.207 21.980 19.372 23.398 11.856 4.922 14.707 11.664 7.094 6.140 5.660 3.375 2.127 5.862.725 13.056 7.379 2.562 1.961 1.597 1.206 870 823 652 495 278 266 248 136 125 121 107 103 98 76 75 73 70 70 55 51 48 42 30 26 13 13 9 32.733 Fuente: Eléctricas A.G. el año pasado. La principal compañía de distribución en Chile, es Chilectra que sirve a casi 1,7 Debemos mencionar que la rentabilidad de las distribuidoras está asegurada antes de impuestos, de forma similar al caso de las |14 Energía Eléctrica | Octubre 2014 sanitarias. Por lo tanto, la reforma tributaria de recientemente discriminatorio y transparente. aprobada, modificará su nivel de utilidades finales. un proceso público abierto, no Se licitan distintos bloques de energía para distintas zonas del país que definen una Precios y tarificación cantidad de energía (GWh/año), un plazo determinado de duración, una fecha de Los usuarios de energía eléctrica pueden ser clientes libres o regulados. Los clientes libres son los que tienen una potencia conectada mayor a 2.000 kW y los regulados son aquellos por debajo de este límite. Los clientes en el tramo entre 500 kW y 2.000 kW pueden elegir en qué categoría estar 14. La diferencia entre ambos es que los clientes libres, en general empresas industriales con un gran requerimiento energético, negocian directamente; en cambio, la provisión a los clientes regulados se realiza mediante licitaciones. a clientes regulados acuden las compañías quienes presentan sus requerimientos y las compañías generadoras se disputan la adjudicación del contrato mediante el esquema pay as bid 15. Se trata 14 retiro. Se adjudica el contrato a la empresa que realiza la menor oferta por la provisión de la energía. Estos precios están denominados todos en dólares y tienen coeficientes de ajuste a través de medidas como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de EE.UU., el precio del barril de petróleo WTI y otros indicadores asociados al precio del carbón, el gas natural, etc. Como cada licitación tiene establecido un precio máximo que la compañía distribuidora está dispuesta a pagar por A las licitaciones de energía para abastecer distribuidoras, inicio y término del contrato y una SE de La unidad habitual de medida de energía entregada es el kilo Watt hora (kWh) o sus múltiplos en megas (MWh) o en gigas (GWh), es decir, la cantidad de Watts entregados durante una hora. Existen otras unidades de energía como son las calorías o los BTU, pero no se suelen usar en este mercado. 15 En este tipo de licitaciones cada empresa termina pagando el monto que ella misma ofreció, es una subasta de primer precio. cada unidad de energía, la licitación puede ser declarara desierta si ninguna generadora está dispuesta a ofrecer un precio inferior al máximo.. Una característica importante de los contratos es que la facturación se realiza por la energía efectivamente consumida, que no puede superar a la licitada, por lo que las generadoras son las que soportan el riesgo de las variaciones en la demanda. Fue la ley 20.018 de 2005 la que estableció el sistema de licitaciones para la provisión Energía Eléctrica | Octubre 2014 15| de clientes regulados. Antes, las compañías correspondiente a la licitación de 2012. distribuidoras negociaban directamente con Tabla 12: Precios de la energía licitada (US$/MWh) las generadoras como lo hacen todavía hoy los clientes libres. En general, los contratos SING tienen un duración mínima de diez años, pero pueden ser por un plazo mayor. En la medida en que vencen los contratos Proceso 2006-1 Llamado I antiguos regulados bajo el anterior sistema, todos los nuevos contratos para proveer electricidad a clientes regulados tienen que concretarse mediante un proceso licitatorio. Precio techo 138,2 Precio oferta Precio mar-14 90,0 93,6 SIC Proceso Llamado Precio techo Precio oferta Precio mar-14 2006-1 I 62,7 52,7 67,8 2006-1 II 62,7 54,5 90,1 2006-2 I 61,7 59,8 61,1 Las licitaciones suelen realizarse entre tres y 2006-2 II 71,1 65,8 74,4 cuatro años antes que la fecha de inicio del 2008-1 I 125,2 104,3 113,6 2008-1 II 125,2 99,5 107,2 suministro. Por ejemplo, la primera licitación 2010-1 I 92,0 90,3 96,5 en el SIC que tuvo lugar en 2006 establecía 2012-1 I 129,5 129,5 130,3 una fecha de inicio del suministro en enero 2013-1 I 129,0 128,9 127,2 de 2010 y la primera licitación en el SING, Fuente: CNE de 2008, inició su suministro en enero de 2012. Las bases de la licitación son elaboradas por las compañías distribuidoras y deben ser aprobadas por la CNE. La Tabla 12 da cuenta de los distintos procesos licitatorios que han tenido lugar hasta la fecha, el precio techo o máximo de cada uno, el precio de la oferta a la que se adjudicó el contrato y el precio actualizado según la indexación acordada. La Tabla da cuenta de un incremento muy significativo, pasando desde un precio mínimo de 61,1 US$/MWh correspondiente a la segunda licitación de 2006, hasta un precio máximo actualizado |16 de 130,3 US$/MWh Los precios de las licitaciones dan cuenta del precio por la energía entregada, es decir, el consumo efectivo. A esto hay que sumarle un segundo precio por la potencia, esto es, por la capacidad de reserva conectada para cubrir la contingencia de los máximos de demanda durante el mes. A diferencia de la energía, que es una medida de flujo, la potencia es una medida de stock. En contrapartida, los precios de los contratos libres son monómicos, esto es, incluyen el precio de la energía y de la potencia en una sola cifra. Por eso, para poder compararlos es necesario sumar los precios de energía y potencia en el caso de Energía Eléctrica | Octubre 2014 los clientes regulados. Al hacer esto, los contrato, -2,42 US$/MWh, y suben cuando precios monómicos efectivos asociados a aumenta el CMg de la energía en el una licitación