1.
Autumn Seminar
El proceso de integración energética en Latinoamérica: el
papel de las interconexiones
Jorge Rodríguez Grossi
Presidente del BancoEstado
y ex-Ministro de Economía, Energía y Minas de Chile
Madrid, 29 de Septiembre de 2016

2.
INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN
LATINOAMÉRICA: EL PAPEL DE
LAS INTERCONEXIONES.*
Jorge Rodríguez Grossi
Septiembre de 2016
* Agradezco a Jeremy Martin, Hugh Rudnick y Juan Ricardo Inostroza por la información provista, aunque toda la responsabilidad de lo que expongo es mía.

3.
Indice de la presentación
1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA
2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES
3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN
4. ÚLTIMAS REFLEXIONES

4.
1. CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA

5.
• MERCADO ENERGÉTICO EN AMÉRICA LATINA CRECERÍA
A 2.4% ANUAL EN LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS.
• AMÉRICA LATINA ES RICA EN ENERGÉTICOS, PERO SU
INTEGRACIÓN DE MERCADOS ES DIFÍCIL.
• AL REVISAR LA DOTACIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS
DE AMÉRICA LATINA SE CONSTATA QUE ES
SUFICIENTEMENTE CAPAZ DE AUTOABASTECERSE.
CONDICIONES ENERGÉTICAS EN AMÉRICA LATINA

6.
MERCADO ENERGÉTICO ACTUAL DE AMÉRICA LATINA DEBIERA
CRECER CERCA DE 60% HACIA EL 2040.
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
Demanda y Oferta de Energía
América Latina

7.
Venezuela
45.477
RESERVAS DE CARBÓN, PETRÓLEO Y GAS
MTOE-EQUIVALENTE.
Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente
1 TWh = 85,98 Toe
Fuentes: World Energy Council
Brasil
5.595
Colombia
3.263
Ecuador
918
Argentina
895
Perú
493
Bolivia
242
Chile
242
TOTAL MTOE= 57,125

8.
Brasil
67.795
Argentina
7.385
Chile
8.539
Perú
22.662
Ecuador
9.136
Colombia
12.286
Bolivia
4.576
Venezuela
8.828
POTENCIAL DE ENERGÍAS RENOVABLES
Mtoe-equivalente/año.
Viento, Hidro y Solar
Fuentes:
Hidro: Hydropower and dams World Atlas 2014
Solar: NREL 2015
Viento: PNAS 2014
Mtoe = Millones de toneladas de petróleo equivalente
1 TWh = 85,98 Toe

9.
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL SOLAR

10.
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL GEOTÉRMICO
Olade, 2012

11.
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
HIDROELECTRICIDAD

12.
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.
POTENCIAL EÓLICO
Olade, 2012

13.
2. PROYECTOS E INTERCONEXIONES

14.
Fuente:Olade-Cier
PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN
ELÉCTRICA
1970-2000: Visión de la Comisión de
Integración Eléctrica Regional (CIER) y
la Organización Latinoamericanade
Energía (OLADE)
Siepac
Colombia- Panamá
Perú - Chile
Colombia-Ecuador
Colombia- Venezuela
Venezuela-Brasil
Paraguay-Brasil
Paraguay-Argentina
Argentina-Uruguay
Perú - Bolivia
Perú - Brasil
Perú - Ecuador
Brasil Uruguay
Chile-Argentina
Bolivia-Brasil

15.
Fuente:Olade-Cier
AL DÍA DE HOY…
Se ha avanzado en algunas
interconexiones eléctricas
entre países…
Las importantes:
Yacretá (Arg-Paraguay)
Itaipú (Paraguay-Brasil)
Salto Grande (Arg-Uruguay)
Siepac
Colombia-Ecuador
Colombia- Venezuela
Venezuela-Brasil
Paraguay-Brasil
Paraguay-Argentina
Argentina-Uruguay
Perú - Brasil
Perú - Ecuador
Brasil Uruguay
Chile-Argentina
Bolivia-Brasil

