Gestión comercial y operacional - Principal 2003/2003_04... · General de Servicios Eléctricos, DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería, modificada el 8 de junio de 1999 mediante

MEMORIA ANUAL AES GENER 2003

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Gestión comercial y operacional

Descripción del sector eléctrico chileno Las principales actividades del sector eléctrico chileno son generación, transmisión y distribución. Todas ellas se encuentran reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería, modificada el 8 de junio de 1999 mediante la Ley N° 19.613, y por el Decreto Supremo Nº 327 de 1997. La actividad de generación se desarrolla en torno a dos grandes sistemas eléctricos: el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde el sur de la II Región (rada de Paposo) a la X Región (localidad de Quellón), abasteciendo el consumo de cerca del 93 por ciento de la población nacional; y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abarca la I y II regiones, y cuyos principales usuarios son empresas mineras e industriales. En cada sistema, la generación eléctrica es coordinada por su respectivo Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC, entidad integrada por las principales empresas generadoras y de transmisión. Cada CDEC planifica y coordina la operación de las centrales de su sistema eléctrico, así como el sistema de transmisión, con el fin de asegurar la mayor eficiencia económica del conjunto, cumpliendo las exigencias de calidad de servicio definidas en la normativa vigente. Acorde con ello, se abastece la demanda despachando las plantas según sus costos variables de producción. Como resultado, la demanda es abastecida al mínimo costo. Las ventas de energía y potencia de las empresas generadoras están dirigidas a tres mercados: • Mercado de productores (mercado spot): Conformado por compañías generadoras que transan energía y potencia entre sí. Aquéllas que por despacho tienen una generación superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) venden, y compran aquéllas que por despacho tienen una producción inferior a la energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo marginal resultante de la operación del sistema. En el caso de la potencia, su precio corresponde al precio de la potencia de punta, el cual es calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía. • Mercado de clientes libres: Integrado por consumidores cuya potencia conectada es superior a 2 MW, habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no sujetos a regulación de precios, por lo que tienen la facultad


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de negociar libremente los valores y condiciones del suministro eléctrico con las empresas generadoras o distribuidoras. • Mercado de clientes regulados: Integrado por consumidores cuyo consumo es igual o inferior a 2 MW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora de la cual son clientes. En este mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras, las cuales compran la energía y potencia a “precios de nudo”. Estos precios son determinados cada seis meses por la Comisión Nacional de Energía, sobre la base de las proyecciones de los costos marginales esperados del sistema para los siguientes 48 meses, en el caso del SIC, y 24 meses en el caso del SING, y al cálculo del precio básico de la potencia de punta.

SIC y SING durante 2003 La potencia total instalada en el Sistema Interconectado Central, considerando las centrales de todas las empresas integrantes del CDEC, alcanzaba al cierre de 2003 a 7.003,5 MW, equivalentes al 65,8 por ciento de la potencia total instalada en Chile. El 57,9 por ciento de esa potencia es hidroeléctrica, y el 42,1 por ciento restante, termoeléctrica. Sin embargo, la hidrología sigue siendo un factor relevante para el SIC, ya que determina la cantidad de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que son despachadas durante el año. El año 2003 se inició con una alta disponibilidad de energía hidráulica embalsada, la que alcanzaba al 1 de enero de 2003 a 10.500 GWh. Al término del período, el sistema contaba con agua embalsada suficiente para generar cerca de 8.805 GWh, el 66,2 por ciento de la energía máxima embalsable y 9 por ciento menor que el año anterior. El 65 por ciento de la demanda de energía anual fue abastecido por centrales hidroeléctricas, mientras que el 35 por ciento restante fue abastecido con generación térmica. El consumo de energía eléctrica durante 2003 fue 32.092 GWh, un 5,8 por ciento superior al consumo del año 2002. La demanda máxima en horas de punta del SIC se registró el día miércoles 9 de julio a las 22:00 horas y fue de 4.516,8 MW, lo que representa un aumento de un 3 por ciento respecto al año anterior.


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Tabla 10: Precio nudo de energía Alto Jahuel

Potencia Energía

Desde Hasta [$/kW-mes] [$/kWh]

134 04-May-02 01-Nov-02 3.364,2 15,6

134 (indexado) 02-Nov-02 03-Nov-02 3.600,4 17,2

249 04-Nov-02 05-May-03 3.770,5 16,0

77 06-May-03 21-Dic-03 4.102,0 16,8

215 22-Dic-03 31-Dic-03 3.887,7 16,7

N° decretoVigencia

Tabla 11: Costo marginal de energía Alto Jahuel

Potencia Energía

Desde Hasta [$/kW-mes] [$/kWh]

134 04-May-02 01-Nov-02 3.364,2 15,6

134 (indexado) 02-Nov-02 03-Nov-02 3.600,4 17,2

249 04-Nov-02 05-May-03 3.770,5 16,0

77 06-May-03 21-Dic-03 4.102,0 16,8

215 22-Dic-03 31-Dic-03 3.887,7 16,7

N° decretoVigencia

*valores en US$ nominales


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Ilustración 3: Precio nudo vs. costo marginal de energía SIC

0

20

40

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80

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120

140D

ic-8

5

Sep-

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-88

Dic

-88

Sep-

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Jun-

90

Mar

-91

Dic

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Sep-

92

Jun-

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Mar

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Dic

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Jun-

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Dic

-97

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Mar

-00

Dic

-00

Sep-

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Jun-

02

Mar

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Dic

-03

($U

S/M

Wh)

Costo Marginal Precio de Nudo

El Sistema Interconectado del Norte Grande, por su parte, se caracteriza por disponer de muy escasos recursos hídricos para la generación eléctrica, por lo que la potencia del sistema es 99,6 por ciento termoeléctrica; compuesta en un 58,1 por ciento por centrales a gas natural, 33,2 por ciento por centrales a carbón, y 8,3 por ciento por centrales a petróleo. A diciembre de 2003, la capacidad instalada en el SING es 3.633,9 MW. Los centros de consumo están separados por grandes distancias y corresponden mayoritariamente a empresas mineras, algunas de ellas con un alto peso relativo respecto al consumo total del sistema. La población del territorio cubierto por el SING alcanza solamente al 5,6 por ciento de la población nacional.

El nivel máximo de despacho en condiciones normales de operación aumentó a 240 MW en horario de punta y a 220 MW en horario fuera de punta, en el marco del “Plan de Seguridad” del SING, que considera una restricción de generación máxima de 270 MW para cada unidad del sistema. En el año 2003, el consumo de energía eléctrica en el SING aumentó un 10,5 por ciento con respecto al año anterior, y se registraron ventas por 10.480 GWh. La demanda máxima del año se produjo el día 14 de diciembre a las 22:00 hrs. y alcanzó a 1.382,4 MW.


