reporte mensual del sector eléctrico - systep.cl · anticipan que en el futuro este mecanismo se...
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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Mayo 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
2 mayo2018 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
¿Inestabilidad regulatoria del precio estabilizado?
La ley permite a los Pequeños Medios de Generación y
Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMG y PMGD)
escoger entre valorizar la energía que venden a costo
marginal o a precio estabilizado. Los precios estabilizados
para valorizar inyecciones de energía corresponden, como
lo dice su nombre, a precios “estables” fijados por la
autoridad.
Durante el último año se ha puesto sobre la mesa la discusión
sobre adecuar o no la metodología que fija dicho precio
estabilizado, incluso autoridades del gobierno anterior se
mostraron abiertos a estudiarlo. La discusión preocupa
especialmente a los desarrolladores de proyectos, que están
a la espera de una definición por parte de la nueva
autoridad.
No fue hasta febrero de 2016 que por primera vez un PMGD
optó por el régimen de precio estabilizado, y desde
entonces ha habido un notable crecimiento de los
generadores adscritos a dicha modalidad. Sin embargo, el
origen de este mecanismo es la Ley Corta I (Ley 19.440 de
2004), época en la que se veía a los PMGD como una
tecnología nueva y promisoria, tal como hoy se visualiza el
almacenamiento. Así, se definió una política pública de
incentivo a los PMGD, buscando eliminar las barreras de
entrada que dificultaban su ingreso. Luego, se promulgó el
Reglamento para PMGD (DS 244 de 2005), de modo de
facilitar la conexión a las distribuidoras. La ley además
incorporó la opción de una estabilización de precios para
estos proyectos. Se esperaba superar la dificultad que
enfrentaban dichos generadores, dado su tamaño, por
contratarse, condición comúnmente exigida para el
financiamiento de proyectos de generación.
La Figura 1 muestra la evolución de la capacidad instalada
de PMGD y la proporción que optó por un precio
estabilizado, y se ve como ya en el 2017 existían 63
compañías que optaron por dicho régimen, donde un 57%
de la capacidad corresponde a generación solar
fotovoltaica, un 31% a generación mini hidro, y el restante
12% corresponde generación biogás y eólico.
Figura 1: Evolución del mercado de las PMGD, el número en la
barra representa el número de generadores en la modalidad
correspondiente (Fuente: Coordinador y CNE).
Cabe recalcar que la ley exige un mecanismo de
estabilización de precios, pero deja la responsabilidad a un
reglamento, definido por la autoridad, de establecer el
procedimiento o metodología. Si bien pueden existir muchas
metodologías para determinar un mecanismo de
estabilización de precios, en el contexto y época en que
esto se implementó, una opción natural para las autoridades
fue establecer el Precio Nudo de Corto Plazo (PNCP) como
precio estabilizado. Este precio era usado, antes de las
licitaciones, para valorizar los contratos ente generadores y
distribuidoras.
Los altos costos marginales del pasado hicieron atractivo ese
mercado por más de una década para los PMGD. La banca
otorgaba financiamiento, aún bajo el riesgo del spot. Sin
embargo, esta situación comenzó a cambiar en el 2016. Se
prevé que en los años siguientes el precio estabilizado estará
sobre, o al menos alineado, con el precio spot esperado.
Figura 2: Costos marginales y PCNP en A. Jahuel 220kV (Fuente:
Coordinador)
Las diferencias, positivas o negativas, entre el precio spot y el
precio estabilizado deben ser asumidas por quienes realizan
retiros del sistema, a prorratas de éstos. Algunos generadores
anticipan que en el futuro este mecanismo se transformará
en una cuenta por pagar que crecerá en el tiempo y han
planteado revisar la actual metodología.
La discusión regulatoria no es menor, pues si bien hoy los
montos en cuestión no representan una componente
importante de las finanzas de quienes asumen esta
diferencia, si afecta la principal fuente de ingresos de
aquellos PMGD que han optado por este régimen. Por otra
parte, en la práctica podríamos estar subsidiando a los
PMGD si se prevé que los costos marginales estarán
permanentemente bajo el precio estabilizado.
Bajo una mirada regulatoria, cualquier metodología de
estabilización, ajena al precio spot, implica transferencias de
riquezas entre los PMGD y aquellos que según el reglamento
deban asumir la diferencia con el mercado spot. No existe
claridad que se pueda formular un mecanismo
“metodológicamente” superior a otro. La discusión relevante
hoy es si queremos como país seguir apoyando la
generación distribuida, y si todavía persisten las barreras de
entradas para estos proyectos. Más importante aún, ¿cómo
damos certeza regulatoria a aquellos inversionistas que han
financiado PMGDs, confiando en que este régimen
realmente les daría estabilidad? ¿Es el “subsidio” de un
generador privado a otro la mejor solución? ¿No podríamos
pensar en otros mecanismos?
