Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Agosto 2017
Contenido
Editorial 2
Análisis de operación 3
Generación 3
Hidrología 3
Costos Marginales 4
Proyección de costos marginales Systep 5
Análisis por empresa 6
Suministro a clientes regulados 8
Energías Renovables No Convencionales 8
Expansión del Sistema 9
Proyectos en SEIA 10
Seguimiento regulatorio 10
2 agosto2017 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Impacto en tarifas de avanzar a distribución subterránea
En el contexto de los cortes de suministro que han afectado a
clientes regulados en el curso del año 2017, se realizó el ejercicio
de determinar el efecto de soterrar las redes de distribución en el
monto final de las tarifas eléctricas. Estos cargos mensuales, si bien
retribuyen el servicio de distribución, consideran además la
remuneración de las componentes de generación y transmisión.
Para la distribución, su remuneración se realiza a través del Valor
Agregado de Distribución (VAD). Esta tarifa es determinada cada
4 años mediante la ponderación de estudios elaborados por la
Comisión Nacional de Energía (CNE) y las empresas distribuidoras,
y representa el costo medio de una empresa teórica operando
eficientemente. Las redes se diseñan para garantizar la
continuidad y seguridad de suministro, considerando condiciones
de demanda máxima. Así, el VAD incorpora todos los costos de
inversión y de funcionamiento de una empresa modelo eficiente,
componiéndose por los costos anualizados de inversión (aVNR)
obtenidos a partir del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), más los
costos de operación, mantenimiento y administración (COMA).
El Decreto N°1T/2012 que fija las tarifas para clientes regulados
define ocho alternativas tarifarias a clientes finales. La alternativa
para los usuarios residenciales corresponde a la tarifa BT11. En
toda opción tarifaria, cada componente de costo influye en
distinta proporción al valor final de la factura cobrada. En
particular y de manera aproximada, para la tarifa BT1 las
componentes de energía y capacidad (generación), determinan
el 50% y 14% del cargo final, respectivamente. La transmisión zonal
corresponde al 4%, mientras que la transmisión nacional
representa un 1%. Finalmente la componente VAD (distribución)
representa en torno al 15%, mientras el IVA explica el restante 16%.
Se consideró como referencia una empresa teórica de
distribución operando en la ciudad de Santiago, en base al
estudio presentado por la empresa de referencia del Área Típica
1 para el proceso de determinación de tarifas 2012-20162. Esta
empresa (indicada como Situación actual en Tabla 1) está
compuesta en un 79% de redes aéreas y en un 21% de redes
subterráneas en alta tensión de distribución (AT, 12 o 23 kV),
mientras que en baja tensión (BT, < 1 kV) la proporción es de 82%
para redes aéreas y de 18% para redes subterráneas. En cuanto a
transformadores, el 75% de la capacidad es aérea y 25%
subterránea. Se consideraron tres casos de soterramiento,
indicadas en Tabla 1.
Tabla 1: Casos de configuración analizados para la red de distribución
(en km de red y MVA de capacidad).
En base a los valores de VNR del proceso 2012 – 2016, se
determinó el costo en MM$/km de las redes subterráneas y aéreas
en AT y BT, y el costo en MM$/MVA de los transformadores. En el
caso de redes AT, el precio unitario (PU) de redes subterráneas es
5,5 veces el valor de las redes aéreas. Para redes BT y
transformadores, esta relación es de 6,6 veces. A partir de estos
PU se calculó el VNR total de cada configuración.
Adicionalmente, se agregó a cada caso el costo de desinstalar
redes aéreas, que luego serán soterradas. Si bien el concepto de
VNR asume los costos de inversión de una red construida desde
1 Aplicada en baja tensión y para clientes con medidor simple de energía y
potencia conectada inferior a 10 kW. 2 https://www.cne.cl/tarificacion/electrica/valor-agregado-de-distribucion
cero, este ejercicio aspira a estimar un efecto real en las tarifas,
asumiendo que en la actualidad ya hay una configuración de
redes que quisiera modificarse, por lo que todos los costos
asociados deben ser adecuadamente considerados.
Por otra parte, se incorporó el valor del COMA al cálculo del VAD.