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Ilustración 4: Precio nudo vs. costo marginal de energía SING

0

10

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30

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50

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80D

ic-9

3

May

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Oct

-94

Mar

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Ago

-95

Ene-

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Jun-

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Nov

-96

Abr

-97

Sep-

97

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98

Jul-

98

Dic

-98

May

-99

Oct

-99

Mar

-00

Ago

-00

Ene-

01

Jun-

01

Nov

-01

Abr

-02

Sep-

02

Feb-

03

Jul-

03

Dic

-03

(US$

/MW

h)

Costo Marginal Precio de Nudo

Participación de AES Gener en el SIC y el SING Para el suministro en Chile, las empresas AES Gener tienen una capacidad instalada de generación eléctrica de 2.427,7 MW, compuesta de 2.157 MW de capacidad termoeléctrica y 270,7 MW de capacidad hidroeléctrica. En el SIC, la capacidad de generación de electricidad del grupo AES Gener es 1.507,6 MW. De este total, la matriz, AES Gener S.A., aporta 782,2 MW, distribuidos en cuatro plantas hidroeléctricas e igual número de plantas termoeléctricas. Para efectos de administración al interior de la empresa, las plantas hidroeléctricas Alfalfal, Maitenes, Queltehues y Volcán están agrupadas en el Complejo Hidroeléctrico Cordillera, mientras que las centrales Ventanas, Laguna Verde y El Indio conforman el Complejo Termoeléctrico Costa. La cuarta central termoeléctrica que pertenece directamente a la matriz es la central Renca, ubicada al costado de la central Nueva Renca, perteneciente a la filial Eléctrica Santiago S.A., por lo que geográficamente ambas conforman el Complejo Termoeléctrico Renca. En diciembre de 2003 la empresa informó su decisión de vender la central Renca a su filial Eléctrica Santiago S.A., con el fin de aprovechar sinergias en la administración de ambas plantas como una unidad productiva. Respecto a las centrales de las demás filiales y coligadas presentes en el SIC, la coligada Empresa Eléctrica Guacolda S.A. aporta al sistema 304 MW mediante su central Guacolda, y la filial Energía Verde S.A. contribuye con 42,4 MW mediante sus centrales Constitución, Laja y Mostazal.


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Durante el año 2003, las centrales del grupo AES Gener suministraron el 20,8 por ciento de la energía eléctrica consumida en el SIC, un 1,7 por ciento más que el aporte en el año 2002. Destacó la alta generación de las centrales Nueva Renca y Guacolda, que aportaron 7,7 y 7,2 por ciento del consumo del sistema, respectivamente. En el SING, en tanto, AES Gener cuenta con una capacidad de generación de 920,1 MW, compuesta por la potencia instalada de las dos unidades termoeléctricas de la filial Norgener S.A. (277,3 MW) y la potencia instalada de la central Salta (642,8 MW). Esta última se ubica físicamente en la provincia Argentina del mismo nombre y se encuentra conectada al SING a través de una línea de transmisión en 345 kV y de 408 kilómetros de longitud, que une la subestación Salta con la subestación Andes, ubicada en la II Región. Durante el año 2003, las centrales Norgener y Salta registraron una producción bruta de 142 GWh y de 1.950 GWh, respectivamente, equivalentes al 18,3 por ciento de la producción total del SING. El incremento de 7,6 por ciento en la generación de la central Salta se explica por el aumento en el despacho permitido durante el año.


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Tabla 12: Centrales térmicas del grupo AES Gener en el SIC y el SING

PlantasTermoeléctricas

Potencia Instalada [MW]

AES Gener

Ventanas 338,0

Renca 100,0

Laguna Verde 54,7

El Indio 18,8

ESSANueva Renca 379,0

Energía Verde

Constitución 8,7

Laja 8,7

San Francisco 25,0

Guacolda

Unidad 1 152,0

Unidad 2 152,0

Norgener

Unidad 1 136,3

Unidad 2 141,0

TermoAndes

Salta 642,8

Total 2.157,0

Tabla 13: Centrales hidroeléctricas de AES Gener S.A. en el SIC

Plantas Hidroeléctricas


Alfalfal 178,0

Queltehues 48,9

Maitenes 30,8

Volcán 13,0

Total 270,7


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Tabla 14: Centrales de cogeneración del grupo AES Gener

Plantas Potencia Equivalente

[MW]

Energía Verde

Nacimiento 15,0

Mostazal 3,8

Total 18,8

Aspectos comerciales La política comercial de la compañía busca maximizar los beneficios de su negocio eléctrico, administrando sus riesgos de acuerdo con la realidad del mercado y la industria. Para estos efectos se consideran, entre otros factores, el nivel de contratación, la proporción de clientes libres y regulados que conforman la cartera de clientes de AES Gener y los plazos de los contratos. En sus estudios comerciales, AES Gener hace estimaciones del crecimiento de la demanda y proyecciones de los precios de nudo y los costos marginales del sistema, utilizando modelos de programación dinámica. De esta forma, la empresa determina el nivel de contratos que permite estabilizar sus flujos, abastecer a empresas deficitarias en períodos de sequía y comprar energía en el mercado spot cuando el costo marginal es relativamente bajo. Un factor comercial relevante para la empresa es su condición de principal generador termoeléctrico en Chile, capaz de generar electricidad incluso en momentos de sequía, lo que otorga un alto nivel de seguridad a su suministro. Actualmente los dos principales clientes de AES Gener S.A. en el SIC son Chilectra y Chilquinta, empresas distribuidoras cuyas compras en el año 2003 representaron el 64,8 y 19,4 por ciento, respectivamente, de las ventas físicas de la compañía a nivel individual. Destaca el aumento de 5 por ciento en la venta de energía a Chilectra con respecto al año 2002. Durante el año 2003, a nivel individual, AES Gener S.A. vendió a sus clientes en el SIC y a otros productores del sistema un total de 5.744 GWh, de los cuales 4.972 GWh fueron destinados a clientes regulados. Dados los bajos costos marginales del sistema, las centrales de AES Gener tuvieron un bajo nivel de despacho, por lo que sólo el 31,6 por ciento del total vendido a clientes fue cubierto con generación propia. El restante 67,4 por ciento fue suministrado a través de compras a otros productores del sistema que fueron excedentarios en su producción respecto de sus contratos. Además de estas compras en el CDEC-SIC, la compañía, en virtud de sus contratos vigentes compró energía a los productores Hidroeléctrica Guardia Vieja,


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Hidroeléctrica Aconcagua, Eléctrica Puntilla, Empresa Eléctrica Puyehue y Compañía Eléctrica Los Morros, y a las empresas filiales Eléctrica Santiago S.A. y Energía Verde S.A.

Tabla 15: Balance energía AES Gener S.A. en el SIC 2003

AES Gener Energía [GWh]Producción Neta 1.815

ComprasCDEC – SIC 1.389

Eléctrica Santiago 1.952

Eléctrica Puyehue 252

Los Morros 19HGV – HASA 183

E. Verde 75

Eléctrica Puntilla 119

Total Compras 3.989

Ventas

CDEC – SIC 0

Clientes Regulados 4.972

Clientes No-regulados 772

Total Ventas 5.744

Pérdidas del Sistema 60

En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, AES Gener adquirió la generación total de la central Salta (de TermoAndes S.A.), de 1.903 GWh netos, de los cuales vendió 1.089 GWh en el mercado spot. El consumo total de sus clientes, Compañía Minera Zaldívar y Compañía Minera Lomas Bayas, alcanzó los 726 GWh.