0 16
63
104
112
103
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100
200
300
400
500
2015 2016 2017
Ca
pa
cid
ad
inst
ala
da
[MW
]
PMGD a precio estabilizado PMGD a costo marginal
0
20
40
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100
120
140
160
180
. . . ..
2015 2016 2017
CLP
$/k
Wh
Precio estabilizado A. Jahuel 220kV Costo marginal A.Jahuel 220kV
3 mayo2018 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 abril, la generación total del SEN Norte fue
de 1.748 GWh/mes, un 15,6% mayor a abril de 2017
(1.512 GWh/mes). La generación máxima bruta fue de
2.796 MW el día 28, mientras que la mínima fue de 1.550
MW el día 4.
La generación a base de Diésel se vio disminuida en un
1% respecto al mes anterior. Así mismo, la generación
eólica, solar y GNL disminuyó un 1%. Finalmente, la
generación carbonera creció en torno a un 3% con
respecto al mes de marzo de 2018.
Durante abril estuvo en mantenimiento mayor la central
Hornitos CTH perteneciente a Engie (151MW, 11 días).
La generación total del SEN Sur en el mes de abril fue de
4.496 GWh/mes, un 5% mayor que en abril de 2017
(4.280 GWh/mes). La máxima generación bruta fue de
7.671 MW el día 6, mientras la mínima fue de 4.163 MW
el día 1 del mes.
La generación en base a carbón y embalses, sufrieron
un aumento del 3% y 1% durante el mes de abril de 2018
respecto al mes anterior. No obstante, la generación
GNL (1%), Pasada (2%), Solar (1%) y Eólico (1%) vieron
disminuida su generación.
En abril estuvieron en mantenimiento mayor la central
Colbún (al 50% de disponibilidad, 474 MW, 12 días)
perteneciente a Colbún, la central Nueva Renca (379
MW, 30 días) perteneciente a Generadora
Metropolitana, la central Antuco (320 MW, 24 días)
perteneciente a Enel Generación, la central Angostura
(324 MW, 16 días) perteneciente a Colbún, entre otras.
Hidrología
Al igual que en el mes de marzo de 2018, durante abril
la energía embalsada en el SEN superó los niveles del
año anterior, no obstante, se mantiene aún en niveles
históricamente bajos, representando un 40% del
promedio mensual histórico (ver Figura 5). En lo que va
del año hidrológico 2018/2019 (abril de 2018 – marzo de
2019), el nivel de excedencia observado es igual a
83,9%, es decir, se ubica entre el 16% de las hidrologías
más secas observadas a igual fecha.
Figura 3: Energía mensual generada en el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 4: Energía mensual generada en el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 5: 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.
1%
2% 7%
11%0%
78%
1%
Abr 20170%2%
9%
20%
0%67%
2%
Abr 2018
Hidro Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otros
12%
14%
6%
4%
27%
1%
31%
5%
Abr 2017
17%
16%
4%5%
18%
1%
33%
6%
Abr 2018
Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otro
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
1.550 MW
2.796 MW Generación
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 7.671 MW Potencia
mínima mes 4.163 MW
1.748 GWh/mes
4.496 GWh/mes
4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl mayo2018
Análisis de operación
Costos Marginales
En el SEN Norte, el costo marginal de abril en la barra
Crucero 220 fue de 51,4 US$/MWh, lo cual es 6,8% mayor
al costo de marzo de 2018 (48,4 US$/MWh), y un 0,6%
menor respecto a abril de 2017 (51,7 US$/MWh). Los
costos en demanda alta y baja fueron determinados
por el carbón y el GNL, observándose como máximo
costos marginales en torno a los 105 USD/MWh
(ver Figura 6).
Por su parte, el costo marginal del SEN Sur en abril
promedió 63,6 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es 15,5 % menor respecto a marzo de 2018 (75,3
US$/MWh) y un 7,2% mayor respecto al mes de abril de
2017 (59 US$/MWh). Estos costos estuvieron fuertemente
determinados por el valor del agua, exceptuando días
peak durante el primer tercio del mes marcados por el
diésel, alcanzando costos marginales horarios en torno
a los 160 US$/MWh (ver Figura 7).
Durante abril 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 del sistema y a las restricciones
operativas de algunos transformadores (Figura 8). El
total de desacoples del SEN fue de 591 horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron P.