En base al proceso 2012 – 2016 este valor representa un 45% del
VAD, mientras que el aVNR representa un 55%. En particular,
dentro del valor COMA, el ítem de mantenimiento de redes
disminuye al reemplazar las redes aéreas por subterráneas. Este
ítem representa alrededor de un 7% del total del COMA,
porcentaje que se modificó de acuerdo a los PU de
mantenimiento de redes y transformadores obtenidos del proceso
2012 – 2016. Los valores finales de aVNR, COMA y VAD por caso se
presentan en la Tabla 2, donde los mayores contrastes se
encuentran entre la Situación actual y el caso 1, con una
diferencia de VNR de 1.845 MM USD y de VAD de 184 MM USD.
Tabla 2: Resultados de la valorización de casos de configuración de la
red de distribución en pesos 2016.
La Figura 1 muestra el impacto que tendría modificar la
configuración actual de la red modelo de distribución en las
tarifas percibidas por los usuarios finales. Manteniendo constantes
las otras componentes de costos, la mayor diferencia obtenida es
de $16/ kWh (14%).
Figura 1: Variación en tarifa según caso para cliente BT1 con consumo
200 kWh/mes en Santiago. (Fuente: Elaboración Systep)
El ejercicio planteado intenta dimensionar el efecto real que
produciría un eventual cambio de paradigma en la configuración
de la red de distribución. Los resultados evidencian que es posible
considerar el uso de redes subterráneas como una nueva
alternativa de desarrollo dentro del actual marco regulatorio.
Tal como se ha mencionado en oportunidades anteriores, si bien
la tarificación actual de la distribución promueve un sistema
eficiente y económicamente adaptado, no incentiva
necesariamente inversiones en calidad de suministro, mejoras
operacionales ni automatización. Así, la consideración del uso de
instalaciones subterráneas en la red de distribución se articula
apropiadamente con la contingente discusión respecto a un
posible reemplazo del actual esquema de remuneración basado
en valor nuevo de reemplazo, por un esquema de regulación por
incentivo. Este nuevo marco permitiría reconocer inversiones en el
desarrollo de la red que generen externalidades positivas
adicionales a la seguridad y calidad de suministro, tales como la
disminución de contaminación visual, mayor seguridad de la
población, y promoción de la arborización entre otros.
Finalmente, la eventual implementación de soterramiento de
redes debe ser un proceso de mediano a largo plazo, puesto que
un desarrollo invasivo podría llevar a cortes de suministro no
deseados en la ciudad.
Red
AT
Red
BTTransf.
Red
AT
Red
BTTransf.
Red
AT
Red
BTTransf.
Red
AT
Red
BTTransf.
Aéreo 79% 82% 75% 82% 82%
Subterráneo 21% 18% 25% 100% 100% 100% 100% 18% 25% 100% 18% 100%
Pad Mounted 75%
Caso 1 Caso 2 Caso 3Situación actual
Configuración
Configuración
Situación actual
Caso 1
Caso 2
Caso 3 1,51.889 2,1 206 84 291
1,9
1.582 1,7 175 84 259 1,3
2.758 3,0 295 83 378
COMA MM USD VAD MM USD Razón VAD
913 1,0 106 87 194 1,0
VNR MM USD Razón VNR aVNR MM USD
3 agosto2017 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Análisis de operación
Generación
En el mes de julio, la generación total del SING fue de
1.641 GWh/mes, un 2,1% mayor a julio del 2016 (1.608
GWh/mes). La generación máxima bruta fue de 2.452
MW el día 14, mientras la mínima fue de 1.860 MW el día
24.
La participación de la generación solar se mantuvo
constante en un 5% de junio a julio de 2017, mientras
que la participación de GNL disminuyó a un 11% en julio
de 2017. Por su parte, la participación del carbón se
mantuvo igual en un 78% de junio a julio de 2017. La
generación eólica se mantuvo constante en un 3%.
En julio estuvieron en mantenimiento mayor las unidades
de AES Gener NTO2 (7 días, 136 MW) y NTO1 (1 día, 140
MW), y las unidades CHAP2 (6 días, 10,9 MW), U14 de (13
días, 135,6 MW) y U15 de (14 días, 130,2 MW) de Engie.