Tabla 16: AES Gener en el SING en 2003

Producción Neta 0

Compras

CDEC – SING 0

Termo Andes 1.855

Total Compras 1.855

Ventas

CDEC – SING 1.089

Clientes No-regulados 726

Total Ventas 1.815Pérdidas del Sistema 39

AES Gener en el SING Energía [GWh]


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Tabla 17: Principales contratos de AES Gener S.A.

Contratos de venta de energía y potenciaEnergía Anual 2003 [GWh]

Con clientes regulados

Chilectra S.A. 3.729

Chilquinta Energía S.A. 985

Compañía Eléctrica del Río Maipo S.A. 29

Con clientes libres

Cemento Polpaico S.A. 168

Chilquinta Energía S.A. (RPC) 131

Compañía Minera Zaldívar 547

Eléctrica Puntilla S.A. (Intermediación) -

Empresa Eléctrica Puyehue S.A. 172

Energía Verde S.A. (Central Constitución) 39

Energía Verde S.A. (Central Laja) 134

Energía Verde S.A. (Central Mostazal) 44

Hidroeléctricas Guardia Vieja S.A. y Aconcagua S.A. 207

Minera Lo Valdés Ltda. 0

Minera Lomas Bayas S.A. 179

Minera Río Colorado S.A. (Alfalfal y Maitenes) 1

Puerto Ventanas S.A. 3

Puerto Ventanas S.A. (PACSA) 1

Contratos de Compra de Energía y Potencia

Compañía Eléctrica Los Morros S.A. 19

Eléctrica Puntilla S.A. -

Eléctrica Puntilla S.A. (Intermediación) 119

Empresa Eléctrica Puyehue S.A. 252

Energía Verde S.A. (Central Constitución) 46

Energía Verde S.A. (Central Laja) 29

Hidroeléctricas Guardia Vieja S.A. y Aconcagua S.A. 183

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. 1.952

Contratos de peaje por uso delsistema de transmisión

Chilectra S.A. -

Chilquinta Energía S.A. -

Chilquinta Energía S.A. (CONAFE) -

Eléctrica Puntilla S.A. -

Sociedad Eléctrica Santiago S.A. -

Asociación de Canalistas Sociedad del Canal del Maipo S.A. -

Por su parte, Energía Verde S.A. comercializó un total de 290 GWh, de los cuales 215 GWh están asociados a ventas a los clientes CMPC Maderas S.A., Aserraderos Arauco S.A., Forestal Copihue S.A., Masonite Chile S.A., Masisa S.A., Terranova


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S.A. y Compañía Papelera del Pacifico S.A. Por otro lado, 75 GWh fueron comercializados en el SIC, a través de contratos con AES Gener S.A. Durante el año 2003 se renovaron con la matriz, AES Gener S.A., contratos de compra y venta de energía eléctrica de las plantas Laja y Constitución, y se suscribió uno nuevo para la planta Mostazal.

Tabla 18: Balance energía Energía Verde S.A. 2003

E. Verde S.A. Energía [GWh]

Producción Neta 75

ComprasGener 221

Total Compras 221

Ventas

Gener 75

Industriales 215

Total Ventas 290

Pérdidas del Sistema 6 La generación de la central Nueva Renca, de Eléctrica Santiago S.A. en 2003 fue de 2.529 GWh brutos, 27,8 por ciento superior a la generación en 2002. Además, durante el ejercicio 2003 mantuvo contratos con División Andina de Codelco, Enami Ventanas, Disputada (El Soldado) y AES Gener S.A., empresas a las cuales vendió 2.834 GWh en el año.


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Tabla 19: Balance energía Eléctrica Santiago S.A. 2003

E. Santiago S.A. Energía [GWh]Producción Neta 2.450

ComprasCDEC – SIC 443

Gener 0

Otros 0

Total Compras 443

Ventas

CDEC – SIC 8

Clientes Regulados 0

Clientes No-regulados 2.834

RM-88 51

Total Ventas 2.893

Pérdidas del Sistema 0 En el SING, Norgener generó un total de 128 GWh netos, y realizó compras en el mercado spot por un total de 1.271 GWh. El consumo total anual de sus clientes SQM Nitratos, SQM Salar y Minera Escondida Ltda., fue de 1.383 GWh. El principal cliente de Norgener es Minera Escondida Ltda., compañía que explota uno de los yacimientos de cobre más grande del mundo.

Tabla 20: Balance energía Norgener S.A. 2003

Norgener S.A. Energía [GWh]Producción Neta 128

ComprasCDEC-SING 1.271

Total Compras 1.271

Ventas

Escondida 1.287

Minsal 68

Nitratos 28

CDEC-SING 0

Total Ventas 1.383

Pérdidas del Sistema 16


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Aspectos operacionales Durante el 2003, con excepción de las centrales Nueva Renca y Guacolda, las unidades termoeléctricas de la compañía en el SIC tuvieron un bajo nivel de despacho producto de las favorables condiciones hidrológicas de los dos años precedentes. Por el contrario, las centrales hidroeléctricas permanecieron en funcionamiento durante todo el año. En el SING, en tanto, la central Norgener disminuyó su generación con respecto al 2002, en contraste con la central Salta, que aumentó su nivel de despacho en relación con igual período. Dada la sobrecapacidad existente en dicho sistema, ambas continúan manteniendo una relevante capacidad ociosa. Al igual que en años anteriores, en las centrales con bajo despacho se trabajó principalmente en mejorar su disponibilidad para el momento de ser requeridas, y en las centrales con alto despacho los esfuerzos se concentraron en optimizar los resultados. Con todas las centrales de la empresa organizadas al alero de la Gerencia de Producción, se puso especial énfasis en un trabajo colaborativo con cuatro grandes propósitos:

• Optimizar la gestión de operación y producción de las distintas plantas a través del mejor uso de los recursos humanos disponibles, mediante el apoyo permanente de personal tanto de mantenimiento como de operación entre centrales, ya sean éstas hidráulicas o térmicas.

• Proyectar el desarrollo profesional de los integrantes de la empresa para enfrentar los desarrollos futuros, a través de planes de capacitación permanente.

• Actuar proactivamente en materia ambiental. • Estandarizar las prácticas de seguridad en todas las centrales,

minimizando de esta manera el índice de accidentes con tiempo perdido. Durante el año se inició en las centrales de Cordillera y de Costa, la implementación de un nuevo esquema de mantención basado en la confiabilidad (Reliability Centered Maintenance, RCM), lo que permitirá reducir costos y aumentar la disponibilidad de las unidades productivas. Por otro lado, se comenzó a implementar un nuevo programa denominado Neo Prevención, el cual está orientado a disminuir las fallas, derroches y accidentes. A finales de año, bajo la coordinación de la Gerencia de Operaciones, se llevó a cabo la 2a Reunión Técnica de Producción, en la que participaron las empresas filiales de AES Gener de Colombia, Argentina y Chile. Se generaron así positivas instancias de intercambio técnico y de apoyo, lo cual sin duda se traducirá en disminuciones de costo, aumento en la disponibilidad de las plantas, así como motivación, crecimiento y desarrollo de nuestro personal.