suben 20% en promedio. mercado spot, 1,04 US$/MWh. Al comparar los precios monómicos de los clientes libres y licitados, las estimaciones Tabla 13: Precio medio del mercado, 2012 (US$/MWh)18 dicen que los clientes libres pagan más que Variable dependiente: Precios medios contratos licitados compañías distribuidoras. De ello da cuenta el informe realizado por Fabra et al. (2014) 16 (1) (2) (3) Cliente libre 55,93** 47,19** 50,12** Gran cliente -21,25* -24,26** -22,76** -2,42** -2,13* para la Fiscalía Nacional Económica (FNE). En dicho estudio, los autores realizan distintas pruebas econométricas, la especificación (1) de la Tabla 13 señala que el precio pagado por los clientes libres es 55,93 US$/MWh superior al obtenido por Duración Costo marginal una compañía distribuidora. Pero esta Bondad ajuste diferencia se acorta cuando se compara un Fuente: FNE 1,04 0,74 0,76 0,77 gran cliente libre contra una distribuidora, la brecha entonces es de 33,68 US$/MWh 17. En la misma Tabla, la especificación (2) Al promedio de los precios en los contratos vigentes se le denomina precio medio de incorpora, el impacto en el precio de una mercado (PMM) 19. A su vez, se define como mayor duración de los contratos y la precio nudo al precio de retiro de la energía especificación (3) controla la estimación por en una SE concreta. Por ejemplo, no tiene el el impacto que produce la evolución de los mismo costo retirar la electricidad en la SE costos marginales del mercado spot. Los datos dicen que los precios de los contratos caen cuando aumenta la duración del 16 Fabra, N., J.P. Montero, M. Reguant, La Competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista en Chile, Fiscalía Nacional Económica, enero de 2014. 17 Para llegar a esta cifra hay que sumar la brecha por ser un cliente libre, 55,93 US$/kWh en la especificación 1, y restar el impacto de ser un gran cliente libre, 21,25 US$/kWh, que da como resultado 33,68 US$/kWh. Diego Almagro, en el extremo norte del SIC, que en la SE Alto Jahuel (Santiago). Al precio nudo, las compañías de distribución le suman el valor agregado de 18 (*): significancia al 5%, (**) significancia al 1%. 19 El precio medio del mercado es igual al promedio de los contratos vigentes en los últimos cuatro meses anteriores a cada fijación de precios que se realiza en abril y octubre de cada año. Energía Eléctrica | Octubre 2014 17| distribución (VAD) que es el margen que prolongado período de caída en el PMM, ellas obtienen por el servicio que prestan. El desde octubre de 2013 ha comenzado a VAD se fija cada cuatro años 20. Esto es lo aumentar en forma significativa. regulado sea mayor que el costo para un cliente libre. Gráfico 6: Precio medio de mercado, SING ($/kWh, %) 30 Vale la pena recordar que los ingresos de las 65 20 compañías distribuidoras están en pesos, 60 10 pero sus contratos con las compañías generadoras están en dólares. Esto supone un riesgo de descalce para las distribuidoras, pero brinda una cobertura cambiaria para los inversionistas extranjeros $/kWh 70 55 0 50 -10 45 -20 40 ene-10 -30 feb-11 interesados en el subsector de la generación y aumenta el atractivo por invertir en Chile. % que determina que el precio para el cliente mar-12 PMM abr-13 may-14 Var. Anual (der) Fuente: CNE Evolución del precio medio de El PMM en el SIC es muy parecido, 58,1 mercado $/kWh en septiembre de 2014 pero la variación anual ha sido menor, 7,5% Como existen dos sistemas eléctricos, (gráfico 7). también se definen dos PMM, uno para el la evolución del PMM en el SING desde Gráfico 7: Precio medio de mercado, SIC ($/kWh, %) 70 30 el PMM en septiembre de 2014 se 65 20 encuentra en 57,7 $/kWh, lo que arroja 60 10 expansión anual de 15%. Luego de un 20 El valor agregado de distribución es fijado por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, previo Informe Técnico de la CNE. El actual período de fijación va desde 2012 hasta 2016. Este valor es el costo medio de inversión y gestión de una empresa de distribución eficiente teórica. Por medio de este mecanismo, se le asegura a las distribuidoras un nivel mínimo de utilidad antes de impuestos. |18 $/kWh enero de 2010 a la fecha. Encontramos que 55 0 50 -10 45 -20 40 ene-10 -30 feb-11 PMM Fuente: CNE Energía Eléctrica | Octubre 2014 mar-12 abr-13 may-14 Var. Anual (der) % SING y otro para el SIC. El gráfico 6 muestra la hidrología 23. A septiembre de 2014 el Evolución del costo marginal CMg estaba en 54,1 $/kWh pero en julio También existe un mercado de corto plazo 2014 o spot. En este mercado se determina el proyecciones de precios indican que si la 21 estuvo en 113,2 $/kWh. Las CMg de la energía , que es el precio al que hidrología es seca, en julio de 2015 el CMg las distintas empresas generadoras transan estaría en 118,4 $/kWh, algo muy similar a 22 sus necesidades de corto plazo entre sí . lo observado en julio de 2014. Sin embargo, Este precio en el SING se encuentra si la hidrología fuera húmeda podría actualmente en 49,2 $/kWh. En el gráfico 8 descender hasta 22,7 $/kWh. Toda esta observamos que desde enero de 2010 a la información está resumida en el gráfico 9. fecha el CMg ha caído en el tiempo, aunque ha experimentado Gráfico 9: Costo marginal, SIC ($/kWh) oscilaciones significativas a lo largo del año. 150 Gráfico 8: Costo marginal, SING ($/kWh) 100 80 70 50 60 0 ene-10 50 40 30 ene-10 feb-11 mar-12 abr-13 may-14 feb-11 mar-12 abr-13 may-14 jun-15 CMg Proy. Hidro. Seca Proy. Hidro Media Proy. Hidro. Húmeda Fuente: CDEC-SIC Fuente: CDEC-SIC En el gráfico 10 mostramos la evolución del El CMg en el SIC tiene una varianza todavía CMg en el SING, SIC y Perú. En Perú existe mayor porque depende del aporte de la un único sistema eléctrico nacional y, por lo hidroelectricidad que a su vez depende de mismo, un único CMg. 21 El CMg lo determina el Centro de Despacho Económico de Carga del sistema eléctrico respectivo y es igual al costo de operación de la última central que entra al sistema. 