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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Diciembre 2018
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
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2 diciembre2018
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl 2
[
C
a
p
t
¿Qué mantiene la línea HVDC en la planificación del sistema
eléctrico nacional?
En enero de 2018 el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publicó
la “Propuesta de Expansión de Transmisión del Sistema Eléctrico
Nacional”, donde identifica las necesidades de expansión del
sistema eléctrico en un horizonte de 20 años. Esta propuesta incluyó
una línea en corriente continua de 1.500 km de longitud con 4
estaciones conversoras, para evacuar energía ERNC desde el
Norte Grande hasta el gran centro de carga del país, la Región
Metropolitana. Esta obra, la de mayor inversión histórica en
transmisión, con un monto de 1.305 MMUSD, representa el 77,7% del
presupuesto total de la propuesta de planificación.
La Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo responsable de
aprobar y decretar las expansiones que deberán ser licitadas y
construidas en la transmisión nacional y zonal, en febrero del
presente año publicó el Plan de Expansión de la Transmisión
(RE163/2018). Este contiene las obras que deberán empezar su
proceso de licitación en los próximos 12 meses. En este Decreto
destaca la línea HVDC con un costo de 1.788 MMUSD, esto es 483
MMUSD mayor al calculado por el CEN.
El Plan de Expansión decretado por la CNE, fue sometido a
discrepancia por Collahuasi al Panel de Expertos, donde este
último concluyó que retrasar la construcción de la línea HVDC
traería beneficios para el costo de operación del sistema, de
acuerdo con los presentados por la CNE en el escrito de la
discrepancia. Por lo tanto, el Panel por unanimidad acuerda en su
Dictamen 7/2018 “Modificar el Informe Final, en el sentido de no
considerar dentro de las obras nuevas la línea HVDC”. En función
de los análisis realizados para la discrepancia, así como los
efectuados posteriormente por la CNE, en el Informe Técnico
Preliminar con el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el
año 2018 (RE747/2018), se propone nuevamente la línea HVDC
como una obra de ejecución inmediata. Cabe preguntarse
entonces ¿Cuáles fueron los cambios en los supuestos que
ratificaron la propuesta de la línea HVDC de ejecución inmediata?
Analizando la nueva propuesta y justificaciones presentadas por la
CNE, se observa que la capacidad de transporte por polo baja de
3.000 MW a 2.000 MW, y el Valor de Inversión disminuye 612 MMUSD,
lo que significa un valor de inversión de 1.176 MMUSD.
Para entender la decisión del proceso de planificación y las
diferencias entre el resultado de la RE163/2018 y la RE747/2018, lo
más relevante es analizar los supuestos de generación ERNC y
demanda utilizados en los estudios, cuyas principales
características se resumen en las tablas mostradas a continuación. Tabla 1: Características de los escenarios utilizados en la RE163/2018.
Tabla 2: Características de los escenarios utilizados en la RE747/2018.
Al comparar ambas tablas, se aprecia que en la RE747/2018 se
amplió el número de escenarios y se atrasó el plan de obras de
generación ERNC. De la segunda tabla (RE747/2018), llama la
atención la similitud entre el escenario 2 y el escenario 5, cuya
única diferencia, es el año en el que empieza el alto desarrollo
ERNC; esto parece más bien una sensibilidad que un nuevo
escenario. Lo siguiente que se debe destacar, es que son
precisamente estos escenarios los que muestran mayores
beneficios económicos con la construcción de la línea HVDC. Sin
embargo, el escenario 3 es marginalmente rentable, mientras que
los escenarios 1 y 4, muestran siempre pérdidas económicas.
Al respecto, la RE711/2018, que establece la metodología
aplicable al proceso de planificación anual de la transmisión,
indica que solo se deben recomendar aquellos proyectos de
transmisión que hayan presentado beneficios netos positivos en al
menos el 50% de los escenarios. Al aplicar este criterio a la línea
HVDC, se observa que de cambiarse el escenario 5 por uno quizás
más parecido al escenario 4, que es el único que aborda alto
crecimiento eólico en el sur, el resultado será que hay una inversión
no atractiva de 1.176 MMUSD.