16.
1
Interconexión Capacidad
(MW)
Argentina-Uruguay
3,426 MW
1 Salto Grande 1,890
2 Concepción del Uruguay - Paysandú 150
3 Colonia Elia – San Javier 1,386
Argentina-Paraguay
3,190 MW
4 Yacretá 3,000
5 Clorinda-Guarambaré 150
6 El Dorado – Mariscal López 30
7 Posadas – Encarnación 10
Argentina- Brasil
4,050 MW
8 Paso de los Libres – Uruguayana 50
9 Rincón de Santa María – Itá 2,000
10 Rincón – Garabí 2,200
Paraguay – Brasil
14,062 MW
11 Itaipú 14,000
12 Acaray – Foz de Iguazú 50
13 Pedro Caballero – Ponta Porá 6
14 Vallemí-Porto Murtinho 6
Brasil – Uruguay
580 MW
15 Rivera – Libramento 70
16 Chuy-Chui 10
17 Pdte. Médici – San Carlos 500
Argentina – Chile
653 MW
18 Rio Turbio – Puerto Natales 20
19 Salta – Andes 633
Bolivia-Brasil
20 MW
20 San Matías – Corixa 20
Colombia – Venezuela
350 MW
21 Arauca –Guasdualito 6
22 Puerto Carreño – Puerto Páez 8
23 Cuesteita – Cuatricentenario 150
24 Tibú – La Fría 36
25 San Mateo – El Corozo 150
Colombia – Ecuador
485 MW
26 Pasto – Quito 200
27 Jamondino – Pomasqui 250
28 Ipiales – Tulcán 35
Ecuador – Perú
110 MW
29 Machala – Zorritos 110
Brasil – Venezuela
200 MW
30 Boa Vista – El Gurí 200
2
3
4
5 6
7
8
910
11
12 13
14
15
17
16
18
19
20
21 22
23
24 25
26 28
27
29
30
INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA
Fuente:Olade

17.
Interconexión Capacidad
(MW)
Argentina-Uruguay
3,426 MW
1 Salto Grande 1,890
2 Concepción del Uruguay - Paysandú 150
3 Colonia Elia – San Javier 1,386
Argentina-Paraguay
3,190 MW
4 Yacretá 3,000
5 Clorinda-Guarambaré 150
6 El Dorado – Mariscal López 30
7 Posadas – Encarnación 10
Argentina- Brasil
4,050 MW
8 Paso de los Libres – Uruguayana 50
9 Rincón de Santa María – Itá 2,000
10 Rincón – Garabí 2,200
Paraguay – Brasil
14,062 MW
11 Itaipú 14,000
12 Acaray – Foz de Iguazú 50
13 Pedro Caballero – Ponta Porá 6
14 Vallemí-Porto Murtinho 6
Brasil – Uruguay
580 MW
15 Rivera – Libramento 70
16 Chuy-Chui 10
17 Pdte. Médici – San Carlos 500
Argentina – Chile
653 MW
18 Rio Turbio – Puerto Natales 20
19 Salta – Andes 633
Bolivia-Brasil
20 MW
20 San Matías – Corixa 20
Colombia – Venezuela
350 MW
21 Arauca –Guasdualito 6
22 Puerto Carreño – Puerto Páez 8
23 Cuesteita – Cuatricentenario 150
24 Tibú – La Fría 36
25 San Mateo – El Corozo 150
Colombia – Ecuador
485 MW
26 Pasto – Quito 200
27 Jamondino – Pomasqui 250
28 Ipiales – Tulcán 35
Ecuador – Perú
110 MW
29 Machala – Zorritos 110
Brasil – Venezuela
200 MW
30 Boa Vista – El Gurí 200
INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS EN SUDAMÉRICA
Fuente:Olade
3,426
MW
3,190
MW
3,190
MW
14,062
MW
580
MW
653
MW
20
MW
350
MW
485
MW
110
MW
200
MW