22 A la suma del CMg por la energía más el precio por la potencia se lo denomina precio spot. Gráfico 10: Comparación del costo 23 En el SING el aporte de la hidroelectricidad es despreciable y, por eso, la hidrología no tiene ninguna relevancia. Energía Eléctrica | Octubre 2014 19| marginal de la energía con Perú ($/kWh) En el SING, como el 99% de los consumidores de energía son clientes libres, 150 el PMM y el precio libre siguen una 100 trayectoria prácticamente paralela, como lo 50 muestra el gráfico 11. 0 mar-13 jun-13 sep-13 Perú SING Fuente: Argus, CDEC-SIC, CDEC-SING dic-13 mar-14 SIC En contrapartida, los clientes libres en el SIC son solo un 44% del total y los precios que ellos pagan son muy diferentes al PMM. A En grandes líneas, podemos decir que el modo de ejemplo, mientras que el PMM en CMg en Perú es la mitad de CMg en el septiembre de 2014 fue de 58,1 $/kWh 25 el SING y todavía menor que el CMg en el SIC. precio promedio obtenido por los clientes libres fue de 65,9 $/kWh (gráfico 12). Precios libres Gráfico 12: Precio clientes libres, SIC (kWh) Los precios libres hacen referencia al precio promedio de los contratos de los clientes 70 65 libres con las empresas generadoras. 60 Gráfico 11: Precio clientes libres, SING (kWh)24 55 50 70 45 65 40 ene-10 feb-11 60 Fuente: CNE 55 50 feb-11 mar-12 Clientes Libres Fuente: CNE Clientes Libres abr-13 may-14 PMM Precios licitados 45 40 ene-10 mar-12 abr-13 PMM may-14 Las licitaciones para los clientes regulados se establecieron por ley en 2005 26. En el SING, el primer contrato regulado que se licitó 24 El PMM en este gráfico y en el siguiente es distinto al PMM que aparecía en los gráficos 10 y 11 porque acá se incluyen los componentes de energía y potencia en el precio. En el caso anterior sólo se consideraba el componente de energía para hacerlo más fácilmente comparable con el CMg que no tiene componente de potencia. |20 (hasta ahora el único) tuvo lugar en 2008 e 25 Considerando en el precio los componentes de energía y potencia. 26 Ley 20.018 de 2005 Energía Eléctrica | Octubre 2014 inició su suministro en enero de 2012 27. Como lo muestra el gráfico 13, el precio nudo de largo plazo que pagan los clientes regulados al presente es superior al PMM, pero esto ha sido más la excepción que la regla. de largo plazo superior al PMM. Gráfico 14: Precio nudo largo plazo, SIC (kWh) 60 55 Gráfico 13: Precio nudo largo plazo, SING (kWh) 50 45 70 65 60 40 ene-10 55 Fuente: CNE feb-11 mar-12 Precio LP abr-13 may-14 PMM 50 Cuando comparamos el precio nudo de 45 40 ene-10 Fuente: CNE largo plazo en el SING y el SIC vemos que feb-11 mar-12 Precio LP abr-13 may-14 PMM En el SIC, la primera licitación tuvo lugar en 2006 y dicho contrato entró en operación en el último caso tienden a ser menores, aunque la diferencia es pequeña. Oferta en enero de 2010. Desde entonces ha habido varias licitaciones, la última de las El SING y el SIC suman el 99% de la cuales tuvo lugar en el primer semestre de capacidad instalada de generación. Existen 2013. En este caso el precio nudo de largo otros tres sistemas muy pequeños que en plazo fue significativamente menor al PMM total no llegan al 1%. Esta desintegración y esto se ha observado desde abril 2012, de los sistemas eléctricos no es algo común. como lo muestra el gráfico 14. Al igual que Países como Argentina, Brasil y Perú tienen en el caso anterior, solo en ocasiones un único sistema eléctrico nacional. En el excepcionales hemos visto un precio nudo gráfico 15 se puede ver que en 2013 la capacidad de generación del SING fue el 27 En el gráfico 13, el primer dato de precios que refleja esta licitación aparece en abril de 2012 porque fue entonces cuando se tuvieron por primera vez cuatro meses para promediar. 23,42% del total nacional, mientras la participación del SIC fue de 75,82%. Energía Eléctrica | Octubre 2014 21| Gráfico 15: Capacidad instalada, 2013 (%) 0.03 0.25 cuenta de una mayor estrechez. 29 Gráfico 16: Operación real SING (MW, %) 0.49 23.42 4,000 80 3,000 60 2,000 40 1,000 20 75.82 0 SING SIC Los Lagos Aysén Magallanes 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012* Fuente: Systep Capac. Inst. Gen. Máx. Util. Máx. (der) Fuente: CNE La capacidad instalada no se utiliza completamente todo el tiempo, sino que según el horario del día hay mayores requerimientos de generación, por ejemplo, En contraposición, en el gráfico 17 vemos que la utilización máxima en el SIC pasó desde 74% en 2003 a 53% en 2013. en las noches de invierno. Además, como Gráfico 17: Operación real SIC (MW, %) cada proyecto de generación tiene un tiempo más o menos largo de maduración, el aumento de la capacidad hay que 80 14,000 12,000 10,000 ejecutarlo con algunos años de anticipación. 60 8,000 6,000 Por todo lo anterior, normalmente debe 4,000 existir una brecha entre la capacidad 2,000 0 instalada y la generación máxima a la que es sometido el sistema. La relación entre ambas es la tasa de utilización máxima. En el gráfico 16 observamos que la utilización 28 40 20 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Capac. Inst. Gen. Máx. Util. Máx. (der) Fuente: CNE La alta tasa de utilización en el SIC a fines máxima en el SING ha crecido desde 38% de la década del 90 y principios de 2000 y en 2000 a 60% en 2013. Lo anterior da una hidrología seca, fue la causa de los 29 28 También se puede hablar de margen, pero acá preferimos el termino utilización máxima. |22 Aunque la estrechez es mayor, de todos modos, mientras que la relación entre generación máxima y potencia firme esté en un rango superior al 20%, se puede cumplir siempre con los máximos instantáneos