La RE747/2018 argumenta varias razones por las que no sería
apropiado atrasar la entrada en operación del sistema HVDC. Una
de ellas es la alta probabilidad de creciente penetración ERNC,
justificada en la disminución de los costos de inversión, que indica
el Informe Final del Proceso de Planificación Energética de Largo
Plazo del Ministerio de Energía. Sin embargo, cabe formularse ¿por
qué se consideró tanta energía solar en el norte del país y tan poca
energía eólica en el sur?. Un segundo argumento a favor de esta
obra es que para el 2033 existiría un requerimiento de demanda de
aproximadamente 22.000 GWh. Sin embargo, de nuevo cabe
preguntarse ¿Por qué abastecerla desde el norte y no desde el sur?
El tercer argumento afirma que por efecto del cambio climático se
prevé hidrologías más secas, sin embargo, esta situación no se
resuelve agregando líneas HVDC; quizás ante esta situación lo más
apropiado sea utilizar en las proyecciones de largo plazo las
hidrologías que se consideren más representativas y planificar el
sistema en función de eso. Por otro lado, se destaca que la
principal consecuencia del cambio climático son condiciones
climáticas más extremas, lo que puede desencadenar tanto
hidrologías mucho más húmedas como mucho más secas.
El último argumento descrito en la RE747/2018, para no retrasar la
construcción de la obra, son las posibles demoras que puede
enfrentar la ejecución de la línea HVDC, entre ellos, el estudio de
franja que debe realizar la CNE para ser aprobada por el Consejo
de Ministros para la Sustentabilidad. Con respecto a este punto,
cabe preguntarse ¿por qué no se ajusta la Ley para que sea
posible anticipar el estudio de franjas?, Esta acción sería
beneficiosa, tanto en caso de que se demuestre una de las
siguientes alternativas: a) la línea HVDC debe comenzar su proceso
de construcción de manera inmediata; b) la línea HVDC debe
retrasar su construcción 1 año o más; c) la línea HVDC debe entrar
en servicio en etapas; d) se construye una nueva línea HVAC.
Finalmente, la RE747/2018 cierra explicando que la ejecución de la
línea HVDC queda condicionada a que el último Informe Técnico
Definitivo del Plan de Expansión Anual de Transmisión, que debe ser
publicado previo a las próximas licitaciones, contenga al menos en
el 50% de los escenarios evaluados, 3.000 MW o más de generación
al norte de la SE Cumbres. Por otro lado, los usuarios inscritos deben
estar atentos a la publicación de este informe, ya que solo tendrán
10 días para presentar eventuales observaciones, de lo contrario
no podrán presentar discrepancias al Panel.
Escenario DemandaInicio
PenetraciónRegiones Tecnologías
1 Baja 2027 I, II y III Solar
2 Alta 2024 I - XSolar, Eólico y
Termosolar
3 Alta 2024 I - XSolar, Eólico y
Termosolar
* El precio combustible proyectado es el mismo para todos los escenarios
Escenario DemandaInicio
PenetraciónRegiones Tecnologías
1 Baja 2026 I y II Solar
2 Alta 2026 I, II y IVSolar, Eólico y
Termosolar
3 Media 2026 II y IV Solar y Eólico
4 Baja 2026 II, IV y VIII Solar y Eólico
5 Alta 2027 I, II y IVSolar, Eólico y
Termosolar
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3 diciembre2018 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 noviembre la generación total del SEN
Norte fue de 1.530 GWh/mes, un 3,0 % mayor a octubre
de 2018 (1.485 GWh/mes). La generación máxima bruta
fue de 2.915 MW el día 30, mientras que la mínima fue
de 1.259 MW el día 14.
La participación de la generación se mantuvo
constante para todas las tecnologías con respecto al
mes de octubre.