Azúcar 220 P. - Colorada 220 (34 eventos), L. Vilos 220 –
L. Palmas (24 eventos), Don Goyo 220 – P. Azucar 220
(23 eventos), D. Almagro 220 – Cachiyuyal 220 (5
eventos) y Charrúa 220 – Zona Concepción 220 (2
eventos) con un desacople promedio de 14,9 US$/MWh,
15 US$/MWh, 18,7 US$/MWh, 9,7 US$/MWh y 5,9
US$/MWh, respectivamente.
Por su parte, los tramos Tap El Romero 220 - Maitencillo
220, y Nogales 220 - L.Vilos 220 fueron las líneas con
desacoples de precio más marcado, aunque con una
cantidad menor de horas.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
marzo para el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 7: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
marzo para el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 8: Costo marginal promedio de marzo en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Fuente: CEN)
0
40
80
120
160
1 2 3 4 5 6 7 8 91
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0
US$
/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 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 (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
ne
xió
n
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
51,4 USD/MWh
USD/MWh
49,4 USD/MWh
48,8 USD/MWh
63,6 USD/MWh
61,7 USD/MWh
59,7 USD/MWh
Crucero 220
51,4
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 306 14,9 TAP_EL_ROMERO_220 -> MAITENCILLO 220 - MAITENCILLO 2209 40,6
L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 127 15,0 T. EL ROMERO 220- CUMBRES 500 4 19,8
DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 78 18,7 L.PALMAS 220 - T. RIOTOLTEN 220 4 1,2
D.ALMAGRO 220 - CACHIYUYAL 220 27 9,7 DON HECTOR 220 - TAL EL ROMERO 8 1,2
CHARRUA 220 - TAP_EL_ROMERO_220 12 5,9 NOGALES 220 - L.VILOS 220 6 73,4
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl mayo2018
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 9: 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 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 2: 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 768 MW de nueva capacidad, de los cuales
98 MW son solares, 295 MW eólicos y 375 MW térmicos.
En los gráficos de la Figura 9, 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%).
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
1,2% 1,2% 1,2%
3,8% 3,8% 3,8%
2,7% 2,7% 2,7%
Mejillones 99,6 110,6 121,7
Angamos 88,2 98,0 107,8
Tocopilla 94,7 105,2 115,8
Andina 93,8 104,2 114,6
Hornitos 94,8 105,3 115,9
Norgener 91,3 101,5 111,6
Tarapacá 88,3 98,1 107,9
N. Ventanas 99,7 110,8 121,8
Quintero 80,0 88,9 97,8
Mejillones 78,5 87,2 96,0
San Isidro 6,0 6,7 7,4
Nehuenco 6,4 7,1 7,8
Nueva Renca 6,3 7,0 7,7
Mejillones, Tocopilla 4,5 5,0 5,5
Kelar 9,2 10,3 11,3
Supuestos
Crecimiento
demanda
2017 (Real)
2018 (Proyectada)
2019 (Proyectada)
Precios
combustibles
Carbón
US$/Ton
Diesel US$/Bbl
(Quintero)
GNL
US$/MMBtu
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl mayo2018
Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SEN.
En abril, Enel Generación disminuyó su aporte hidráulico, aumentando su generación GNL, diésel, a carbón e
hidráulica con respecto al mes anterior. Por su parte, Colbún aumentó su generación a partir de la energía embalsada,
mientras que AES Gener aumentó su generación a carbón, disminuyendo su aporte hidráulico. Guacolda aumentó su
generación a carbón, mientras que Engie aumentó su aporte de GNL en desmedro de generación carbonera.
Tamakaya aumentó su generación GNL con respecto a marzo de 2018.
En febrero*, las empresas Tamakaya, Enel Generación y Engie fueron deficitarias, mientras que Colbún, AES Gener y
Guacolda fueron excedentarias.