18.
Fuente: Cammessa, UPME Colombia, Ministerio de Energía e Minas de Brasil,
Ministerio de electricidad y energías renovables de Ecuador
2015: EXPORTACIONES E IMPORTACIONES DE
ELECTRICIDAD Y TASA DE USO DE LA LÍNEA
(GWH)
55 (0,2%)
229 (0,9%)
0 (0,0%) 0 (0,0%)
1,313 (0,9%) 0 (0,0%)
0 (0,0%)
113 (0,4%)
Pais 1 Pais 2
Importación (% de uso)Importación (% de uso)
0 (0,0%)
0 (0,0%)
0 (0,0%)0 (0,0%)
0 (0,0%)
0 (0,0%)
0 (0,0%)
0 (0,0%)
0 (0,0%)
3 (0,1%)
45 (1,2%)
457 (12%)
55 (6,9%)
0 (0,1%)
• Transferencias de energía muy por debajo
de la capacidad de las líneas.
• Muchas líneas inactivas (Venezuela –Brasil,
Paraguay-Brasil, Venezuela-Colombia,Brasil -
Argentina)
• Venezuelano es capaz de importar/exportar energía
debido a su precaria situación económica y
problemas políticos.
• Brasil no importa energía desde Argentinadebido a
las constantes fallas por parte de esta última en
proveer energía a Brasil por lo que caducó los
permisos.
• El mayor intercambio se produce entre Uruguay y
Argentina(1,313 GWh), pero es solamenteel 1% de
la capacidad de la línea.
• Ecuador es el que más ocupa sus interconexiones
para importar energía (12% con Colombia y 7% con
Perú)

19.
GASODUCTOS OPERANDO Y EN ESTUDIO
Gasoductos en operación
Gasoductos en Estudio
Gasoducto posible, propuesto en Anillo Energético
Fuente: La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016. * *
*Gasoducto Chile-Perú, 1.356 Km desde Humay a Tocopilla; JRG
CIER Identifica grandes oportunidades
de integración gasífera.
Pablo Corredor, 2004
*

20.
GAS
Fuente:La situación del sector energético en el contexto latinoamericano, Hugh Rudnick, Universidad Católica de Chile, 23/Agosto/2016.

21.
3. CARÁCTER DE LOS PROCESOS
DE INTEGRACIÓN

22.
Según OLADE (Apuntes sobre.., Abril de 2013) *
* OLADE, Apuntes sobre la Integración Eléctrica Regional y Propuestas para Avanzar, Abril de 2013.

23.
OLADE destaca que ni en la UE se han
podido hacer todas las interconexiones
eléctricas ni de gas que se hubieran
deseado.
• La Unión Europea ha sido la más exitosa integración económica de naciones. La
energía ha estado siempre presente. Desde 1951 con la creación de la
Comunidad del Carbón y el Acero y luego, en 1957 con la CEE y la Comunidad
Europea de Energía Atómica (CEEA).
• En 1993 se da otro paso con Tratado de Maastricht y la Unión Europea. Se
genera compromiso de armonizar los mercados energéticos locales para política
energética común. La Directiva 96/92/EC establece pautas para competencia
entre mercados lo que no fue uniformemente adoptado. OLADE señala que
Alemania, Suecia, Finlandia, España y Holanda lo hicieron. También señala que
en gas tampoco se ha logrado y que Francia ha sido duro de convencer.
• El resultado se manifiesta en redes eléctricas y de gas obsoletas y débiles.
Obviamente también se refleja en que al 2010 apenas se exportaba 2.5% de la
generación eléctrica total de la UE (3.2 millones de GWh). Es decir, del orden
de los 80.000 GWh al año entre los países de la UE aproximadamente.

24.
• América Latina ha pretendido integrarse, pero difícilmente se podría señalar que haya
habido verdadera voluntad política en dichos procesos. Por ello no hay integración.
Como se citaba anteriormente, los intercambios energéticos existentes han nacido por
otras causas más que por derivación de procesos de integración.
• Citando nuevamente a OLADE sobre las dificultades universales de integración:
• La región de AL sería perfectamente autosuficiente en energía convencional y renovable
no convencional. Iniciativas de integración en el Cono Sur han fallado por dramáticos
vaivenes de políticas económicas y/o por nacionalismos extremos.
• Desde 2002 que Comunidad Andina de Naciones viene reuniéndose en torno a idea de
un mercado común de electricidad. Hasta hoy se han realizado estudios de factibilidad
técnica (con PNUD) y económica (con BID) y, entre medio, con la crisis del gas de
Argentina.
Integración en América Latina