Durante noviembre estuvo en mantenimiento la central
Mejillones, unidad CTM 3 (165 MW), durante 30 días.
La generación total del SEN Sur en el mes de noviembre
fue de 4.593 GWh/mes, un 3,6% menor que en octubre
de 2018 (4.764 GWh/mes). La máxima generación bruta
fue de 8.304 MW el día 21, mientras la mínima fue de
4.496 MW el día 11 del mes.
La participación de la generación hidroeléctrica y solar
aumentó en un 6% y 1%, respectivamente, con respecto
al mes anterior. En contraste, la participación con base
a carbón y otras fuentes disminuyó en un 6% y 1%,
respectivamente, en relación con el mes de octubre. La
participación del GNL y del viento se mantuvo
constante durante el periodo.
Durante noviembre estuvieron en mantenimiento las
centrales Candelaria 1 (123 MW), Santa María (350 MW)
y Nehuenco Gas (360 MW) por 15, 20 y 19 días,
respectivamente.
Hidrología
Al igual que en el mes de octubre de 2018, durante
noviembre la energía embalsada en el SEN superó los
niveles del año anterior. No obstante, se mantiene aún
en niveles históricamente bajos, representando un 79%
del promedio mensual histórico (ver Figura 4). En lo que
va del año hidrológico 2018/2019 (abril de 2018 –
noviembre de 2018), el nivel de excedencia observado
es igual a 84%, es decir, se ubica entre el 16% de las
hidrologías más secas observadas a igual fecha.
Figura 2: Energía mensual generada en el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 3: Energía mensual generada en el SEN Sur (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%
3%
9%
12%
4%
71%
1%Nov 2017
0%
4%
12%
21%
0%
61%
2%Nov 2018
Hidro Eólico Solar GNL Diésel Carbón Geotérmica
37%
31%
6%
6%
3%
1% 13%
4%
Nov 2017
34%
29%
6%
8%
4%
1%15%
3%
Nov 2018
Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diésel Carbón Otros
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
ene. feb. mar. abr. may. jun. jul. ago. sep. oct. nov. dic.
GW
h
2018 2017 Promedio mensual 1994 - 2017
1.259 MW
2.915 MW Generación
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 8.304 MW Potencia
mínima mes 4.496 MW
1.530 GWh/mes
4.593 GWh/mes
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Análisis de operación
Costos Marginales
En el SEN Norte, el costo marginal de noviembre en la
barra Crucero 220 fue de 55,3 US$/MWh, lo cual es un
1,6% menor al costo de octubre de 2018 (56,2
US$/MWh), y un 7,8% menor respecto a noviembre de
2017 (60,0 US$/MWh). Los costos en demanda alta
fueron determinados por el diésel y en demanda baja
por el carbón, observándose máximos por sobre los 200
US$/MWh y escenarios de vertimiento (ver Figura 5).
Por su parte, el costo marginal del SEN Sur en noviembre
promedió 48,1 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es un 14,1% menor respecto a octubre de 2018
(56,0 US$/MWh) y un 42,7% mayor respecto al
noviembre de 2017 (33,7 US$/MWh). Estos costos
estuvieron fuertemente determinados por el valor del
agua, observándose escenarios de vertimiento a lo
largo del mes. Los peaks alcanzaron los 90 US$/MWh
(ver Figura 6).
Durante noviembre se observaron variaciones de costos
marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente
debido a la congestión en las líneas de transmisión que
unen el norte – centro y centro – sur del sistema (ver
Figura 7). El total de desacoples del SEN fue de 608
horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron L.