La generación total del SIC en el mes de julio fue de
4.763 GWh/mes, un 2,8% mayor que en julio de 2016
(4.634 GWh/mes). La máxima generación bruta fue de
7.847 MW el día 5, mientras la mínima fue de 4.719 MW
el día 23 del mes.
La participación de generación en base a GNL y diésel
disminuyó en un 2% y en un 5%, respectivamente, en
relación a junio de 2017, aumentándose la
participación de generación hidráulica y carbón en un
7% y 1%, respectivamente. La participación de
generación eólica y solar se mantuvo invariante,
respectivamente, en relación al mes anterior. Por su
parte, durante el mes de julio estuvieron en
mantenimiento mayor las unidades Nueva Renca GNL
(11 días, 379 MW), Ventanas 2 (16 días, 220 MW) y
Alfalfal 1 (18 días, 89 MW) de AES Gener; Abanico 1 (7
días, 21,4 MW) y Cipreses (8 días, 106 MW) de Enel
Generación (7 días, 21,4 MW); y Nehuenco GNL (9 días,
368,4 MW) Antilhue TG (12 días, 102,5 MW) y Canutillar (8
días, 172 MW) de Colbún.
Hidrología
La energía embalsada en el SIC se mantiene en niveles
históricamente bajos, representando sólo un 12% del
promedio mensual histórico (ver Figura 4). En lo que va
del año hidrológico 2017/2018 (abril – julio de 2017), el
nivel de excedencia observado es igual a 87,5%, es
decir, se ubica entre el 12,5% de las hidrologías más
secas observadas a igual fecha.
Figura 2: Energía mensual generada en el SING (Fuente: CEN)
Figura 3: Energía mensual generada en el SIC (Fuente: CEN)
Figura 4: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
Para mayor detalle de la operación del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Datos de Operación del SIC-
SING.
0%
1%
4% 13%
7%
73%
2%
Jul 20160%3%
5%11%
1%
78%
2%
Jul 2017
Hidro Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otros
1.860 MW
2.452 MW Generación
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 7.847 MW Potencia
mínima mes 4.719 MW
1.641 GWh/mes
4.763 GWh/mes
4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2017
Análisis de operación
Costos Marginales
En el SING, el costo marginal de julio en la barra Crucero
220 fue de 48,51 US$/MWh, lo cual es 3,6% menor al
costo de junio de 2017 (50,3 US$/MWh), y un 41% menor
respecto a junio de 2016 (82,12 US$/MWh). Los costos en
demanda baja fueron determinados por el carbón
principalmente, mientras que en demanda alta fueron
determinados por el GNL, exceptuando algunos días
peak determinados por el diésel (ver Figura 5).
Por su parte, el costo marginal del SIC en julio promedió
55 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo cual es 43%
menor respecto a junio de 2017 (96,2 US$/MWh), y un
47% menor respecto al mes de julio de 2016 (103
US$/MWh). El mes de julio presenta variaciones en los
costos marginales mínimos y máximos de cada día. Los
costos marginales altos son explicados por el uso de
combustible diésel principalmente por el Mantenimiento
Mayor de las unidades de GNL Nueva Renca y
Nehuenco. En demanda baja, se pudieron ver costos
marginales determinados por el GNL, mientras que en
demanda alta se observaron valores determinados por
el agua y el diésel. (ver Figura 6).
Durante julio se observaron variaciones de costos
marginales en el SIC, fundamentalmente debido a la
congestión en las líneas de transmisión que unen el
norte – centro y centro – sur del sistema (Figura 7). El
total de desacoples del SIC para el mes de julio fue de
428 horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron P.
Azúcar 220 – P. Colorada 220 (27 eventos), L. Vilos 220 –
L. Palmas 220 (25 eventos), Cardones 220 – D. Almagro
220 (18 eventos) y P. Colorada 220 – Tap El Romero (15
eventos) con un desacople promedio de 34,6 US$/MWh,
36,2 US$/MWh, 28,3 US$/MWh y 42,2 US$/MWh,
respectivamente.
Por su parte, los tramos Maitencillo 220 – Cardones 220
(7 eventos) y Valdivia 220 – Rahue 220 (4 eventos),
presentaron un desacople promedio de 57,6 US$/MWh y
0,8 US$/MWh, respectivamente.