25.
• Está publicado un resumen del estudio de prefactibilidad técnico-económico
para la interconexión de Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile. *
• Tres escenarios, además del actual (donde solo opera una conexión Ecuador con
Colombia), comprueban importantes beneficios económicos en la medida que
estas 5 economías se interconectaran.
• Tras estos resultados está la posibilidad de usar el gas natural peruano y
boliviano para generar localmente y exportar, pero con un sistema eléctrico
chileno entonces desintegrado, lo cual está en camino de resolverse a través de
la interconexión SIC-SING actualmente en construcción.
• Se estimaron beneficios globales por reducción de costos (valor presente), entre
el 2014 y el 2022, de US$ 2.400 millones en escenario de máxima integración.
• En el escenario de mayor integración Colombia y Bolivia aumentarían sus costos
marginales mientras Chile sería muy beneficiado en la zona norte o SING.
• Por otra parte, Joaquín Villarino, ejecutivo máximo del Consejo Minero
(agrupación de las mineras privadas), rechazó la posibilidad de abastecerse de
electricidad importada por ser estratégicamente inviable (Business News
Americas, 24 de Abril de 2012).
Integración eléctrica en América Latina
* “Electric interconnections in the Andes Comunnity: threats and Opportunities”, Sauma et al, en Handbook of Networks
in Power Systems I, Energy Systems, Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2012.

26.
Integración gasífera Chile y Argentina
• Integración gasífera Argentina–Chile nace cuando hay coincidencias de modelo
económico (1996), y fracasa por cambio de patrón desde modelo de economía
abierta de Menem con tipo de cambio fijo a devaluación del peso argentino con
congelamiento de precios domésticos del gas que paralizan prospección e
inversiones energéticas (Duhalde, 2001). Demanda comienza a superar la oferta y
el 2004 Argentina comienza a suspender parcialmente envíos a Chile.
• Chile busca opción GNL para resolver déficit y escapar de trampa del Gas barato
que incrementó peligrosamente dependencia energética con Argentina. Lo logra
el 2007 y se acaba la importación desde Argentina.
• En paralelo Chile promueve “Anillo Energético” junto a Argentina. Brasil y Uruguay.
Gran negocio habría sido para Perú porque por una inversión menor en gasoductos
nuevos y reforzamiento de red norte Argentina (US$ 4 billones de entonces), habría
podido vender a precios menores al GNL, pero sin los costos totales de puesta en
destino del GNL. Sin embargo, la iniciativa es rechazada ante nacionalismo
creciente que nace en medio de proceso elecciones presidenciales del 2006.
• Precio potencial habría sido algo menor al del GNL (probablemente cerca de US$
12 el millón de BTU entonces), pero no habría tenido que licuarlo para venderlo
lejos de Perú. Se prefirió licuar el Gas y exportarlo a México.
• Al mismo tiempo Venezuela propone “Gasoducto del Sur” para sepultar el Anillo
Energético, pero sin gas para nutrirlo (GN venezolano es asociado a producción de
petróleo limitada por OPEP). 10,000 km de longitud y US$ 20 billones de inversión
en gasoducto. Proyecto muere por causas naturales.

27.
4. ÚLTIMAS REFLEXIONES

28.
• En los últimos años ha habido interés privado con propuestas preliminares de
integración eléctrica de Perú con Chile. Lamentablemente tanto antes como
ahora son más riesgosas que la opción de compraventa de gas natural. ¿Por
qué?
• Pues porque una falla de abastecimiento de GN por gasoducto sería
inmediatamente sustituido por GNL en magnitudes similares (GNL Mejillones;
Suez y CODELCO; estanque de 187 mil m3). Con Argentina pudimos sustituirlo
temporalmente por petróleo, que es caro, pero pudimos seguir teniendo
electricidad. En cambio la falla eléctrica nunca tendrá una oferta sustituta
mayor al margen de reserva cuya magnitud se calcula en relación a fallas
técnicas, pero no a riesgos de tipo geopolítico.
• La experiencia de Chile con Argentina, cuya crisis no fue inspirada en
cuestiones geopolíticas sino que fue el resultado de mala previsión ante
cambios en la política económica del país exportador, destacó las
complicaciones económicas, pero sobre todo, políticas que conllevaría generar
una dependencia tan estratégica con un oferente geopolíticamente sensible.
Últimas reflexiones