Vilos 220 - L. Palmas 220 (41 eventos), Don Goyo 220 –
P.Azucar 220 (43 eventos), C.Navia 220 – C.Navia 110 (1
evento), P.Azucar 220 – P.Colorada 220 (15 eventos) y
D.Almagro 220 – Cachiyuyal 220 (6 eventos), con un
desacople promedio de 15,6 US$/MWh, 42,7 US$/MWh,
0,4 US$/MWh, 7,5 US$/MWh y 41,2 US$/MWh,
respectivamente.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
noviembre para el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
noviembre para el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 7: Costo marginal promedio de octubre en barras representativas
del Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 3: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Fuente: CEN)
0
40
80
120
160
200
1 2 3 4 5 6 7 8 91
01
11
21
31
41
51
61
71
81
92
02
12
22
32
42
52
62
72
82
93
0
US$
/MW
h
Día
CMg Máx y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)
Carbón, CVar Promedio GNL, CVar Tocopilla
Diésel, CVar Atacama
0
40
80
120
160
1 2 3 4 5 6 7 8 9
10
11
12
13
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15
16
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19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
US$
/MW
h
Día
CMg Máx y Min (A. Jahuel 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (A. Jahuel 220)
Carbón, CVar Promedio GNL, CVar San Isidro (Promedio 1 y 2)
Diésel, CVar Nueva Renca Agua, Rapel
Santiago
SIC
-SI
NG
Inte
rco
nex
ión
Encuentro 220
Cardones 220
Alto Jahuel 220
Charrúa 220
Puerto Montt 220
Maitencillo 220
SEN Norte Grande
SEN Sur
2,300 km
Resto delSEN Norte
Resto del SEN Sur
N
SEN Norte Chico
55,2 USD/MWh
USD/MWh
51,5 USD/MWh
50,8 USD/MWh
48,3 USD/MWh
46,0 USD/MWh
46,4 USD/MWh
Crucero 220
55,2
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 211 15,6 NOGALES 220 - L.VILOS 220 11 0,2
DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 202 42,7 L.CHANGOS 220 - KAPATUR 220 9 218,3
C.NAVIA 220 - C.NAVIA 110 84 0,4 LAGUNILLAS 154 - QUINENCO 154 8 0,1
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 43 7,5 ITAHUE 220 - ITAHUE 154 6 0,1
D.ALMAGRO 220 - CACHIYUYAL 220 14 41,2 CUMBRES 500 - L.CHANGOS 500 4 43,6
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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. Se definieron tres
escenarios de operación distintos: Caso Base que
considera los supuestos descritos en la Tabla 4 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 4.
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 Coordinador, 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 912 MW de nueva capacidad, de los cuales
98 MW son solares, 381 MW eólicos, 16 MW de pasada 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%).
Cas
oB
ajo
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Cas
o A
lto
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Cas
o B
ase
Crucero 220
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Cardones 220
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Alto Jahuel 220
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Charrúa 220
Percentiles 0 y 100 Percentiles 5 y 95 Promedio estadístico Promedio estadístico Caso Base
US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
0306090
120150180210
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2018 2019
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
4,7% 4,7% 4,7%
2,9% 2,9% 2,9%
3,0% 3,0% 3,0%
Mejillones 94,5 105,0 115,5
Angamos 91,9 102,1 112,3
Tocopilla 97,6 108,5 119,3
Andina 90,4 100,4 110,5
Hornitos 89,7 99,7 109,7
Norgener 92,8 103,1 113,4
Tarapacá 92,1 102,3 112,5
N. Ventanas 95,1 105,6 116,2
Quintero 76,8 85,3 93,9
Mejillones 55,0 61,1 67,2
San Isidro 6,7 7,5 8,2
Nehuenco 6,7 7,5 8,2
Nueva Renca 6,8 7,5 8,3
Mejillones, Tocopilla 4,4 4,9 5,4
Kelar 9,1 10,1 11,1
Crecimiento
demanda2018 (Proyectada)
2019 (Proyectada)
Precios
combustibles
Carbón
US$/Ton
Diesel
US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
Supuestos
2017 (Real)
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Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SEN.
En noviembre, Enel Generación aumentó su generación térmica y disminuyó su generación hidráulica. Colbún y AES
Gener se comportaron de manera contraria a Enel, donde aumentaron su generación hidráulica y disminuyeron su
generación térmica (carbón y gas). Engie aumentó su producción térmica, mientras que Guacolda y Tamakaya
disminuyeron su generación térmica.