Enel Generación
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Guacolda
*El Coordinador aún no publica los informes de valorización de transferencias (IVT) para el mes de marzo
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018Pasada 164 286 212
Embalse 281 497 422
GNL 525 485 358
Carbón 348 318 310
Diésel 1 10 2
Eólico 11 14 8
Total 1329 1609 1311
Generación por Fuente (GWh)Mar 2018 Abr 2018
Bocamina (prom. I y II) 53,9 49,7
San Isidro GNL (prom. I y II) 58,1 58,9
Taltal Diesel 85,7 117,2
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 134,8 129,0
Celta Carbón (CTTAR) 42,6 42,6
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
-393
-18
Transferencias de Energía Feb 2018
1609
1782
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
-100
-50
-
50
100
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-1.000
-500
0
500
1.000
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
Gw
h
MM
US$
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018
Pasada 101 139 128
Embalse 247 288 353
Gas 0 0 0
GNL 427 439 439
Carbón 218 241 220
Diesel 8 12 2
Eólico 0 0 0
Total 1.001 1.119 1.141
Generación por Fuente (GWh)Central Mar 2018 Abr 2018
Santa María 35,6 35,8
Nehuenco GNL (prom. I y II) 2,7 2,7
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 95,5 95,8
Total Generación (GWh) 1.119
Total Retiros (GWh) 918
Transf. Físicas (GWh) 113
Transf. Valorizadas (MMUS$) 8,0
Transferencias de Energía Feb 18
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-600
-400
-200
0
200
400
600
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018Pasada 93 124 92
Embalse 0 0 0
GNL 228 0 0
Carbón 1.300 1.199 1.340
Diésel 2 1 0
Eólico 0 0 0
Total 1.623 1.324 1.432
Generación por Fuente (GWh)Mar 2018 Abr 2018
Ventanas prom. (prom. I y II) 45,4 45,5
N. Ventanas y Campiche 47,8 47,9
Nueva Renca GNL 58,7 59,6
Angamos (prom. 1 y 2) 42,0 43,5
Norgener (prom. 1 y 2) 43,8 43,7
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Transferencias de Energía Feb 2018
1.324
1.262
49
5
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
-50
-30
-10
10
30
50
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-600
-200
200
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
GW
h
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 283 372 379
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 283 372 379
Generación por Fuente (GWh)Central Mar 2018 Abr 2018
Guacolda I y II 39,9 42,9
Guacolda III 40,4 41,5
Guacolda IV y V 39,3 42,6
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$) 1
Transferencias de Energía Feb 2018372
315
24
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-20
-10
-
10
20
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-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 mayo2018
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018Diesel 3 0 0Fuel Oil Nro. 6 0 0 0Diesel + Fuel Oil 0 0 0Carbón 364 373 305Gas Natural 96 124 140Hidro 3 5 3Petcoke 0 0 0Carbón + Petcoke 0 0 0Total 467 502 448
Generación por Fuente (GWh)
Central Mar 2018 Abr 2018
Andina Carbón 45,9 44,3
Mejillones Carbón 50,5 48,4
Tocopilla GNL 44,5 40,7
Total Generación (GWh) 502
Total Retiros (GWh) 816
Transf. Físicas (GWh) -388
Transf. Valorizadas (MUS$) -15.575
Transferencias de Energía Feb 2018
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-30
-10
10
30
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$ G
Wh
Abr 2017 Mar 2018 Abr 2018
Diesel 0 5 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 61 207 162
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 61 212 162
Generación por Fuente (GWh)
Central Mar 2018 Abr 2018
Total Generación (GWh) 212
Total Retiros (GWh) 220
Transf. Físicas (GWh) -26
Transf. Valorizadas (MUS$) -2.490
Transferencias de Energía Feb 2018
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Kelar GNL
(TG1 + TG2 + TV)72,0 70,7
-15
-5
5
15
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1
2014 2015 2016 2017 .
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
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 marzo de 2018, es de
83,8 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 3: Precio medio de licitación indexado a abril de 2018 por generador,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a abril 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 febrero de
2018, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 2.814 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 193 GWh en total en febrero de 2018. A su vez,
la generación ERNC durante febrero fue igual a 953,7
GWh, es decir, superó en un 393% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de febrero 2018 es
24,3% mayor a la reconocida en febrero 2017 (767
GWh) y 75,5% mayor a la reconocida en febrero 2016
(543 GWh) (Figura 10).
La mayor fuente de ERNC en el mes de febrero
correspondió a energía solar con un 48% de
participación, seguida por generación eólica (24%),
hidráulica (12%) y biomasa (14%). Desde marzo de 2017
comenzó a inyectarse energía geotérmica al sistema,
con un aporte de 17,47 GWh durante el mes de febrero.