de la demanda y no habrá restricciones de ninguna índole. Energía Eléctrica | Octubre 2014 cortes programados existieron en de tiempos que observó en el SIC en 2008 fue la respuesta presidente al corte del suministro del gas natural energía del Eduardo Frei Ruiz-Tagle. La expansión de la capacidad instalada es algo muy importante para evitar casos de exceso de demanda, que conllevan a restricciones. En los últimos años, salvo en 2010, el SING ha experimentado un muy leve aumento de su capacidad. Algunos proyectos importantes han sido rechazados, como el caso de Barrancones o Castilla. Por su parte, el SIC ha tenido un aumento sostenido de su capacidad instalada, argentino que aumentar la indujo al capacidad mercado instalada a de generación mediante centrales diesel para asegurar el suministro de energía a los clientes. Pero, en general, el menor ritmo de expansión ha sido consecuencia de una mayor dificultad para convencer a las comunidades locales de alojar dichos proyectos. El desarrollo, actualmente en curso, de la institucionalidad ambiental, debería facilitar este proceso. aunque con altibajos. El gráfico 18 resume la evolución reciente en ambos sistemas eléctricos. Gráfico 18: Expansión de la capacidad instalada (%) Demanda La oferta se mide por el stock de capacidad instalada, pero la demanda se mide a través de flujo de generación bruta anual. Esta se 20 mide en GWh, esto es, la cantidad de GWh 15 que se consumen durante un año 30. 10 Como lo muestra el gráfico 19, la generación bruta de energía ha crecido a 5 una tasa sostenida en el SING desde 755 0 GWh mensuales en enero de 2000 hasta 1.467 GWh en agosto de 2014; un 84,6% -5 en 15 años, lo que arroja una tasa anual de -10 2000 2002 2004 2006 SING 2008 2010 2012 crecimiento de 4,3%. SIC Fuente: FNE 30 La expansión especialmente grande que se Para determinar qué capacidad de generación necesaria para satisfacer la demanda hay que dividir las generación bruta anual en 365 y luego en 24. Energía Eléctrica | Octubre 2014 23| Gráfico 19: Generación bruta mensual, SING (GWh) promedio de crecimiento ha sido muy importante en ambos sistemas y ha sido incluso superior al crecimiento promedio del 1,500 producto. 1,300 1,100 Nuevos proyectos 900 700 500 ene-00 Los nuevos proyectos de generación que jul-02 ene-05 Energía jul-07 ene-10 jul-12 Media Móvil Anual Fuente: CNE La demanda del SIC experimentó una trayectoria dispar porque estuvo dos años estancada entre enero de 2008 y abril de 2010. No obstante, el crecimiento entre enero de 2000, cuando se generaban 2.418 GWh mensuales, y agosto de 2014, donde la generación bruta fue de 4.465 GWh, fue de 94,2% o, lo que es lo mismo, una tasa de expansión anual de 4,6% en 15 años (gráfico 20). Gráfico 20: Generación bruta mensual, SIC (GWh) 4,500 vimos antes son aquellos en construcción. Pero, además de estos, existen otros proyectos en etapas más tempranas. En el gráfico 21 observamos la evolución a 2025 desde los proyectos terminados hoy día hasta los proyectos en etapas de ingeniería básica o conceptual, pasando por los proyectos en construcción y los proyectos en la etapa de ingeniería de detalle. Gráfico 21: Capacidad nominal de generación, proyectos con cronograma, SIC + SING (MW) 30,000 25,000 20,000 4,000 15,000 3,500 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 3,000 2,500 2,000 ene-00 Fuente: CNE Construcción Ing. Detalle Ing. Básica/Conceptual Fuente: CBC jul-02 ene-05 Energía jul-07 ene-10 jul-12 Media Móvil Anual De concretarse todos los proyectos que hoy están en la etapa de ingeniería de detalle o Por lo que se ve en ambos gráficos, el |24 Terminado en construcción, para 2025 tendríamos una Energía Eléctrica | Octubre 2014 capacidad instalada de generación de uno por US$ 1.000 millones. También 27.000 MW, un 54,3% más de lo que Endesa tenemos hoy día. Esto está en línea con el eléctrica Los Cóndores en la región del crecimiento esperado de la demanda bajo Maule por una inversión de US$ 600 las condiciones actuales. millones. Se estima que comiencen a operar Los proyectos de generación hidroeléctrica en construcción suman US$ 2.993 millones, en ingeniería de detalle hay una carpeta de construyendo generación la podemos ver en la Tabla 18. Tabla 15: Proyectos de inversión hidroeléctricos (MMUS$) Nro. Proy. Inversión central región, la inversión y la capacidad de US$ 1.250 millones (ver Tabla 17). Tabla 14: Proyectos de inversión hidroeléctricos por etapas (MMUS$) la en 2018. El número de proyectos por US$ 2.057 millones y en ingeniería básica Etapa está Inversión (MMUS$) Capacidad (MW) Valparaíso 1 11 8,0 R.M. 3 2.052 547,0 O'Higgins 4 1.055 442,0 Construcción 2.993 Maule 7 1.058 335,1 Ingeniería de Detalle 2.057 Biobío 10 570 216,4 Ingeniería Básica 1.250 Araucanía 8 309 110,3 Total 6.300 Los Ríos 6 1.312 708,8 Los Lagos 3 55 17,9 Interregional 1 48 17,0 43 6.470 2.402,4 Fuente CBC Dentro de los proyectos hidroeléctricos solo Total hay un proyecto de embalse en la región de Fuente CBC Los Ríos con una capacidad de instalación de 55 MW, pero que terminó su etapa de ingeniería de detalle y no ha avanzado a la siguiente etapa, que sería la de construcción. El resto de los proyectos son hidroeléctricos de pasada. Dentro de estos proyectos, se computan como ERNC aquellos que tienen una capacidad instalada menor a 50 MW. Los dos proyectos más grandes en construcción son Alto Maipo Las Lajas y Alto Maipo Alfalfal de Gener, cada Los proyectos de generación termoeléctricos son menores en cantidad, pero cada uno supone una inversión mayor. En la actualidad hay en construcción un total de US$ 2.517 millones, US$ 2.000 están al nivel de ingeniería de detalle y US$ 266 millones al nivel de ingeniería básica (Tabla 19). Dentro de los proyectos termoeléctricos se cuentan distintos tipos combustibles