En octubre, las empresas Tamakaya, Enel Generación, Colbún, AES Gener y Engie fueron deficitarias, mientras que
Guacolda fue excedentaria.
Enel Generación
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 30 6 4
Carbón 10 9 117
Gas Natural 52 157 156
Hidro 1.486 1.492 1.407
Solar 0 0 0
Eólico 11 14 14
Total 1.589 1.679 1.698
Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018
Bocamina (prom. I y II) 53,7 53,8
San Isidro GNL (prom. I y II) 60,3 60,4
Taltal Diesel 207,9 208,2
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 147,7 147,9
Celta Carbón (CTTAR) 42,3 42,3
Total Generación (GWh) 1.679
Total Retiros (GWh) 2.406
Transf. Físicas (GWh) -728
Transf. Valorizadas (MMUS$) -7
Costos variablesR283:T295 promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018-100
-50
-
50
100
11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-1.000
-500
0
500
1.000
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Gw
h
MM
US$
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 1 9 0
Carbón 22 248 19
Gas Natural 35 33 54
Hidro 787 671 758
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 845 961 831
Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018
Santa María 39,5 40,3
Nehuenco GNL (prom. I y II) 58,9 60,6
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 113,7 111,9
Total Generación (GWh) 961
Total Retiros (GWh) 1.010
Transf. Físicas (GWh) -50
Transf. Valorizadas (MMUS$) -1
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018
-50
-30
-10
10
30
50
11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-600
-400
-200
0
200
400
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 0 0 0
Carbón 1.135 1.015 887
Gas Natural 59 0 0
Hidro 107 69 97
Solar 6 6 6
Eólico 0 0 0
Otro 1 4 2
Total 1.308 1.094 992
Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018
Ventanas prom. (prom. I y II) 52,3 55,2
N. Ventanas y Campiche 53,9 53,9
Angamos (prom. 1 y 2) 48,3 47,8
Norgener (prom. 1 y 2) 0,0 0,0
Total Generación (GWh) 1.094
Total Retiros (GWh) 1.297
Transf. Físicas (GWh) -203
Transf. Valorizadas (MMUS$) 2
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018
-15
-10
-5
-
5
10
15
11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-600
-200
200
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
![Page 7: Reporte Mensual del Sector Eléctrico · 2 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile diciembre2018 Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl 2 C a p t ¿Qué mantiene la línea](https://reader034.vdocuments.pub/reader034/viewer/2022042808/5f88e7faf5da57325b2bed15/html5/thumbnails/7.jpg)
7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl diciembre2018
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Guacolda
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 1 0 0
Carbón 420 235 259
Gas Natural 110 97 98
Hidro 4 3 3
Solar 2 2 2
Eólico 0 0 0
Total 537 337 363
Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018
Andina Carbón 46,3 46,9
Mejillones Carbón 54,5 54,5
Tocopilla GNL 42,2 44,5
Total Generación (GWh) 337
Total Retiros (GWh) 851
Transf. Físicas (GWh) -514
Transf. Valorizadas (MMUS$) -27
*Considera Andinas y Hornitos
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018
-30
-20
-10
-
10
20
30
11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-700
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 47 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 94 210 206
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 142 210 206
Generación por Fuente (GWh)
Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018
Diésel 0 0 0
Carbón 215 396 333
Gas Natural 0 0 0
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 215 396 333
Generación por Fuente (GWh)
Central Oct 2018 Nov 2018
Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 71,8 73,0
Total Generación (GWh) 210
Total Retiros (GWh) 222
Transf. Físicas (GWh) -12
Transf. Valorizadas (MMUS$) 0
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018
Central Oct 2018 Nov 2018
Guacolda I y II 44,4 47,4
Guacolda III 42,1 46,2
Guacolda IV y V 44,8 47,8
Total Generación (GWh) 396
Total Retiros (GWh) 365
Transf. Físicas (GWh) 31
Transf. Valorizadas (MMUS$) 3
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía octubre 2018
-15
-10
-5
-
5
10
15
11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
-30
-20
-10
-
10
20
11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9
2015 2016 2017 2018
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
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 noviembre de 2018,
es de 84,5 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,
referidos a barra de suministro (ver Tabla 5).