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Tabla 21: Operación de las plantas de AES Gener S.A. en el SIC

AES Gener S.A. Energía Neta [GWh]

Ventanas 399

Renca 0

Laguna Verde 0

Turbo Gas (M. El Indio) 0

Total 399

Alfalfal 792

Queltehues 376

Maitenes 136

Volcán 111

Total 1.415

Total AES Gener SIC 1.815

Plantas Hidroeléctricas

Plantas Termoeléctricas

Complejo Hidroeléctrico Cordillera Las centrales hidroeléctricas de AES Gener S.A. permanecieron en servicio durante todo el año 2003. La generación bruta anual en su conjunto fue 1.417 GWh, 8,7 por ciento inferior a la generación del año 2002. Las generaciones individuales de Maitenes y Volcán lograron batir récords de generación desde que se tiene registros históricos, producto de un invierno que se caracterizó por altas temperaturas, permitiendo un mayor caudal de los ríos durante estos meses, y de una adecuada operación y mantenimiento de las unidades. Durante el año 2003 se realizó la mantención mayor de la central Alfalfal, que fue sometida al vaciado de su sistema de túneles. En la inspección interior del túnel de la rama Colorado, se detectaron daños por sobre lo normal en su revestimiento interno y fracturas de radier en una extensión de aproximadamente 400 metros. Por este motivo, la central sólo pudo operar con su rama Olivares entre mayo y primeros días de agosto, mientras se realizaban los trabajos de reparación, lo que produjo una pérdida de generación de aproximadamente 120 GWh. Este evento fue notificado al seguro y se encuentra en proceso de liquidación.


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Tabla 22: Centrales hidroeléctricas AES Gener S.A.

Central UbicaciónAño puestaen servicio

Tipoturbina

N°unidades

PotenciaMW

Disponibilidad2003

Maitenes Los Maitenes, Cajón Río Colorado, R.M. 1923-1989 (1) Francis 5 31 97,49%

Queltehues Los Queltehues, Cajón Río Maipo, R.M. 1928 Pelton 3 49 99,28%

Volcán El Volcán, Cajón Río Maipo, R.M. 1949 Pelton 1 13 99,83%

Alfalafal El Alfalfal, Cajón Río Colorado, R.M. 1991 Pelton 2 178 97,63%

1.- Reconstruida después del aluvión del Río Colorado, de noviembre de 1987; e incluye a la planta auxiliar Maitenes.

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Complejo Termoeléctrico Costa Durante el año 2003 la central térmica Ventanas tuvo un bajo factor de capacidad; generó 424 GWh brutos y consumió 167 mil toneladas métricas de carbón. La central térmica Laguna Verde y la unidad turbogas El Indio se mantuvieron como unidades de reserva, entrando en servicio sólo ocasionalmente para pruebas o necesidades del sistema. Desde octubre, la unidad turbogas está en proceso de traslado hacia la central Laguna Verde, proyecto que está programado finalizar en el mes de febrero de 2004. En este escenario, los esfuerzos productivos estuvieron abocados principalmente a la realización de programas de mantenimiento y prueba de equipos, para mantener las unidades en condiciones seguras de respaldo ante los requerimientos del SIC, lo que se logró con pleno éxito al cumplir con los tiempos definidos de puestas en servicio y con elevados estándares de disponibilidad.

Tabla 23: Centrales termoeléctricas AES Gener S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo específico

netoDisponibilidad

2003

Laguna Verde Laguna Verde, V Región 1939-1949 carbón-vapor 2 54,7 0,85 kg/kWh 95,54%

Ventanas Bahía de Quintero, V Región 1694-1977 carbón-vapor 2 340 0,415-0,397 kg/kWh 99,33% - 99,0%

El Indio Minera El Indio, IV Región 1990 turbogas-diesel 1 18,8 0,264 kg/kWh 98,08%* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Entre los trabajos de mantenimiento realizados, destacan los que se llevaron a cabo en ambas unidades de la central Ventanas, efectuados en los meses de octubre y diciembre. En la unidad N° 1 se reemplazaron y repararon algunos componentes de las cañerías de vapor principal, logrando extender la vida útil residual del conjunto. En la unidad N° 2 se realizó la inspección interna del generador eléctrico, lo que permitió asegurar la disponibilidad futura.


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Complejo Termoeléctrico Renca Este complejo está integrado por la central Renca, que pertenece directamente a AES Gener, y por la central Nueva Renca, perteneciente a la filial Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Durante el año 2003, la primera de ellas se mantuvo disponible sin que su operación fuera requerida por el CDEC-SIC. Por otra parte, Nueva Renca– central de ciclo combinado a gas natural- estuvo en servicio prácticamente durante todo el año, generando un total de 2.529 GWh brutos, con una disponibilidad de 100 por ciento en horas de punta. A fines de 2003, se aprobó el traspaso de AES Gener a Eléctrica Santiago de los activos que conforman la central Renca, aquéllos asociados al proyecto de conversión a gas de esta central, más el terreno de aproximadamente 3,9 hectáreas donde se encuentra Nueva Renca. Se proyecta materializar dicho traspaso en los primeros meses de 2004.

Tabla 24: Central termoeléctrica complejo Renca


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo

específico netoDisponibilidad

2003

Renca Comuna de Renca, Santiago, R.M. 1962 diesel premium - vapor 2 100 13.372 BTU/kWh 98,86%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Líneas de transmisión en el SIC Durante el año 2003 se realizaron mantenimientos preventivos a todo el sistema de transmisión y subestaciones de la compañía, en particular al Sistema Costa, que comprende las subestaciones San Pedro, Ventanas, Miraflores y Laguna Verde. Además, se cambiaron 10 Km. de conductor de aluminio de la línea de transmisión Ventanas – Miraflores, que estaba dañado por envejecimiento prematuro debido a su exposición a un ambiente con mayor contaminación. Asimismo, se habilitó por primera vez en la empresa un sistema de monitoreo a distancia formado por cámaras de video instaladas en la subestación San Pedro, las que pueden ser observadas desde la sala de control ubicada en las instalaciones de Renca.


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Tabla 25: Líneas de transmisión y subestaciones de AES Gener S.A.

Longitud de líneas en 110 kV

Subestaciones propias

Longitud de líneas en 220 kV

Acometida a subestaciones de otras empresas

249,4 km

Alfalfal, Maitenes, Queltehues La Laja, Punta de Peuco, Pachacama, San Pedro, Ventanas y Laguna Verde

Los Almendros, Florida, Cerro Navia 110 kV, Las Vegas, Calera, Miraflores

43,4 km

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Sociedad Eléctrica Santiago S.A. Esta empresa filial de AES Gener es propietaria de la central Nueva Renca, de 379 MW, la primera de ciclo combinado a gas natural en Chile, que entró en operación comercial el 31 de marzo de 1998. Cabe señalar que durante el mes de septiembre de 2003, se efectuaron pruebas del sistema dual de combustible, que permite a la central Nueva Renca funcionar con petróleo diesel como combustible secundario.