29.
• En este caso, la existencia de plantas de regasificación en Chile le
quitaron o atenuaron el carácter estratégico de la eventual importación
de GN desde Perú o Bolivia. Se trataría de casos básicamente
comerciales lo que es muy positivo.
• La importación de electricidad es otra cosa: cada MWh importado
desde una fuente geopolíticamente sensible debería tener respaldo de
generación eléctrica en el país . Eso, en términos económicos es muy
caro porque significaría tener potencia instalada ociosa, lo que define
un rango pequeño de comercio posible, de bajo riesgo.
• En resumen, proyectos de inversión en gasoductos debieran ser de
mucha menor complicación que eléctricos en la medida que estén
configurados básicamente como acuerdos comerciales, con sólidas
bases económicas y sin connotaciones de riesgos geopolíticos
delicados. Por ello es que se ven como inversiones más factibles para
llevar a cabo entre economías donde el nacionalismo está a flor de piel
y donde simples transacciones comerciales pueden adquirir
dimensiones lamentablemente estratégicas.
Últimas reflexiones

30.
PDL Transmisión

31.
• Modifica nombres de los sistemas:
• Sistema de Transmisión Nacional, equivale al Sistema Troncal
• Sistemas de Transmisión Zonales, equivale a los Sistemas de Subtransmisión
• Sistemas de Transmisión Dedicados, equivale a los Sistema de Adicionales
• Agrega los sistemas de transmisión para Polos de Desarrollo Regionales
• La planificación de largo plazo identificará Polos de Generación, principalmente de ER
• Si los generadores no se ponen de acuerdo en la construcción de la nueva línea, la CNE
puede incluirla en el ETT
• La línea es pagada por generación, y las holguras son pasadas a la demanda como un cargo
estampilla
• Modifica la regla de asignación de peajes
• Los peajes serán pagados directamente por el consumidor a través de un cargo estampilla
($/kWh) en la boleta
• Se define un transitorio para el traspaso de peajes de inyección a la demanda. El traspaso
comienza en 2019 y aumentará gradualmente hasta alcanzar el 100% al año 2034
• Define ingresos tarifarios en los sistemas zonales
• La tasa de descuento en transmisión se calcula de manera similar a las sanitarias
(valor mínimo de 7% y máximo de 10%)
TRANSMISIÓN

32.
• Crea el CISEN en reemplazo del CDEC
• Objetivos similares al CDEC: operación segura, a mínimo costo y garantizar acceso abierto.
• El CISEN monitoreará la competencia y el cumplimiento de la normativa en el sector
• Informará a la CNE o SEC las infracciones que se cometan
• Un comité especial de 4 miembros elegirá a los directores del CISEN
• Los miembros del Comité provendrán de: CNE, Consejo Alta Dirección, Panel de expertos y
TDLC
• El Directorio del CISEN tendrá un director ejecutivo y otros 7 miembros
• Se borra el listado de materias que se pueden someter al Panel. Se someterán sólo
aquellas materias indicadas en la ley, las discrepancias con el coordinador, y
discrepancias entre las empresas
• Establece nuevas fechas para el procedimiento ante el Panel
• Es vinculante sólo para los que participen como partes, sin embargo, la CNE y SEC
serán interesados sólo en aquellas discrepancias en que no tengan calidad de parte.
• El Min de Energía puede declarar inaplicable el fallo en caso que se refiera a materias
ajenas a las señaladas.
CISEN Y PANEL DE EXPERTOS

33.
• Deroga el art. 16 B de la ley 18.410:
• Paga compensaciones a clientes regulados por interrupciones en el suministro
• Se paga el duplo del costo de falla de larga duración (US$500/kWh)
• Se pagarán compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad
en generación y transmisión
• Se compensará a clientes regulados y libres. En caso que el cliente libre contemple en
sus contratos de suministro cláusulas de compensaciones, no se procederá al pago
que establece la ley
• 2020-2023: x10 componente de energía precio medio de mercado (US$750/kWh)
• 2024 en adelante: x15 componente de energía precio medio de mercado (US$1.150/kWh)
• Compensaciones de Tx no podrá superar por evento el 5% de sus ingresos regulados
anuales (tope 20.000 UTA = MMUS$ 16.5).
• Compensaciones de Gx no podrá superar por evento el 5% de sus ventas de energía y
potencia anuales (tope 20.000 UTA = MMUS$ 16.5).
• Las compensaciones y las responsabilidades serán identificadas por el CISEN
COMPENSACIONES POR FALLAS