En la Tabla 6 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 5 y 6 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 noviembre de 2018 por
generador, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 6: Precio medio de licitación indexado a noviembre de 2018 por
distribuidora, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Energías Renovables No Convencionales
De acuerdo con el balance de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) correspondiente a octubre de
2018, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 5.733 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 455 GWh en total. A su vez, la generación
ERNC durante octubre fue igual a 1200 GWh, es decir,
se superó en un 164% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de octubre 2018 fue
un 0,4% mayor a la reconocida en octubre 2017 (1.195
GWh) y un 39,8% mayor a la reconocida en octubre
2016 (859 GWh) (ver Figura 10).
La mayor fuente ERNC corresponde a aportes solares
que representan un 56% (673 GWh) seguido por aportes
hidráulicos con un 20% (237 GWh), luego los aportes
eólicos con un 18% (214 GWh) y finalmente la biomasa
representó un 4% (56 GWh). Por su parte, la generación
geotérmica representa un 2% (22 GWh).
Figura 9: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 10: Generación ERNC reconocida en octubre 2018 (Fuente: CEN)
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Enel Generación Enel 81,2 19.081
Panguipulli Enel Green Power 120,8 565
Puyehue Enel Green Power 97,6 160
Colbún Colbún 85,3 6.932
Pelumpén Colbún 84,7 380
Aes Gener Aes Gener 80,7 5.601
Guacolda Aes Gener 69,8 900
Engie Engie 94,5 4.546
Monte Redondo Engie 109,7 303
Amunche Solar First Solar 66,5 110
SCB II First Solar 69,3 88
Aela Generación Aela Generación 81,3 770
Diego de Almagro Prime Energía 112,5 220
I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91,5 195
Chungungo SunEdison 88,6 190
San Juan Latin America Power 101,5 240
Santiago Solar Andes Mining & Energy 79,6 120
Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 116,1 83
EE ERNC-1 BCI/ Antuko 112,9 60
E Cerro El Morado MBI Inversiones 116,1 40
Abengoa Abengoa Chile 99,4 39
E Eléctrica Carén Latin America Power. 109,8 49
Acciona Acciona 96,1 240
SPV P4 Sonnedix 97,9 20
Precio Medio de Licitación Sistema 84,5 40.932* Precios en Barra de Suminis tro** Contratos abastecidos por el resto de los generadores
Empresa
GeneradoraEmpresa Matriz
Precio Medio Licitación Energía Contratada Precio Medio Reajustado
US$/MWh GWh/año US$/MWhEnel Distribución 69,6 15.226 76,2
Chilquinta 94,1 3.724 92,7
EMEL 87,6 950 91,9
CGED 100,9 13.336 89,9
SAESA 78,1 5.133 84,7
EMEL-SING 86,1 2.562 90,7
Precio Medio de Licitación Sistema 84,5 40.932 84,5
* Precios en Barra de Suministro
Empresa Distribuidora
oct-15
oct-16
oct-17
oct-18
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
142218
112
150
159
268
142
290227
404
117
437
10
237214
56
673
22
GWh
20%
18%
4%
56%
2%
1.201
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
GWhoct-18
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Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE 767 CNE (23-11-2018) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 3.124 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 34% corresponde a tecnología
hidráulica (1.062 MW), un 30% a tecnología térmica (973
MW), un 12% a tecnología solar (373 MW) y un 24% a
tecnología eólica (742 MW).
De acuerdo con la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 7 y la Tabla 8
resumen los supuestos de los planes de obras utilizados
para la proyección de costos marginales a 12 meses
(página 5).