Finalmente, el desacople presentado en Quilapilún 220
– El Llano 220 (454,6 US$/MWh), fue causado por
interrupciones forzadas el día 12 de julio.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
julio para el SING (Fuente: CEN)
Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
junio para el SIC (Fuente: CEN)
Figura 7: Costo marginal promedio de julio en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 3: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema
troncal (Elaboración Systep de acuerdo a datos publicados por el CEN)
Santiago
SIC
-SI
NG
Inte
rco
ne
xió
n
Encuentro 220
Cardones 220
Alto Jahuel 220
Charrúa 220
Puerto Montt 220
Maitencillo 220
SING
Resto del SIC
2,300 km
Resto delSING
Resto del SIC
N
SIC Norte
51,1 USD/MWh
51,1 USD/MWh
36,4 USD/MWh
33,0 USD/MWh
54,7 USD/MWh
51,6 USD/MWh
49,3 USD/MWh
Crucero 220
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 123 36,2 MAITENCILLO 220 - CARDONES 220 26 57,6
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 82 34,6 DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 21 12,6
P.COLORADA 220 - TAP_EL_ROMERO_220 60 42,2 NOGALES 220 - L.VILOS 220 14 6,6
CARDONES 220 - D.ALMAGRO 220 37 28,3 CHARRUA 500 - ANCOA 500 7 27,1
VALDIVIA 220 - RAHUE 220 27 0,8 QUILAPILUN 220 - EL.LLANO 220 1 454,6
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl Agosto2017
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 8: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)
Conforme a la información publicada en los últimos
informes de programación y operación del Coordinador
Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una proyección de
costos marginales a 12 meses considerando la
interconexión de los sistemas (SIC y SING) en enero del
2018. Se definieron tres escenarios de operación
distintos: Caso Base que considera los supuestos
descritos en la Tabla 2 y un nivel de generación de las
centrales que utilizan GNL igual o mayor al proyectado
por el CEN; Caso Bajo que considera una alta
generación GNL y bajos costos de combustibles; y un
Caso Alto en el cual se considera que solamente San
Isidro y U16 tienen disponibilidad de GNL, y los supuestos
presentados en la Tabla 2.
Tabla 4: Supuestos considerados en las simulaciones
Es importante mencionar que, dadas las posibles
modificaciones al plan de obras de generación y
transmisión considerado, junto a la postergación de los
mantenimientos informados por el CEN, no es posible
garantizar que los supuestos anteriores ocurran
exactamente como se han modelado, pudiendo existir
divergencias en los costos marginales proyectados con
respecto los costos reales.
En los siguientes 12 meses se espera la entrada en
operación de 1.352 MW de nueva capacidad, de los
cuales 341 MW son solares, 500 MW eólicos, 94 MW hídricos
y 417 MW térmicos.
En los gráficos de la Figura 8, se muestra un análisis
estadístico de los costos marginales proyectados por
Systep, en el cual se destacan distintos percentiles que
revelan el efecto de considerar simultáneamente, tanto la
variabilidad hidrológica como los distintos niveles de
demanda que pueden ocurrir durante los meses.
La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos
marginales esperados para las distintas barras. El área azul
contiene el 90% de los costos marginales calculados
(registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos
bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,
mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos
marginales calculados (registros entre el percentil 0% y
100%).
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2017
Análisis por empresa
A continuación se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SIC y SING.
En julio, Enel Generación aumentó su generación hidráulica y a carbón, disminuyendo el aporte de GNL respecto al
mes anterior. Por su parte, Colbún aumentó su generación hidráulica, disminuyendo el aporte diésel, GNL y a carbón,
mientras que AES Gener aumentó su generación GNL y a carbón, disminuyendo el aporte hidráulico y diésel.
Guacolda aumentó su generación a carbón, mientras que Engie aumentó su generación GNL y diésel, disminuyendo
el aporte de carbón. Tamakaya aumentó su generación GNL.
En junio, las empresas Colbún, AES Gener y Tamakaya fueron excedentarias, mientras que Enel Generación, Guacolda
y Engie fueron deficitarias.