como son la biomasa, el carbón, el gas, el diesel la geotermia o el petróleo. También Energía Eléctrica | Octubre 2014 25| existe una tecnología que se denomina de Hay dos grandes proyectos a nivel de ciclo combinado que da cuenta de un ingeniería de detalle, entre los que se proceso térmico base, cuyo combustible cuenta la central a carbón de Endesa en suele ser el gas, seguido de un segundo Punta Alcalde, Atacama, con un inversión proceso emisiones de US$ 1.200 millones y una capacidad de calóricas para calentar agua y generar vapor generación de 740 MW. Sin embargo, este para accionar un segundo ciclo. proyecto se ha visto retrasado por motivos que aprovecha las ambientales. En segundo lugar, aparece la Tabla 16: Proyectos de inversión termoeléctricos por etapas (MMUS$) Etapa central de ciclo combinado de Luz Minera en Antofagasta con una inversión de US$ 758 millones y una capacidad de 760 MW. Inversión Construcción 2.517 El Ingeniería de Detalle 2.000 tecnología, Ingeniería Básica 266 Total número Tecnología Los tres proyectos termoeléctricos más en Antofagasta, con Antofagasta una inversión de US$ 1.350 millones y una capacidad instalada de 560 MW que estará terminada en octubre de 2016; la Central inversión generación Maule que estará US$ 400 millones, una capacidad de generación de 540 MW que estará terminada en diciembre de 2016. Los dos Nro. Proy. Inversión (MMUS$) Capac. (MW) 1.350 560 2 1.158 1.300 Geotermia 1 180 50 Carbón 2 1.600 892 Petróleo 1 30 30 Petróleo 1 43 70 Diesel 2 79 22 Gas 2 48 25 Diesel 1 21 48 Biomasa 1 7 0 Gas 1 75 132 Biomasa 3 192 80 18 4.783 3.209,4 terminada en febrero de 2015; la Central Kelar en Antofagasta, con una inversión de de 1 Valparaíso R.M. MW capacidad Ciclo combinado Atacama de US$ 400 millones y una capacidad de 152 región, Carbón Guacolda V en Atacama, con una inversión de y por Tabla 17: Proyectos de inversión termoeléctricos (MMUS$) Fuente CBC Cochrane proyectos generación los podemos ver en la Tabla 20. 4.783 grandes en construcción son la Central de Biobío Total Fuente CBC primeros proyectos utilizan carbón como Los combustible y el tercero la tecnología de suman una inversión por US$ 764 millones, ciclo combinado. lo cual no es mucho para este tipo de |26 proyectos Energía Eléctrica | Octubre 2014 eólicos en construcción inversiones, cuya generación cuenta como ERNC. Sin embargo, hay inversiones Tabla 19: Proyectos de inversión eólicos (MMUS$) planificadas a nivel de ingeniería de detalle por US$ 2.128 millones y US$ 2.185 a nivel de ingeniería básica (Tabla 21). Tabla 18: Proyectos de inversión eólicos por etapas (MMUS$) Nro. Proy. Construcción Inversión 764 2 1.257 800,5 Atacama 3 745 374,0 Coquimbo 4 510 213,6 Valparaíso 2 108 56,0 11 1.071 495,5 Araucanía 4 650 407,6 Los Lagos 3 682 336,0 2 54 30,0 31 5.077 2.713,2 Ingeniería de Detalle 2.128 Interregional Ingeniería Básica 2.185 Total Total 5.077 Fuente CBC Fuente CBC Capacidad (MW) Antofagasta Biobío Etapa Inversión (MMUS$) Los proyectos solares en construcción son El parque eólico en construcción más importante está en Atacama, Ibereólica está invirtiendo US$ 382 millones para conseguir una capacidad instalada de 170 MW. Se espera que el proyecto quede concluido en febrero de 2016. El segundo proyecto en construcción es Talinay Poniente I en Coquimbo, la inversión total es de US$ 140 millones y cuando esté terminado en marzo de 2015 tendrá una capacidad instalada de 60,4 MW. En tercer lugar está el parque eólico Llay Llay en Valparaíso, que entrará los segundos en importancia, detrás de los proyectos hidroeléctricos y suman una inversión de US$ 2.678 millones. Pero son todavía muchos más los proyectos a nivel de ingeniería de detalle, con una inversión potencial de US$4.915 millones y en ingeniería básica, con una inversión de US$ 6.006 millones. Es decir, la cartera total duplica las inversiones planificadas en cada una de las otras tecnologías (Tabla 23). Tabla 20: Proyectos de inversión solares por etapas (MMUS$) en operación en marzo de 2015 y tendrá Etapa una capacidad instalada de 56 MW luego Inversión de una inversión de US$ 108 millones. Hay Construcción 2.678 en carpeta otros proyectos a nivel de Ingeniería de Detalle 4.915 ingeniería de detalle o básica, incluso Ingeniería Básica 6.006 mayores que los recién descriptos. La Total información completa está en la Tabla 22. Fuente CBC Energía Eléctrica | Octubre 2014 13.599 27| Los proyectos de generación solares se mayor de todos corresponde al parque ubican desde Coquimbo hacia el norte. fotovoltaico Pedro de Valdivia de Ibereólica Nuestro país cuenta con uno de los cielos en Antofagasta que supone un inversión de más despejados del mundo en esa zona. En US$ 2.610 millones y tendrá una capacidad el norte del país la presencia de ERNC es instalada de 260 MW. También están los prácticamente nula, pero para 2025 un proyectos de Alfa Solar y Luz del Norte, con 20% de la energía tiene que provenir de inversiones de US$ 560 millones y US$ 370 esa fuente, por lo tanto es de esperar que millones respectivamente. haya un fuerte desarrollo en este tipo de tecnologías, en especial la solar. El riesgo está en que suba el costo marginal del sistema y pierda competitividad el sector minero si no hay desarrollos futuros que aumenten la eficiencia de los proyectos fotovoltaicos. A nivel de ingeniería básica el proyecto de Ibereólica, María inversión de Elena, supone una US$ 3.290 millones. En general, son varias las compañías de origen español invirtiendo en esta tecnología. El detalle de los proyectos eólicos por región El proyecto más importante en construcción corresponde a Cerro Dominador I de Abengoa en Antofagasta con una inversión está en la Tabla 24. Tabla 21: Proyectos de inversión solares (MMUS$) de US$ 1.000 millones y una