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
Aconcagua Cogeneración 42 dic-18
Convento Viejo Pasada 16 dic-18
Punta Sierra Eólica 82 dic-18
IEM Térmica 375 abr-19
Aurora Eólica 129 ene-19
Sarco Eólica 170 feb-19
Huatacondo Solar 98 abr-19
Proyecto Responsable Decreto
Fecha
conexión
Decreto
Fecha
conexión
Systep
Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 mar-19
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10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl diciembre2018
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación totalizan 4.303 MW con una
inversión de MMUS$ 6.660, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 48.452 MW con una inversión de
MMUS$ 105.740.
En el último mes se aprobaron los proyectos “Parque
Fotovoltaico Sol de Vallenar” de 250 MW y MMUS$ 620,
“Central a Gas Diego de Almagro” de 40 MW y
MMUS$30,” Proyecto Fotovoltaico Covadonga” de
9MW y MMUS$12, “Parque Fotovoltaico Gabriela” de
9MW y MMUS$12. Adicionalmente, se rechazó el
proyecto “Parque Eólico Cateao” de 100 MW Y
MMUS$224.
Tabla 9: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto
ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)
Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.
Seguimiento regulatorio
Comisión Nacional de Energía
• Resolución Exenta N°761/2018, aprueba Informe Técnico Final de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de
Transmisión para el Período 2020-2023 (ver más).
• Resolución Exenta N°767/2018, declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción (ver
más).
• Resolución Exenta N°795/2018, rectifica Informe Técnico Definitivo de julio de 2018, para la fijación de precios de
nudo de corto plazo. Se cambian los factores de modificación (ver más).
• Resolución Exenta N°801/2018, aprueba Informe de Definición de Servicios Complementarios (ver más).
• Resolución Exenta N°802/2018, aprueba Informe Técnico Preliminar de Determinación del valor Anual de Los
Sistemas de Transmisión Zonal (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Se publicó Informe Preliminar del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (ver más).
• Se publicó el Informe de Verificación y Seguimiento del Cumplimiento Efectivo de Servicios Complementarios
prestados durante octubre de 2018 (ver más).
• Se publicó el Informe Final del Estudio de Esquema de Desconexión Automática de Carga (ver más).
• Se publicó el Informe Final del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas (ver más).
• Se publicó Informe Preliminar del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (ver más).
Panel de Expertos
• Discrepancia N15-2018: Discrepancia al Informe de Calificación de Instalaciones de los Sistemas Transmisión para el
Período 2020-2023 (ver más).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 1.497 2.021 19.154 53.041
GNL 1.127 1.530 5.713 5.363
Eólico 1.381 2.300 9.514 19.349
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 41 20 2.558 6.380
Geotérmica 50 200 120 510
Hidráulica 207 589 3.900 6.574
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Total 4.303 6.660 48.452 105.740
En calificación Aprobados
Tipo de Combustible
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11
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Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
[email protected] Eléctricos y Regulación
Felipe Zuloaga R. | Líder de proyectos
©Systep Ingeniería y Diseños elabora este Reporte Mensual del Sector Eléctrico en base a información de dominio público. El presente documento es
para fines informativos únicamente, por lo que los clientes podrán considerar este informe sólo como un factor en la toma de sus decisiones de
inversión, desligándose Systep de los resultados obtenidos, directa o indirectamente, producto de dichas acciones. La veracidad de la información
recopilada en el presente documento no es puesta en duda por Systep, no haciéndose responsable por su exactitud ni su integridad. Los análisis,
proyecciones y estimaciones que se presentan en este Reporte reflejan distintos supuestos definidos por Systep, los cuales podrán o no estar sujetos a
discusión. Systep no se hace responsable por las consecuencias derivadas del uso de los análisis, proyecciones y estimaciones publicados en este
Reporte. La frecuencia de publicación de este Reporte queda a discreción de Systep. Se autoriza la reproducción parcial o total de este informe
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