Enel Generación
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Guacolda
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017Pasada 262 216 220
Embalse 426 384 571
GNL 566 517 482
Carbón 339 318 358
Diésel 106 1 3
Eólico 0 0 0
Total 1700 1436 1635
Generación por Fuente (GWh)Jun 2017 Jul 2017
Bocamina (prom. I y II) 43,8 44,2
San Isidro GNL (prom. I y II) 50,8 49,1
Taltal Diesel 244,3 244,3
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 105,4 101,6
Celta Carbón (CTTAR) 46,6 40,2
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Jun 2017
1700
1850
-400
-40
Central
-100
-50
-
50
100
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2014 2015 2016 2017
-1.000
-500
0
500
1.000
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017
Pasada 137 160 187
Embalse 127 251 336
Gas 0 0 0
GNL 218 319 188
Carbón 232 255 221
Diesel 93 110 5
Eólico 0 0 0
Total 807 1.095 936
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2017 Jul 2017
Santa María 30,9 31,8Nehuenco GNL (prom. I y II) 2,7 2,7
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 84,1 86,2
Total Generación (GWh) 1.095
Total Retiros (GWh) 990
Transf. Físicas (GWh) 105
Transf. Valorizadas (MMUS$) 13,5
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Jun 2017
-140
-90
-40
10
60
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2013 2014 2015 2016 2017
-500
-300
-100
100
300
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017Pasada 83 82 80
Embalse 0 0 0
GNL 214 81 172
Carbón 1.108 1.213 1.311
Diésel 5 120 14
Eólico 0 0 0
Total 1.411 1.497 1.576
Generación por Fuente (GWh)Jun 2017 Jul 2017
Ventanas prom. (prom. I y II) 39,2 36,7
N. Ventanas y Campiche 41,0 40,4
Nueva Renca GNL 50,8 52,5
Angamos (prom. 1 y 2) 39,5 39,6
Norgener (prom. 1 y 2) 44,5 36,7
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
1.411
1.288
209
18
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
Transferencias de Energía Jun 2017
-40
-20
-
20
40
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2014 2015 2016 2017
-600
-200
200
600
GW
h
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 425 330 367
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 425 330 367
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2017 Jul 2017Guacolda I y II 38,7 38,7
Guacolda III 32,4 32,4
Guacolda IV y V 37,0 37,0
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Transferencias de Energía Jun 2017330
326
5
-9
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-30
-20
-10
-
10
20
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2013 2014 2015 2016 2017
-300
-200
-100
0
100
200
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2017
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017Diesel 5 5 6Fuel Oil Nro. 6 0 0 0Diesel + Fuel Oil 0 0 0Carbón 571 439 424Gas Natural 187 72 77Hidro 3 3 3Petcoke 0 0 0Carbón + Petcoke 0 0 0Total 766 519 510
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2017 Jul 2017
Andina Carbón 44,4 38,6
Mejillones Carbón 55,3 57,0
Tocopilla GNL 49,7 52,6
Total Generación (GWh) 519
Total Retiros (GWh) 747
Transf. Físicas (GWh) -228
Transf. Valorizadas (MUS$) -12.489
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Jun 2017
-30
-10
10
30
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2014 2015 2016 2017
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$ G
Wh
Jul 2016 Jun 2017 Jul 2017
Diesel 0 0 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 16 107 110
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 16 107 110
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2017 Jul 2017
Total Generación (GWh) 107
Total Retiros (GWh) 80
Transf. Físicas (GWh) 27
Transf. Valorizadas (MUS$) 1.712
Transferencias de Energía Jun 2017
Kelar GNL
(TG1 + TG2 + TV)59,5
Costos Variables prom. (US$/MWh)
59,2
-4
-2
-
2
4
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2014 2015 2016 2017
-100
-50
0
50
100
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SIC-SING.
.
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Suministro a clientes regulados
El precio promedio de los contratos firmados entre
generadores y empresas distribuidoras para el suministro
de clientes regulados, indexado a julio de 2017, es de
85,8 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,
referidos a barra de suministro (ver Tabla 3).
En la Tabla 4 se muestran los precios de licitación
promedios por empresa distribuidora, en las barras de
suministro correspondientes. Se observa que
actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a
menores precios mientras que, en contraste, CGED
accede a los precios más altos en comparación con las
restantes distribuidoras del sistema.