Tabla 26: Central termoeléctrica Nueva Renca


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Nueva Renca Comuna de Renca, Santiago, R.M. 1997 Ciclo comb. Gas natural 1 (1x1) 379 7.460 BTU/kWh 100%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Energía Verde S.A. Durante el año 2003, como producto de la generación de sus centrales térmicas, la filial Energía Verde vendió más de un millón de toneladas de vapor a sus clientes industriales. Los consumos de combustible durante el año 2003 alcanzaron a 140,8 m3 de petróleo utilizados en la turbina de Mostazal, y 2.159.774 m3 de aserrín y corteza utilizados en las plantas de Laja, Constitución, Nacimiento y Mostazal. Importantes clientes, Aserraderos Arauco S.A. y CMPC-Maderas S.A., anunciaron planes de crecimiento de los consumos de energía, por lo cual se está evaluando la factibilidad de acompañar dichos consumos, negociando, principalmente, nuevas condiciones de precio y plazos de contrato.


45

Tabla 27: Centrales térmicas Energía Verde S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Constitución Constitución, VII Región 1995 cogeneración (electricidad y vapor) 1 8,7 N/A 86,84% (2)

Laja Laja, VIII Región 1995 cogeneración (electricidad y vapor) 1 8,7 N/A 72,85% (2)

Nacimiento Nacimiento, VIII Región 1997 generadora de vapor 1 15 (1) N/A N/A

San Francisco de Mostazal San Francisco Mostazal, VI Región 2000 generadora de vapor 1 15 (1) N/A N/A

San Francisco de Mostazal San Francisco Mostazal, VI Región 2002 turbogas-diesel 1 24 0,309 kg/kWh 97,80%

1.- Potencia equivalente. Sólo producen vapor industrial.

2.- Incluye castigo por menor generación producto de la cogeneración.

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Esta empresa coligada posee una central termoeléctrica a carbón ubicada en Huasco, en la III región de Chile, en el extremo norte del SIC. Sus dos unidades generadoras, cada una de 152 MW, fueron conectadas al sistema en octubre de 1995 y agosto de 1996, respectivamente. La central cuenta también con una subestación en 200 kV, una línea de transmisión de doble circuito hacia Maitencillo y desde ahí a Cardones, y un puerto mecanizado multipropósito de 1.500 toneladas/hora de capacidad, apto para la descarga de carbón y graneles en general y acondicionado para la prestación de servicios a terceros. En 2003 la generación bruta de la central termoeléctrica Guacolda ascendió a 2.449 GWh, en comparación con los 2.191 GWh generados en 2002. La central continuó el desarrollo y perfeccionamiento de la nueva estrategia de compra de petcoke implementada el año pasado, y ejecutó con éxito la mantención anual de la central. Durante el año 2003, el uso de petcoke fue cuidadosamente supervisado a través de una red de monitoreo de calidad de aire, compuesta por 10 estaciones ubicadas en lugares estratégicos del Valle del Huasco. Además, las dos unidades de la central Guacolda mantuvieron una disponibilidad de 96 por ciento.

Tabla 28: Central termoeléctrica Guacolda S.A.

UbicaciónAño puestaen servicio

Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Disponibilidad

* Estas instalaciones son de propiedad de Guacolda y se encuentran en buen estado.

304Guacolda 96%

Central

2vapor - carbón1995 - 1996Huasco, III Región


46

Tabla 29: Líneas de transmisión y subestaciones Guacolda S.A.

168 km

Guacolda

* Estas instalaciones son de propiedad de Guacolda y se encuentran en buen estado.

Longitud de líneas en 220 kV:

Subestaciones propias:

Norgener S.A. Esta filial posee una central termoeléctrica con dos unidades, en la localidad de Tocopilla, II Región. La primera unidad, de 136,3 MW, fue conectada al sistema en febrero de 1995, y la segunda, de 140 MW, en febrero de 1997. La capacidad instalada de Norgener representa aproximadamente un 7,6 por ciento de la capacidad instalada del SING. Durante el año 2003, las central térmica Norgener tuvo un bajo nivel de despacho, operando sólo ante contingencias en el SING y evitando así el alza del costo marginal del sistema. En este escenario, los esfuerzos productivos estuvieron abocados principalmente a mantener la disponibilidad de las unidades, de modo que sean un respaldo efectivo ante requerimientos del SING. Esto se logró con pleno éxito al cumplir con los tiempos definidos de puesta en servicio y con elevados estándares de disponibilidad. Entre los trabajos realizados, sobresalió el mantenimiento anual de la unidad 2, especialmente el del sistema de válvula de control de vapor principal de la turbina, limpieza y pintado de pozo intake, cambio de quemadores de carbón e ignitores, y mantención y ajustes de todo el sistema de control. En relación con el sistema de transmisión, durante el 2003 se realizaron optimizaciones a los sistema de mantenimiento. Además, se habilitó en el despacho de carga de Norgener el sistema PI del proveedor OSI-SOFT, que permite suministrar y recibir toda la información del SING proveniente del CDEC, de manera de optimizar la operación en tiempo real del despacho.

Tabla 30: Central termoeléctrica Norgener S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]

Consumo específico

neto [kg/kwh]

Disponibilidad 2003

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado.

0,40 - 0,397277,342carbón-vaporNorgener 98,55% - 96,0%Tocopilla, II Región 1995-1997


47

Tabla 31: Líneas de transmisión y subestaciones Norgener S.A.

TermoAndes S.A. Esta filial posee la central Salta, de 642,8 MW, ubicada en Campo Santo, Provincia de Salta, en el noroeste de la República Argentina. Durante 2003 se avanzó positivamente en aumentar su generación y venta de energía y potencia al SING. La generación bruta total anual ascendió a 1.950 GWh, en comparación con los 1.813 GWh generados en el año 2002, lo que representa un incremento de 7,6 por ciento para este período. Cabe recordar que el 22 de agosto de 2002, mediante una resolución del organismo argentino ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), se otorgó a TermoAndes S.A. autorización para conectar 203 MW de sus 642,8 MW al sistema interconectado de ese país, lo que permitiría conectar una turbina a gas en ciclo abierto. La materialización de esta conexión se encuentra a la espera de mejores condiciones económicas del mercado eléctrico argentino. El 4 de julio de 2003, TermoAndes S.A. certificó un sistema de gestión ambiental basado en la norma ISO 14.001. Esto, junto con el sistema de gestión de la calidad ISO 9.000, certificado en el año 2000, permite a TermoAndes S.A. desarrollar sus actividades cuidando el medio ambiente y satisfacer los compromisos asumidos con los clientes.

(1) Estas instalaciones son de propiedad de Norgener y se encuentran en buen estado.

(2) Estas instalaciones son de propiedad de AES Gener y se encuentran en buen estado.