Figura 10: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 11: Generación ERNC reconocida en febrero 2018 (Fuente: CEN)
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/añoEnel Generación Enel 81,2 19.081
Panguipulli Enel Green Power 120,8 565
Puyehue Enel Green Power 97,6 160
Colbún Colbún 81,2 6.932
Pelumpén Colbún 84,6 380
Aes Gener Aes Gener 80,7 5.601
Guacolda Aes Gener 69,8 900
Engie Engie 94,4 4.546
Monte Redondo Engie 109,6 303
Amunche Solar First Solar 66,4 110
SCB II First Solar 69,3 88
Aela Generación Aela Generación 81,3 770
Diego de Almagro Prime Energía 112,4 220
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 79,5 120
Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 115,9 83
EE ERNC-1 BCI/ Antuko 112,8 60
E Cerro El Morado MBI Inversiones 116,0 40
Abengoa Abengoa Chile 99,4 39
E Eléctrica Carén Latin America Power. 109,8 49
Acciona Acciona 96,0 240
SPV P4 Sonnedix 97,8 20
Precio Medio de Licitación Sistema 83,8 40.932
Empresa
GeneradoraEmpresa Matriz
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/añoEnel Distribución 69,6 15.226
Chilquinta 94,1 3.724
EMEL 87,6 950
CGED 100,8 13.336
SAESA 72,5 5.133
EMEL-SING 86,1 2.562
Precio Medio de Licitación Sistema 83,8 40.932
Empresa Distribuidora
feb-15
feb-16
feb-17
feb-18
Hidráulico Eólico Biomasa Solar
78116
103
104
90161 118
174111
226
120
310
118
228
137
454GWh
12%
24%
14%
48%
2%
954
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
GWhfeb-18
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Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE 389 CNE (23-05-2018) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 2.793 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 11% corresponde a tecnología
solar (311 MW), un 37% a tecnología hidráulica (1.036
MW), un 30% a tecnología térmica (847 MW) y un 22% a
tecnología eólica (600 MW).
De acuerdo con la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 5 resume los
supuestos de los planes de obras utilizados para la
proyección de costos marginales a 12 meses (página 5).
Transmisión
De acuerdo con la carta enviada al Coordinador,
Transelec solicita la entrada en operación de la etapa
N°1 del proyecto Subestación Nueva Charrúa,
seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa – Ancoa 1 y
2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa (ver
carta).
Para mayor detalle sobre expansión del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura del SIC- SING.
Tabla 5: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:
CNE, Systep)
Tabla 6: Proyectos de Transmisión Nacional a un año (Fuente: CNE, Systep)
Proyecto TecnologíaPotencia
neta [MW]
Fecha
conexión
Systep
IEM Térmica 375 jul-18
Sarco Eólica 168,8 jul-18
Aurora Eólica 126,4 oct-18
Huatacondo Solar 98 nov-18
Proyecto Responsable Decreto
Fecha
conexión
Decreto
Fecha
conexión
Systep
Maitencillo- Pan de Azúcar 500 kV Interchile 115/2011 abr-18 jun-18
Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 oct-18
Nueva SE Seccionadora Puente Negro 220 kV Colbun Trans. 158/2015 oct-17 mar-18
3° banco autotrans. 500/220 kV, 750 MVA, en SE A Jahuel Transelec 12T/2014 ene-18 ene-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 6.740 MW con una
inversión de MMUS$ 11.637, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 46.925 MW con una inversión de
MMUS$ 103.534.
En el último mes entraron a calificación los proyectos
“Parque Eólico Caman” de 306 MW y una inversión de
MMUS$ 590, “Parque Eólico Calama” de 162 MW y una
inversión de MMUS$ 200, “Parque Fotovoltaico Pampa
Tigre” de 142 MW solares y una inversión de MMUS$ 150,
entre otros. Por otra parte, se aprobó el proyecto
“Parque Solar Samantha” de 70 MW y una inversión de
160 MMUS$.
Tabla 7: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto
ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)
Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.
Seguimiento regulatorio
Comisión Nacional de Energía
• Resolución Exenta Nº355/2018, reemplaza informe técnico definitivo para la fijación de precios de nudo promedio
del sistema eléctrica nacional y de ajustes y recargos por aplicación del mecanismo de equidad tarifaria
residencial, correspondiente a julio 2018 (ver más).
• Resolución Exenta Nº321/2018, modifica RE Nº20/2018 que aprueba plan normativo anual para la elaboración y
desarrollo de la normativa técnica (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Publicación de informe de cálculo preliminar de Potencia de Suficiencia 2018, abril 2018 (ver más).
• Inicio marcha blanca del portal de pagos (ver más).
Ministerio de Energía
• El Ministerio de Energía publica la Ruta Energética de 2018- 2022 (ver más).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 2.888 6.845 18.466 51.848
GNL 2.189 2.166 5.196 4.939
Eólico 1.344 2.118 9.225 18.801
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 216 113 2.532 6.357
Geotérmica 50 200 120 510
Hidráulica 53 195 3.894 6.556
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Total 6.740 11.637 46.925 103.534
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
11
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Las Condes, Santiago, Chile. 7550171
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
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proyecciones y estimaciones que se presentan en este Reporte reflejan distintos supuestos definidos por Systep, los cuales podrán o no estar sujetos a
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