Los valores de la Tabla 3 y 4 consideran los contratos
adjudicados hasta el proceso 2015/02.
Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver
Estadísticas Systep, sección Precios de licitación del SIC-
SING.
Tabla 5: Precio medio de licitación indexado a julio de 2017 por generador,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 6: Precio medio de licitación indexado a julio de 2017 por distribuidora,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Energías Renovables No Convencionales
Del balance de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) correspondiente a junio de
2017, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.343 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 307 GWh en total. A su vez, la generación
ERNC durante mayo fue igual a 852 GWh, es decir, se
superó en un 178% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de junio 2017 (852
GWh) es 55% mayor a la reconocida en junio 2016 (548
GWh) y 57% mayor a la reconocida en junio 2015 (541
GWh) (Figura 9).
La mayor fuente de ERNC en el mes de junio
correspondió a energía eólica con un 39% de
participación, seguida por generación solar (24%),
hidráulica (20%) y biomasa (17%). Desde marzo de 2017
comenzó a inyectarse energía geotérmica al sistema,
con un aporte de 7,4 GWh durante el mes de junio.
Figura 9: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN).
Figura 10: Generación ERNC reconocida en junio 2017 (Fuente: CEN).
Precio Medio Licitación Energía ContratadaUS$/MWh GWh/año
Enel Generación Enel 82,7 19.081
Panguipulli Enel Green Power 121,5 565
Puyehue Enel Green Power 94,9 160
Colbún Colbún 86,9 6.932
Pelumpén Colbún 87,0 380
Aes Gener Aes Gener 85,4 5.601
Guacolda Aes Gener 78,9 900
Engie Engie 85,6 2.530
Monte Redondo Engie 106,6 303
Campanario** Campanario 112,0 990
Amunche Solar First Solar 66,2 110
SCB II First Solar 69,1 88
Aela Generación Aela Generación 81,0 768
Diego de Almagro Prime Energía 109,3 220
I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91,2 195
Chungungo SunEdison 89,7 190
San Juan Latin America Power 103,0 120
Santiago Solar Andes Mining & Energy 81,7 120
Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 112,8 83
EE ERNC-1 BCI/ Antuko 114,2 60
E Cerro El Morado MBI Inversiones 117,4 40
Abengoa Abengoa Chile 99,1 39
E Eléctrica Carén Latin America Power. 112,0 25
SPV P4 Sonnedix 99,0 20
Precio Medio de Licitación Sistema 85,8 39.519* Precios en Barra de Suminis tro** Contratos abastecidos por el resto de los generadores
Empresa
GeneradoraEmpresa Matriz
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/añoEnel Distribución 72,0 14.567
Chilquinta 91,6 3.583
EMEL 85,9 929
CGED 101,1 13.031
SAESA 82,3 4.879
EMEL-SING 85,6 2.530
Precio Medio de Licitación Sistema 85,8 39.519
* Precios en Barra de Suministro
Empresa Distribuidora
jun-14
jun-15
jun-16
jun-17
Hidráulico Eólico Biomasa Solar
10578 142
30
117
205
134 86
85
180141 143
167
326
147204
GWh
20%
39%17%
24%
852
Hidráulico Eólico Biomasa Solar
GWhjun-17
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Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo a la RE 386 CNE (21-07-2017) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 2.610 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
julio de 2022. De estos, 41% corresponde a tecnología
hidráulica (1.077 MW), un 28% a tecnología térmica (724
MW), un 24% a tecnología solar (614 MW) y un 7% a
tecnología eólica (196 MW).
De acuerdo a la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 7 resume los
supuestos de plan de obras utilizados para la
proyección de costos marginales a 12 meses (página 5).
Transmisión
De acuerdo a la carta enviada por TEN al Coordinador
Eléctrico Nacional el día 2 de agosto, la línea Los
Changos – Nueva Cardones estaría interconectada al
Sistema Eléctrico Nacional el día 30 de octubre de 2017
(ver más).
Para mayor detalle sobre expansión del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura del SIC- SING.