Longitud de líneas en 220 kV simple circuito: 110 km (1) y 95 km (2)

Longitud de líneas en 220 kV doble circuito: 63 km (1) y 72 km (2)

1 paño Mantos Blancos, 1 paño Lomas Bayas, 2 paños Crucero



Paño o acometida a subestaciones de otras empresas:

Subestaciones propias:

Longitud de líneas arrendadas en 220 kV simple circuito:

140 km (1)

33 km (1)

221 km (1)

Norgener, Oeste, Minsal, La Cruz, Andes, Nueva Zaldívar, Laberinto


48

Tabla 32: Central termoeléctrica TermoAndes S.A.


Tipo turbinaN°

unidadesPotencia

[MW]Consumo


2003

Salta Campo Santo, Prov. de Salta, Argentina 1999 ciclo comb. gas natural 1 (2x1) 642,8 7,624 Btu/kWh 98.32%

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado. InterAndes S.A. Esta compañía cuenta con una concesión para la transmisión de energía eléctrica entre Campo Santo, en Argentina, y el nodo frontera en Paso Sico, punto limítrofe con Chile. Asimismo, cuenta con un contrato con TermoAndes S.A. para otorgarle el servicio de transporte de energía y potencia eléctrica entre la central Salta y el nodo frontera mencionado. Durante el año 2003, se registró un aumento significativo en la disponibilidad de la línea de 345 kV Andes - Salta. Ello, junto con la mayor disponibilidad de las unidades de la central, se tradujo en una mejora en los ingresos por pago de potencia firme reconocida por el CDEC-SING. Además, se optimizaron los sistemas de mantención preventiva de los 607 kilómetros de líneas de transmisión en 220 kV y sus subestaciones asociadas.

Tabla 33: Líneas de trasmisión y subestaciones InterAndes S.A.

Longitud de líneas en 345 kV: 280 km

Subestaciones propias: Salta

* Estas instalaciones son de propiedad de la empresa y se encuentran en buen estado.


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Negocio Eléctrico en el Extranjero Mediante las empresas generadoras Chivor e Itabo, AES Gener participa en los sectores eléctricos de Colombia y República Dominicana, respectivamente.

Tabla 34: AES Gener en Colombia y República Dominicana


Chivor (Colombia) 1.000

Itabo S.A.(Rep. Dominicana)

Itabo turbina a vapor 260

Itabo turbinas a gas 104

Santo Domingo 39

Timbeque 46

Los Mina 69

Higuamo 69

Total Itabo S.A. 586

Total potencia 1.586

Sistema eléctrico colombiano El sistema eléctrico colombiano está estructurado en torno a un único Sistema Interconectado Nacional (SIN), que al 31 de diciembre de 2003 contaba con una capacidad instalada efectiva de 13.265 MW, con un 67 por ciento de capacidad hidroeléctrica y 33 por ciento de capacidad termoeléctrica. La disminución de la capacidad instalada respecto al año anterior se produjo por el retiro voluntario de algunas plantas del sistema tales como Riogrande 1 y 3, cadena Casalco, Barrancas 1, 4 y 5. La demanda de energía durante el 2003 fue 46.112 GWh; 2,9 por ciento superior al año 2002. Los aportes hidrológicos a nivel nacional correspondieron al 88 por ciento del promedio histórico multianual. En el mes de marzo de 2003 se iniciaron las Transacciones Internacionales de Energía -TIES- con Ecuador, las que ayudaron a incrementar el precio de bolsa aproximadamente en Col$ 2/kWh. La capacidad total de importación de energía es 215 MW, y de exportación es 285 MW. Durante el 2003, el total de energía exportada a Ecuador representó cerca de 2,7 por ciento del total de la demanda


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colombiana. En dicho año, Colombia exportó 94 por ciento del tiempo e importó únicamente el 6 por ciento. En términos generales, el sistema colombiano opera de manera similar al chileno, con excepción de la existencia de una bolsa de energía en la que se realizan transacciones en función de precios declarados. Chivor S.A. E.S.P.

Esta filial colombiana pertenece en 99,9 por ciento a AES Gener S.A. Chivor es la tercera central hidroeléctrica del país, con una capacidad instalada de 1.000 MW. Los aportes hidrológicos al embalse "La Esmeralda" durante el año alcanzaron un valor correspondiente al 93 por ciento del promedio histórico multianual. Al finalizar el año el embalse se situó en el 95,1 por ciento de su capacidad. Durante el año 2003, la central generó 3.818 GWh netos y comercializó 5.816 GWh, de los cuales 3.274 GWh fueron transados a través de la bolsa de energía y los restantes 2.542 GWh mediante contratos de largo plazo. Con el fin de optimizar el margen comercial esperado para el año 2004, se firmaron contratos de venta de energía para un total de 2.836 GWh. Adicionalmente, se logró fortalecer la alianza con Empresa Pública de Medellín para atender al mercado no regulado con ventas por 159 GWh para los años 2004 y 2005. Gracias a su experiencia en el tema, Chivor participó activamente en la revisión de los parámetros técnicos para la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC) en el sistema colombiano. En conjunto con el Consejo Nacional de Operación (CNO) se elaboró un documento que fue enviado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la cual tiene el compromiso de emitir una nueva resolución que podría relajar los requerimientos técnicos para la prestación del servicio. Durante el año 2003 la capacidad efectiva de la planta fue 1.000 MW. La disponibilidad promedio de la planta fue de 94,6 por ciento. Este logro es resultado de los programas de mantenimiento predictivo y preventivo establecidos en la central. Dentro de las actividades y proyectos de mejoramiento de la central se destaca el proyecto de rehabilitación de transformadores de potencia de Chivor I, los cuales se encuentran operando satisfactoriamente. Adicionalmente, se desarrolló el proceso de licitación en el que se seleccionó a la firma Siemens para el reemplazo de las protecciones eléctricas de los generadores y los


51

correspondientes bancos de transformadores de las unidades de la central, el cual se realizaría durante el 2004.

Tabla 35: Balance energía Chivor S.A.

Chivor en el 2003 Energía [GWh]

Producción Neta 3.818

Compras

Chivor 2.505

Total Compras 2.505Ventas

Contratos 2.542

Bolsa 3.274


Nota: Las pérdidas se producen por la subestimación de las ventas al mercado spot (AGC), que

son reliquidadas posteriormente

Ilustración 5: Precio energía mercado colombiano (bolsa)

0

20

40

60

80

100

120

Jul-

95

Dic

-95

May

-96

Oct

-96

Mar

-97

Ago

-97

Ene-

98

Jun-

98

Nov

-98

Abr

-99

Sep-

99

Feb-

00

Jul-

00

Dic

-00

May

-01

Oct

-01

Mar

-02

Ago

-02

Ene-

03

Jun-

03

Nov

-03

($U

S/M

Wh)

Precio Bolsa

Sistema eléctrico dominicano

Durante el año 2003, el sistema eléctrico dominicano continuó en situación de déficit de oferta respecto a la demanda, estimándose la diferencia en 9 por ciento. La generación total fue de 10.282 GWh, con 88,5 por ciento de