capacidad instalada de 110 MW. Se estima que estará Nro. Proy. Inversión (MMUS$) Capacidad (MW) Arica 4 362 135,0 Tarapacá 6 741 486,0 Solar supone la segunda inversión en Antofagas ta 16 9.717 2193,7 importancia por US$ 773 millones y una Atacama 12 2.542 1077,2 capacidad instalada de 250 MW. Este Coquimbo 3 237 120,0 41 13.599 4.011,9 terminada en febrero de 2017. Atacama proyecto ubicado en Atacama tiene programado su término en agosto de 2018. Total Fuente CBC Solventus está destinando US$ 200 millones Los proyectos de transmisión normalmente para la construcción del parque fotovoltaico suponen inversiones mucho menores que Salvador capacidad los proyectos de generación. Actualmente, instalada de 40 MW y comenzará a operar hay en construcción líneas por un total de en febrero de 2015. Existen varios proyectos US$ 499 millones, en ingeniería de detalle más en construcción. por US$ 2.206 millones y en ingeniería que tendrá una básica por US$ 447 millones (Tabla 25). En la etapa de ingeniería de detalle, el |28 Energía Eléctrica | Octubre 2014 Tabla 23: Proyectos de inversión de transmisión (MMUS$) Tabla 22: Proyectos de inversión de transmisión por etapas (MMUS$) Etapa Construcción Ingeniería de Detalle Ingeniería Básica Total Inversión Nro. Proy. 499 2.206 447 3.152 Fuente CBC El proyecto más importante en construcción es la línea entre la SE Cardones (cercana a Coquimbo) y la SE Diego de Almagro (cercana a Tal Tal en Atacama) en el norte Tarapacá Antofagasta Atacama R.M. O'Higgins Maule Biobío Araucanía Los Ríos Interregional Total 1 8 7 5 1 5 1 2 3 7 40 Inversión (MMUS$) 30 263 361 108 16 139 8 61 330 1.836 3.152 Fuente CBC del SIC. Se espera que esté lista en noviembre de 2015 y represente una inversión de US$ 70 millones. La construcción de la SE Lo Aguirre demanda una inversión de US$ 69 millones y estará lista para febrero de 2015. Por una inversión de US$ 63 millones aparece la línea entre la Central Angamos y la SE Regulación La ley 20.698 de 2013 determina que para 2025 todos los contratos nuevos de provisión de energía deben tener, al menos, un 20% de ERNC. Encuentro que quedará lista en octubre de La legislación implica que en la compra de 2014. energía A nivel de ingeniería de detalle, el proyecto más importante es el que supone la interconexión del SING con el SIC, que tienen planificado conectar la Central de Mejillones con la SE Cardones y supone una que efectúan las compañías distribuidoras o los clientes libres, por encima de los 200 MW, un equivalente al 20% de sus retiros de cada año debe provenir de fuentes de energía renovables no convencionales. inversión de US$ 700 millones. También La anterior legislación establecía que en destaca, la línea entre la SE Polpaico y la SE 2010 un 1% de los contratos nuevos debía Pan de Azúcar por US$ 573 millones y la tener como fuente ERNC, aumentando 1% línea entre la SE Maitencillo y la SE Pan de cada año hasta 2014 y desde 2015 hasta Azúcar por US$ 266 millones. 2024 debía aumentar 0,5% hasta alcanzar La Tabla 26 muestra el detalle de todos los proyectos de transmisión. un 10% final. Esta ley incidió en los contratos celebrados entre 1 de septiembre Energía Eléctrica | Octubre 2014 29| planta de los parques eólico ha crecido en de 2007 y el 30 de junio de 2013. Sin embargo, para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio del 2013, rige un década, desde 20%-25% hasta 35%40% al presente. la nueva ley que impone que un 5% debe tener origen en ERNC al 2013, con incrementos del 1% a partir del 2014 hasta llegar al 12% el 2020, e incrementos de Agenda de energía del gobierno 1,5% a partir del 2021 hasta llegar al 18% a 2024, y un incremento de 2% a 2025, El gobierno ha establecido una agenda para llegar al 20% ese año. energética con un horizonte temporal a Respecto a las licitaciones, el Ministerio de Energía podrá efectuar hasta dos licitaciones por año, en el caso de que el bloque licitado en principio no sea cubierto en su totalidad. Cada licitación se realizará para dar cobertura a aquella parte de la obligación que no sea cubierta con la inyección proyectos de energía ERNC en proveniente de operación, en 2050. Dicha agenda se basa en siete pilares: (i) nuevo rol del Estado; (ii) reducción de los precios de la energía; (iii) desarrollo de recursos energéticos conectividad eléctrica; propios; (v) eficiencia (iv) y gestión del consumo; (vi) impulso a la inversión en infraestructura, y (vii) participación ciudadana y ordenamiento territorial. construcción o que ya estén adjudicados en El nuevo rol del Estado pasa por el impulso otros bloques. En caso de que los bloques a un plan estratégico con validación social, adjudicados no cubran en su totalidad lo defensa del bien común y de los derechos indicado en las bases de licitación o bien la ciudadanos, y cuidado del medioambiente. licitación quede desierta, el cumplimiento También de la obligación con dicho bloque se instituciones postergará para el año siguiente. energética. Esta es una razón por la que los proyectos La reducción del costo de la energía pasará de generación eólica y solar han crecido por fortalecer la participación del GNL en la tanto en nuestro país. La otra razón es la matriz reducción en los costos de inversión y las ampliación de Quintero hasta los 20 mejoras tecnológicas. Así, por ejemplo, millones de m3 de capacidad diaria de gracias a mejoras tecnológicas el factor de regasificación y brindado acceso a la misma |30 se fortalecerá, públicas, energética, Energía Eléctrica | Octubre 2014 a la través de innovación promoviendo la a los actores interesados. La segunda medida pasa por rediseñar el sistema de licitaciones de energía mayor realizando los anticipación, por procesos con ejemplo, cinco años y facilitando un esquema más flexible de contratación. Por