34.
• Serán definidos por la CNE mediante resolución exenta, según propuesta del CISEN
• CISEN elaborará un informe con los SSCC requeridos.
• Se puede discrepar en el Panel
• Regulación dependiendo del tipo de SSCC:
• Cost-plus: estudios de costos del CISEN (se puede discrepar en el Panel)
• Licitaciones
• Remuneración:
• Nueva infraestructura: financiada por usuarios finales a través de un cargo de SSCC.
• Prestación SSCC: será de cargo de los generadores que efectúen retiros.
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

35.
Licitación Eléctrica 2015-01

36.
RESUMEN ULTIMAS LICITACIONES
2014
2016-2019
15
2015
2019
20
2016
2021-2022
20
2017
2023
20
2018
2023
20
2019
2024
20
13.0 1.2 12.4 2.5 7.0 9.0 4.5
2020
2026
20
2013 2015 2015 2016 2017 2018 2019
Volumen
licitado
TWh-año
Llamado a licitación
Precio promedio de
adjudicación
94.7 US$/MWh
(92% adjudicada,
sin cambio de ley)
Precio promedio de
adjudicación
79.3 US$/MWh
(100% adjudicada
Con cambio de ley)
Licitaciones pasadas
Ultima licitación
(2015-01)
Licitaciones futuras
Adjudicación
Inicio suministro
Años
Precio promedio de
adjudicación
47.6 US$/MWh
(100% adjudicada,
Con cambio de ley)

37.
ESTRUCTURA DE LA LICITACION 2015-01
GWh/año (1) Suministro A (23:00 a 7:59) B (8:00 a 17:59) C (18:00 a 22:59) Total
Bloque 1 2021 – 2040 3.100 GWh en 24/7 3.100
Bloque 2 2021 – 2040 680 1,000 520 2.200
Bloque 3 2022 – 2041 7.200 GWh en 24/7 7.200
Total 12.500
Item Description
Contraparte 23 Distribuidoras, la mayoría investment grade
Punto de oferta
Polpaico 220 kV, Los precios son referidos al punto de suministro usando factores de modulación calculados
por la CNE cada 6 meses.
Punto de suministro 29 Nodos: 5 en el SING y 24 en el SIC, distribuidos entre Arica y Puert Montt
Precio de la energía US$/MWh indexado cada 6 meses
Precio de la potencia 8.36 US$/kW-mes (Quillota 220 kV) indexado por US$ CPI cada 6 meses
Modulación de los
precios de energía y
potencia
• Precio referido a cada nudo del troncal usando “factores de modulación”
• Definidos por la CNE cada 6 meses (Abril / Octubre):
VPN@10% real of del promedio ponderado del costo marginal de los próximos 48 meses
Modelo multimodal con 58 hidrologías, 5 bloques de demanda.
Cambio de ley
Permite un mecanismo de revisión de precios cuando los costos financieros o operativos cambian en mas de
un 2% por efecto de algún cambio legal. Impuesto verde actual está incluido en el precio.
ERNC, Servicios
complementarios
Incluidos en el precio
Peajes Cláusula de Pass – through
(1) Incluye 10% del bloque variable

38.
RESULTADOS LICITACION 2015-01
• 52% de la energía adjudicada basada en eólicas
• 47% de la energía adjudicada a ENEL
Bloque TWh(1) US$/MWh Tecnología Compañía
1 3.1 40.4 • 100% Eólicas nuevas
• 94% Mainstream
• 6% OPDE
2 2.2 47.1
• 48% Eólica
• 39% Eólica + Solar
• 13% Eólica
• 39% Iberolica/GNF
• 32% WPD
• 13% Solar Pack
• 8% Mainstream
• 8% Ibereolica
3 7.2 50.8
• 83% Portafolio + ERNC
• 10% Eólicas nuevas
• 7% Eólicas + Solar
• 83% ENEL
• 7% Acciona
• 4% Mainstream
• 4% Cox Energy
• 1% WPD - 1% AELA
Total 12.5 47.7

39.
HISTORIA LICITACIONES
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Precio de las licitaciones. Valores de la serie
ajustados a precios del petróleo(*)
USD/MWh
• Chile ha sido exitoso en disminuir los precios de la energía
• Sin embargo, un alto porcentaje de los proyectos que respaldan la energía
licitada en las licitaciones del año 2015 y posteriores no ha iniciado aún su
construcción.
• Menor plazo de construcción en el caso de energías renovables que el plazo
entre la fecha de licitación e inicio de suministro
• Bajo costo de salida si no se llega a concretar proyecto
(*) precioindexado