52

generación termoeléctrica y 11,5 por ciento de generación hidroeléctrica. La demanda máxima anual se registró el 11 de septiembre, y alcanzó los 1.637 MW. Los precios de transferencia en el mercado spot, que corresponden al igual que en Chile a los costos marginales del sistema, estuvieron marcados por altos precios, llegando incluso a costos de desabastecimiento. La causa principal de los altos precios es la alta indisponibilidad de las unidades del sistema debido a la crisis financiera del sector. Dichos problemas fueron originados en parte por problemas en la economía dominicana, que presentó un incremento del tipo de cambio cercano al 82 por ciento y una inflación anual de aproximadamente 43 por ciento, además del alto precio internacional de los combustibles derivados del petróleo. Producto de la crisis, las empresas distribuidoras EdeNorte y EdeSur, formadas durante el proceso de capitalización y propiedad de Unión Fenosa, pasaron nuevamente a manos del gobierno dominicano luego de que esta empresa decidiera no continuar en el negocio de distribución en el país. Cabe señalar que durante el año se dictaron las resoluciones SIE-02, 04, 53, 55 y 75 que fijaron el costo de desabastecimiento del sistema, que en algunos casos fue inferior al costo variable de producción de las unidades menos eficientes del sistema, las que requirieron de una compensación adicional para cubrir la diferencia. En octubre, el gobierno dominicano a través del Decreto 1036-03 creó una comisión cuyos objetivos son evaluar el marco regulatorio actual, incluyendo temas tales como permitir la completa privatización de todas las compañías formadas durante el proceso de capitalización, así como el sistema de transmisión, y la posible integración vertical del sector.

Compañía Generadora de Electricidad Itabo S.A.

Esta empresa dominicana pertenece en 50 por ciento a un consorcio conformado por AES Gener S.A. y El Paso, que tiene a su cargo la administración de la empresa, y en 50 por ciento al Estado dominicano, a través de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDE). La capacidad nominal de Itabo alcanza 586 MW, distribuida en tres centros de generación, los cuales durante el año 2003 aportaron 1.435 GWh, que representan el 14 por ciento de la energía consumida por el sistema nacional. Actualmente Itabo tiene contratos con empresas distribuidoras por 300 MW. En junio comenzó la operación comercial de la unidad Itabo Vapor 1, después de terminado su proceso de rehabilitación. Esta unidad hizo un significativo aporte


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de energía al sistema con bajos costos de producción, al usar carbón mineral como combustible en vez de fuel oil #6, como lo hacía anteriormente. Durante los meses de julio y agosto se realizó el mantenimiento mayor de la unidad Itabo Vapor 2. La eficiencia de estas dos unidades a carbón, de una potencia total de 250 MW, hace de Itabo el productor térmico de menor costo variable del mercado. Por otra parte, el alto despacho de las turbinas a gas durante el primer semestre del año, permitió a la compañía afrontar los períodos de déficit de suministro. Estas unidades se constituyeron en un respaldo fundamental para el sistema mientras la unidad Itabo Vapor 1 se encontraba en rehabilitación.

Tabla 36: Balance energía Itabo S.A.

Itabo en el 2003 Energía [GWh]

Producción Neta 1.436

Compras 323

Total Compras 323Ventas

Clientes regulados 1.754

Clientes no regulados 5


Ilustración 6: Precio energía mercado dominicano

-

15

30

45

60

75

90

105

120

135

Dic

-00

Feb-

01

Abr

-01

Jun-

01

Ago

-01

Oct

-01

Dic

-01

Feb-

02

Abr

-02

Jun-

02

Ago

-02

Oct

-02

Dic

-02

Feb-

03

Abr

-03

Jun-

03

Ago

-03

Oct

-03

Dic

-03

(US$

/MW

h)

Prom. CMg


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Negocios no eléctricos Además de sus participaciones en los sectores eléctricos de Chile, Colombia y República Dominicana, al 31 de diciembre de 2003, AES Gener S.A. participa en las compañías GasAndes y GasAndes (Argentina), del ámbito del transporte de gas natural, y en la Compañía de Carbones del Cesar, del ámbito de la exploración de carbón en Colombia. Adicionalmente la compañía participa en el negocio de comercialización de carbón en Chile. GasAndes y GasAndes (Argentina) Estas empresas son propietarias y operadoras del gasoducto que une La Mora, en Argentina, con Santiago, en Chile. El tendido recorre un total de 463 kilómetros, 314 en el lado argentino y 149 en el lado chileno, y es el primero que fue puesto en servicio entre ambos países, en agosto de 1997. Al 31 de diciembre de 2003 la participación accionaria de AES Gener S.A. en GasAndes S.A. y GasAndes (Argentina) S.A. era de 13 por ciento. Durante el año 2003, se trabajó fundamentalmente en dos proyectos. Uno de ellos es la extensión del gasoducto a la VI Región, hasta la refinería Caletones, lo que representa una ampliación del ducto en 74 kilómetros, y cuya puesta en servicio ocurrió a mediados de 2003. El otro proyecto fue la construcción de la planta compresora de gas Papagayos, que entró en operaciones en agosto de 2003. Compañía de Carbones del Cesar Perteneciente en 100 por ciento a AES Gener S.A., esta empresa cuenta con una mina de carbón en etapa de exploración, en La Loma, Departamento del Cesar, al nororiente de Colombia. Al 31 de diciembre de 2003, esta compañía se encontraba en proceso de venta.

Comercialización de combustibles Junto con asegurar y hacer eficiente el abastecimiento de combustible para sus propias centrales generadoras, AES Gener S.A. suministra carbón a centrales térmicas de otras empresas integrantes del CDEC-SIC y del CDEC-SING, y a compañías del sector industrial, aprovechando para ello economías de escala. Durante 2003, la empresa vendió 270 mil toneladas de carbón a centrales térmicas de otras compañías y 242 mil toneladas de carbón al sector industrial.


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Para esta labor de comercialización de combustibles, AES Gener S.A. cuenta con personal especializado, de manera tal de responder eficiente y oportunamente a las variadas necesidades de sus clientes.

Factores de riesgo Los principales factores de riesgo que la empresa enfrenta en el negocio de generación eléctrica son la incidencia de las condiciones climáticas, especialmente hidrológicas; el suministro y variabilidad de precio de los combustibles utilizados por las centrales termoeléctricas, siendo los principales el gas natural y el carbón; la sujeción a regulación de varios aspectos del negocio, tales como la fijación de precios de venta a compañías distribuidoras, regulaciones ambientales y modificaciones en los cuerpos legales vigentes; y la posibilidad de que contratos y acuerdos de venta de electricidad sean impugnados mediante acciones judiciales afectando el resultado operacional de la compañía. Por otra parte, desde el punto de vista financiero, los resultados pueden verse afectados por las variaciones del tipo de cambio tanto en Chile como en aquellos países donde la compañía mantiene inversiones, principalmente Argentina y Colombia.