ejemplo, sujetar el cumplimiento del contrato de provisión a la construcción de la central de generación necesaria para municipalidades y educación energética. El impulso a la inversión en infraestructura pasa por crear una Unidad de Gestión de Proyectos en el Ministerio de Energía, realizar nuevas licitaciones de terrenos fiscales e incorporar la asociatividad local en el desarrollo de proyectos como una estrategia para evitar conflictos. proveerla. Con esto el gobierno espera La reducir el costo marginal de la energía en ordenamiento territorial tiene como líneas 30% pasando de 151,4 US$/MWh hasta de 106,0 US$/MWh en 2017. Del mismo modo hidroelectricidad y otras tecnologías, con espera reducir en 25% el costo de los foco en la eficiencia y en la sustentabilidad y precios licitados, que en el último proceso el diseño de una institucionalidad para el fueron de 128,9 US$/MWh. desarrollo participativo de proyectos. participación acción una ciudadana estructura y para el la El desarrollo de fuentes propias de energía pasa por fortalecer la Dirección General de Aguas, mejorar el Sistema de Concesiones Geotérmicas y eliminar las barreras de conexión de las ERNC al Sistema Troncal de Transmisión (STT). Riesgos El mayor desafío del sector eléctrico pasa por reducir los precios para aumentar la competitividad del país y facilitar el La conectividad eléctrica pasa por rediseñar crecimiento. Dada la actual estructura y el capacidad instalada, no hay riesgos de marco regulatorio del STT, la interconexión entre el SING y el SIC, la reforma de los CDEC y la interconexión con los países vecinos. restricciones. No obstante, sí existen cuatro importantes factores que pueden incidir en la reducción La eficiencia energética y la gestión del de los precios. El primer factor de riesgo consumo tienen como metas de acción una pasa por la hidrología. En la medida que la ley de eficiencia energética, subsidios al tendencia de los últimos cinco años de acondicionamiento térmico de viviendas, hidrología seca se extienda en el tiempo, los gestión del alumbrado público en las precios se verán presionados al alza. Energía Eléctrica | Octubre 2014 31| El segundo factor de riesgo pasa por el estratégicos, también debiese tener un hecho que la incorporación compulsiva de efecto positivo en disminuir este riesgo. ERNC fomentará que el costo marginal lo marquen este tipo de tecnologías y ellas, todavía, tienen un costo marginal mayor. Perspectivas Así, según estimaciones de Systep, la presión al alza estará en el entorno de 3% a Desarrollo económico y energía van de la 5% en los contratos de largo plazo. mano porque el crecimiento requiere energía. Para proveer seguridad y costos El tercer riesgo, pasa por el efecto en precios que pueden tener los impuestos verdes. Ellos han comenzado con un nivel competitivos necesitamos una capacidad instalada que evolucione en paralelo con la demanda. moderado de 5 US$ /ton. CO2. El impacto en los precios depende de las tecnologías, En líneas generales, podemos decir que la en el caso de la generación con carbón se demanda de energía crecerá 55% en diez traduce en un incremento de casi 5 años y la capacidad instalada debe seguir el US$/MWh. Entonces, cualquier aumento en mismo ritmo. En el pasado reciente varios estos impuestos se trasladaría a mayores proyectos se han visto retrasados por precios dado la poca elasticidad de la dificultades para convencer no solo a las demanda. comunidades locales, sino a la sociedad toda, de la recepción de los mismos. El cuarto riesgo pasa por las dificultades para concretar proyectos de generación Para como ha sucedido últimamente. Es el caso, generación pueda seguir el ritmo de por ejemplo, de Barrancones, Castilla, expansión requerido y logre el objetivo de Hidroaysén y Punta Alcalde. Sin embargo, el reducir precios, un plan de ordenamiento desarrollo institucionalidad territorial nacional y una institucionalidad ambiental por medio del Ministerio de ambiental fuerte, son un factor clave. Pero Medioambiente, los Tribunales Ambientales también es importante que los proyectos se y la Superintendencia de Medioambiente muevan hacia un esquema de asociatividad debiese o co-participación para evitar conflictos. de facilitar una la concreción de los proyectos y evitar retrasos innecesarios. Por otra parte, la agenda del gobierno de desarrollo de un plan de ordenamiento territorial y la promoción de los proyectos |32 facilitar que la capacidad de Por otra parte, para reducir la volatilidad de los precios y aumentar la estabilidad del mercado, la interconexión entre el SING y el Energía Eléctrica | Octubre 2014 SIC será un paso relevante en esa dirección. Adicionalmente, para reducir precios, una interconexión con Perú sería muy deseable. Energía Eléctrica | Octubre 2014 33| Como el SIC es más extenso y cuenta con Anexo. Sistema de una mayor cantidad de SE el diagrama lo transmisión troncal y sur. En la figura 2 vemos que el tendido dividimos entre tres secciones: norte, centro en el SIC norte se extiende por nueve SE En la figura 1 observamos el diagrama desde la SE Diego de Almagro (cercana a simplificado del SING donde se detalla la Tal Tal en la región de Atacama) hasta la SE tensión del tendido y las Subestaciones (SE) Nogales (cercana a Ventanas en la región de que la componen. Se aprecia que entre Valparaíso). algunas subestaciones existe más de un cableado en forma paralela y esto da cuenta de un mayor tránsito de energía en esa zona. Figura 2: Unilineal simplificado del Sistema de transmisión troncal, 220 kV, SIC norte SE Diego de Almagro Figura 1: Unilineal simplificado del Sistema de transmisión troncal, 220 kV, SING31 SE Tarapacá SE Carrera Pinto SE Cardones SE Lagunas SE Maitencillo SE Nueva Victoria SE Punta Colorada SE Crucero SE Pan de Azucar SE Encuentro