Tabla 7: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:
CNE, Systep)
Tabla 8: Proyectos de Transmisión Nacional a un año (Fuente: CNE, Systep)
Proyecto TecnologíaPotencia
neta [MW]
Fecha
conexión
Systep
PV Cerro Dominador Solar 100 ago-17
Doña Carmen Solar Solar 49 ago-17
El Pelícano Solar 100 sep-17
Ancoa Hidráulica 27 sep-17
Río Colorado Pasada 15 sep-17
La Mina Pasada 34 oct-17
Santiago Solar Solar 79 nov-17
Convento Viejo Hidráulica 16 nov-17
Cogeneradora Aconcagua Térmica 42 ene-18
Punta Sierra Eólica 82 ene-18
IEM Térmica 375 feb-18
Cabo Leones 1 Eólica 116 feb-18
Sarco Eólica 170 jul-18
Aurora Eólica 129 jul-18
Proyecto Responsable Decreto
Fecha
conexión
Decreto
Fecha
conexión
Systep
Los Changos– Cardones 500 kV TEN DS 158 dic-17 ene-18
Nueva Cardones - Maitencillo 500 kV Interchile 115/2011 feb-18 ene-18
Maitencillo- Pan de Azúcar 500 kV Interchile 115/2011 abr-18 ene-18
Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 oct-18
Kapatur – Los Changos 2x220 kV Transelec 3T/2016 jun-18 ene-18
Nueva SE Seccionadora Puente Negro 220 kV Colbun Trans.158/2015 oct-17 oct-17
Secc. del circuito N°1 Cardones - D de Almagro Eletrans 158/2015 oct-17 sep-17
3° banco autotrans. 500/220 kV, 750 MVA, en SE A Jahuel Transelec 12T/2014 ene-18 ene-18
Aumento de cap. linea 1x220 kV Cardones-C Pinto-D Almagro Transelec 158/2015 mar-18 mar-18
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Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación totalizan 7.993 MW con una
inversión de MMUS$ 14.464, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 44.180 MW con una inversión de
MMUS$ 100.137.
En el último mes se aprobaron los proyectos “Planta de
Concentración Solar de Potencia Likana Solar” de 450
MW y MMUS$ 2.400 de inversión, “Parque Fotovoltaico
Lauca Solar” de 80 MW y MMUS$ 140 de inversión,
“Proyecto Fotovoltaico Los Manolos” de 80 MW y
MMUS$ 170 de inversión, entre otros. Por otra parte,
entraron en calificación los proyectos “Proyecto ERNC
Loa” de 412,5 MW y MMUS$ 495, “TERMOSOLAR
BUNDANG-GU CALAMA” de 300 MW y MMUS$ 4.000,
entre otros.
Tabla 9: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto
ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)
Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.
Seguimiento regulatorio
Ministerio de Energía
El Ministerio de Energía publicó una versión preliminar del Informe de Planificación Energética de Largo Plazo. Se
determinaron escenarios energéticos futuros preliminares y potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica
(ver más).
Comisión Nacional de Energía
La CNE publicó el Informe Técnico Definitivo de Precio Nudo de Corto Plazo de julio de 2017 (ver más).
Se inicia el período de consulta pública para la Norma Técnica de Calidad de Servicio en Distribución (ver más).
Se publicó el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo Promedio de julio de 2017 (ver más).
La CNE elaboró un nuevo Reporte Energético Financiero en el marco de la iniciativa “Energía Abierta” (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
Central Colbún se declaró en condición de agotamiento (ver más).
Parque Eólico Cabo Leones comunicó su fecha de puesta en servicio progresiva (ver más).
Coordinador informa la puesta en servicio del AGC, junto a listado de central sincronizadas al AGC y un segundo
listado de centrales que están en proceso de sincronizarse (ver más).
Coordinador publica versión preliminar del Informe de Cálculo de Potencia de Suficiencia (ver más 1, 2).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 2.636 7.868 17.625 50.510
GNL 3.704 3.614 3.643 3.483
Eólico 1.448 2.421 8.962 18.318
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 0 0 2.528 6.353
Geotérmica 0 0 120 510
Hidráulica 155 432 3.830 6.441
Biomasa/Biogás 50 129 443 919
Total 7.993 14.464 44.180 100.137
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
11
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