Proyectos de inversión AES Gener cuenta con una cartera de proyectos, entre los cuales se destacan los siguientes: Proyecto Interconexión SIC-SADI Durante el año 2003, AES Gener S.A. ha estudiado la interconexión eléctrica entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). Este proyecto consiste en la construcción de 230 kilómetros de líneas de transmisión en 220 kV, y las subestaciones transformadoras y de conexión correspondientes, para unir el extremo sur del SADI con el sistema eléctrico chileno a la altura de la X Región. Esta interconexión permitirá intercambios de hasta 250 MW entre ambos países. La decisión respecto a la materialización de este proyecto será tomada durante el transcurso de 2004.


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Conversión a gas de la central Renca Proyecto que consiste en el reemplazo de calderas de la central Renca, que operan con petróleo diesel, por una turbina a gas de 150 MW y una caldera recuperadora de calor, y la reutilización de los dos turbogeneradores existentes de 50 MW cada uno. Ello permite mejorar el desempeño ambiental de la central y a la vez incrementar su potencia neta en 140 MW. Los equipos principales fueron licitados en abril de 2002 y está pendiente su adjudicación. Por otra parte, la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto se obtuvo en marzo de 2003. Finalmente, durante el año 2003 se actualizaron algunos estudios técnicos. Central de ciclo combinado Laguna Verde Proyecto que contempla la construcción de una central de ciclo combinado de 400 MW, ubicada a un costado de la central Laguna Verde, de propiedad de AES Gener S.A., en la V Región. Durante el año 2003 se concluyeron los estudios ambientales, y en enero de 2004 se ingresó el Estudio de Impacto Ambiental a la COREMA V Región - Valparaíso, para su tramitación. Central de ciclo combinado Totihue Proyecto orientado a la construcción de una central de ciclo combinado a gas natural en la VI Región, compuesta de dos ciclos de 370 MW cada uno, que se construiría en dos etapas. El proyecto se encuentra en etapa de tramitación de los estudios ambientales. Durante el año 2003 se acordó una extensión del plazo hasta el 15 de diciembre de 2005 para la entrega del addendum respectivo.

Prevención de riesgos

Durante al año 2003, AES Gener continuó otorgando gran importancia a la prevención de riesgos, de manera tal de acercar los negocios de AES Gener en Chile a los exigentes estándares internacionales de The AES Corporation, y de cumplir tanto con las normas de seguridad chilenas (Ley Nº 16.744) como con las norteamericanas (OSHA).


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Entre los logros del año, se destaca una disminución en la cantidad de accidentes en el conjunto de empresas AES Gener, de cinco en 2002 a cuatro en 2003. Por otra parte, se comenzó a trabajar junto al Instituto de Seguridad del Trabajo en una nueva herramienta de gestión preventiva, llamada Neo Prevención, la cual está orientada al aseguramiento y mejoramiento continuo de la productividad, la calidad y seguridad, variables que son pilares fundamentales para sostener procesos operacionales confiables, competitivos y seguros. Estadísticas de acuerdo a la ley chilena De acuerdo a la Ley Nº 16.744 sobre Accidentes del Trabajo aplicada en Chile, son indicadores relevantes el índice de frecuencia, entendido como el número de accidentes por cada millón de horas/hombre trabajadas en el período; el índice de gravedad, que corresponde al número de días perdidos por cada millón de horas trabajadas en el período, y el índice de accidentabilidad, correspondiente al número de accidentes por cada 100 trabajadores en un año. En la siguiente tabla se muestra la estadística correspondiente a accidentes de trabajadores de AES Gener en ambos períodos, según esta ley.

Tabla 37: Indicadores prevención de riesgo

De acuerdo a ley en Chile Índice de frecuencia Índice de gravedad Índice de accidentabilidad

2002 2003 2002 2003 2002 2003

Norgener 0 10,06 0 231,39 0 2,22

Guacolda 0 0 0 0 0 0

E. Santiago S.A. 0 0 0 0 0 0

E .Verde S.A. 6,34 0 44,44 0 1,42 0

AES Gener S.A. 8,33 6,4 147,97 27,77 1,89 1,5

Consolidado 5,72 4,63 89,36 41,69 1,29 1,08


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Estadísticas de acuerdo a normas aplicables en Estados Unidos Las normas que se aplican a la industria en Estados Unidos para información estadística de accidentes (OSHA) consideran un índice de accidentabilidad conocido como LTA (Lost Time Accident), que corresponde al número de accidentes por cada 200.000 horas trabajadas. Adicionalmente se utiliza un índice de gravedad, correspondiente al número de días perdidos por cada 200.000 horas trabajadas. En la siguiente tabla se observan ambos índices aplicados al personal de las empresas AES Gener, según los registros de accidentes de 2002 y 2003.

Tabla 38: Indicadores prevención de riesgo (OSHA)

De acuerdo a norma OSHA Índice de accidentabilidad LTA Índice de gravedad

2002 2003 2002 2003

Norgener 0 1,81 0 65,2

Guacolda 0 0 0 0

E. Santiago S.A. 0 0 0 0

E. Verde S.A. 1,26 0 5,02 0

AES Gener S.A. 1,67 1,28 18,34 9,39

Consolidado 1,15 0,92 10,99 8,33


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Discusión normativa En mayo de 2002, el Ministerio de Economía y Energía envió al Congreso un proyecto de ley -conocido como “Ley Corta”- con propuestas de modificaciones a la regulación vigente, principalmente en cuanto a cargos por uso de sistemas de transporte en alta tensión, definición de un esquema de peajes abierto en las redes de distribución, reducción del límite de los clientes libres, reducción de la bandas de comparación de precios libres y regulados, formalización del mercado de servicios complementarios y modificaciones al régimen de precios en sistemas eléctricos pequeños y medianos. Durante el año 2003, AES Gener desarrolló importantes trabajos y análisis conceptuales referentes al proyecto de ley, participando con otras empresas eléctricas en la presentación de propuestas de mejoramiento frente a la autoridad e instituciones de opinión independientes. Como resultado de lo anterior, el proyecto original fue mejorado considerablemente. De este modo, el documento fue corregido de manera de evitar que la ley subsidiara alternativas de expansión económicamente ineficientes. Otro mejoramiento significativo fue la modificación del esquema de planificación central de la expansión del sistema de transmisión que consideraba el proyecto original, el cual fue modificado recogiéndose planteamientos efectuados en esta materia. Adicionalmente, se redujo el límite de los clientes libres desde 2 MW a 0,5 MW, lo cual, conjuntamente con el establecimiento de peajes en las redes de distribución, facilitará que empresas generadoras puedan acceder directamente a un mayor número de estos clientes, los que se verán favorecidos al aumentar la competencia. La nueva ley reduce también la banda de los clientes libres de 10 a 5 por ciento. Esta banda es utilizada para ajustar el precio de nudo teórico, calculado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), al precio promedio de los clientes libres, permitiendo con ello que el precio de nudo de los clientes regulados sea más parecido al precio de mercado. Finalmente, el proyecto de ley fue aprobado por el Congreso en enero de 2004, eliminándose así por completo una de las grandes incógnitas que tuvo el sector en los últimos años y dando una mayor agilidad al mercado eléctrico.

Documents

Gestión comercial y operacional - Principal 2003/2003_04... · General de Servicios Eléctricos, DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería, modificada el 8 de junio de 1999 mediante