SE Atacama SE Las Palmas Fuente: CNE. SE Los Vilos 31 Conviene aclarar que la SE Tarapacá, que marca el extremos norte del Sistema de Transmisión Troncal (STT) del SING, se encuentra en la zona sur de la región de Tarapacá, cercana a la costa, a la altura de la Minera Collahuasi; mientras que la SE Atacama, que marca el extremo sur de STT del SING, se encentra en la región de Antofagasta y cercana a Mejillones. |34 SE Nogales Fuente: CNE. La sección central del SIC también se Energía Eléctrica | Octubre 2014 extiende a los largo de nueve SE y cubre las La tercera y última sección del SIC, cuenta principales con seis SE y va desde la SE Charrúa hasta la Santiago, ciudades Valparaíso del y país como Concepción. A diferencia de los diagramas anteriores, cuenta con una red de 220 kV, pero también con líneas de 500 kV 32. Figura 3: Unilineal simplificado del Sistema de transmisión troncal, SIC centro SE Nogales SE Puerto Montt. Figura 4: Unilineal simplificado del Sistema de transmisión troncal, SIC sur SE Charrúa SE Temuco SE Lagunillas SE Cautín SE Quillota SE Valdivia SE Polpaico SE Puerto Montt SE Cerro Navia 220 kV 500 kV Fuente: CNE. SE Alto Jahuel A lo largo del tendido eléctrico existen algunas subestaciones más congestionadas SE Chena que otras. Este es el caso cuando la hidrología 220 kV del SIC que no es y hay mucha posible trasladar fácilmente hacia el SIC central. Por eso, SE Charrúa existen planes de expandir el Sistema de Transmisión 500 kV Troncal (STT) para poder satisfacer las necesidades de transporte. Los proyectos considerados en este momento Fuente: CNE. 32 húmeda generación hidroeléctrica en la sección sur SE Ancoa SE Itahue es La SE Charrúa, que marca el límite sur de la sección central del SIC se encuentra cercana a la ruta 5 a un poco al sur de Concepción en la región de Biobío. para el SING son: (i) una SE seccionadora al norte de la Energía Eléctrica | Octubre 2014 SE Crucero (región de 35| Antofagasta) 33 de manera de conectar año 2015; (iv) ampliar SE Ciruelos para año varios de los parques solares proyectados en 2017; (v) ampliar la transmisión desde Rapel la zona y, adicionalmente, la posible hasta Alto Melipilla y desde Alto Melipilla conexión de los consumos de Quebrada hasta Lo Aguirre-Cerro Navia para año Blanca, de 2018; (vi) construir un nuevo circuito en la Antofagasta; (ii) una SE seccionadora al sur línea en construcción Ciruelos – Pichirropulli también en la región 34 de la SE Encuentro de manera de conectar para el año 2025; (vii) seccionar circuitos de varios de los parques solares proyectados en Pichirropulli – Puerto Montt en la SE Rahue, la zona y, adicionalmente, la alternativa de trasladando la central Rucatayo a inyectar seccionar las líneas Central Atacama – SE en Rahue junto con la SE Barro Blanco para Encuentro; (iii) una línea en 500 kV entre la el año 2018; (viii) tender el segundo circuito SE Nuevo de la línea desde la SE Charrúa a la SE Encuentro (ubicada 3 km al este de la SE Lagunillas para evitar la saturación en la Encuentro) de forma de inyectar la futura zona Concepción-San Vicente para el año generación de los proyectos termoeléctricos 2023; (ix) ampliar al doble la capacidad de de esta zona en Nueva Encuentro; (iv) la línea SE Cautín – SE Temuco para el año nuevas líneas desde las SS.EE. Encuentro y 2021 o 2023. Nueva Mejillones y la SE Lagunas 35 hacia Collahuasi; (v) aumentar la capacidad de la línea SE Crucero a SE Encuentro. Los proyectos considerados para el SIC son: (i) seccionar la línea en construcción entre la SE Diego de Almagro y la SE Cardones en la SE Carrera Pinto, año 2017; (ii) instalar transformadores 220/500 kV en las SS.EE. Cardones, Maitencillo y Pan de Azúcar con un primer transformador en cada una en año 2018; (iii) ampliar la SE Las Palmas para 33 La SE Crucero está cercana a la ruta 5 a la altura de Calama. 34 La SE Encuentro está algunos kilómetros al sur de Crucero. 35 La SE Lagunas se encuentra en la zona sur de Tarapacá, está cercana a la ruta 5 a la altura de la minera Collahuasi. |36 Energía Eléctrica | Octubre 2014 Pablo Correa [email protected] Gerente División Comunicaciones, Estudios y Políticas Públicas y Economista Jefe Felipe Bravo [email protected] Subgerente de Estudios y Políticas Públicas Gabriel Cestau [email protected] Economista Rodrigo Moser [email protected] Economista Álvaro González [email protected] Economista Este informe ha sido preparado sólo con el objeto de brindar información a los clientes y ejecutivos de Banco Santander Chile, y representa la visión de la unidad de Estudios y Políticas Públicas y no necesariamente de Banco Santander Chile. Las opiniones acá expresadas deben ser atribuidas a los autores y no al Banco, al Directorio ni al resto de los ejecutivos. El objetivo es contribuir al debate nacional en esta materia. No es una solicitud ni una oferta para comprar o vender ninguna de las acciones o valores que en él se mencionan. Esta información y aquella en la que está basada, han sido obtenidas de fuentes que hasta donde podemos estimar nos parecen confiables. Sin embargo, esto no garantiza que ella sea exacta ni completa. Las proyecciones y estimaciones que aquí se presentan han sido elaboradas por nuestro equipo de trabajo, apoyado en las mejores herramientas disponibles. No obstante, esto no garantiza que ellas se cumplan. Todas las opiniones y expresiones contenidas en este informe no serán necesariamente actualizadas y pueden ser modificadas sin previo aviso. El resultado de cualquier operación financiera, realizada con apoyo de la información que aquí se presenta, es de exclusiva responsabilidad de la persona que la realiza. Energía Eléctrica | Octubre 2014 37| www.santander.cl |38 Energía Eléctrica | Octubre 2014
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