1. Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Noviembre 2017
Contenido
Editorial 2
Análisis de operación 4
Generación 4
Hidrología 4
Costos Marginales 5
Proyección de costos marginales Systep 6
Análisis por empresa 7
Suministro a clientes regulados 9
Energías Renovables No Convencionales 9
Expansión del Sistema 10
Proyectos en SEIA 11
Seguimiento regulatorio 11
2. 2noviembre2017
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Lecciones y desafíos de las licitaciones de suministro para clientes
regulados
El 02 de noviembre se publicaron los resultados del reciente
proceso de licitación 2017/01, el cual alcanzó un nuevo precio
promedio récord de 32,5 USD/MWh para una energía total
adjudicada de 2.200 GWh-año. Este ha sido el proceso más
reciente de una serie de exitosas licitaciones iniciadas con la
licitación 2013/03 2° llamado (en adelante 2013/03-2), las cuales
han estado marcadas por una fuerte competencia y como
consecuencia una importante baja de precios (ver Figura 1).
Figura 1: Energía y precio de adjudicación de las últimas licitaciones
(Fuente: CNE)
La tendencia a la baja en los precios es explicada por una serie
de factores, entre los cuales destacan los menores costos de
inversión de las tecnologías solar y eólica, así como los acertados
cambios en las bases de licitación implementados desde la
licitación 2013/03-2. En el mercado internacional hay importantes
expectativas de bajos costos de inversión futuros para proyectos
eólicos y solares. A modo de ejemplo, hace seis años el Informe
de la CADE pronosticaba costos de inversión de 2.696 USD/kW
hacia el 2030 para la energía solar fotovoltaica; sin embargo,
agencias como NREL hoy estiman costos en torno a 1.000 USD/kW
para ese mismo año. De la misma forma, de acuerdo a NREL, al
2030 la tecnología solar fotovoltaica alcanzaría un costo de
desarrollo de hasta 32 USD/MWh, para un factor de planta de
27%, mientras que la energía eólica alcanzaría un valor de hasta
30 USD/MWh, para un factor de planta del 51%. Como
consecuencia, las tecnologías solar y eólica se posicionarían
entre las más económicas para el desarrollo de futuros proyectos
de generación.
Respecto a las modificaciones a los procesos de licitación, se
destacan la realización conjunta de un único proceso para todas
las distribuidoras, la anticipación de los llamados, la introducción
de cláusulas que permite el retraso de suministro ante causas no
imputables, la consideración del efecto de fórmulas de
indexación en las ofertas, y la duración extendida de contratos.
Todo esto ha fomentado la participación de nuevos proyectos y
agregado importante competencia a los procesos de licitación.
Otro cambio incorporado ha sido la definición de bloques
diferenciados por periodos – horarios y estacionales – para facilitar
la realización de ofertas por parte de centrales con capacidad
de generación variable en el tiempo. Desde la licitación 2013/03-
2, los bloques originales de suministro por las 24 horas del día
fueron subdivididos en bloques horarios correspondientes a las
horas 23:00 – 7:59, 8:00 – 17:59 y 18:00 – 22:59, lo que fomenta la
participación de proyectos que tienen perfiles de generación
horario como los solares y eólicos. Siguiendo la misma tendencia,
para la licitación 2017/01 se definieron bloques de suministro
estacionales correspondientes a periodos trimestrales, los cuales
buscan fomentar proyectos con perfil de generación estacional
como las centrales hidráulicas de pasada. Sin embargo, es
posible observar como portafolios de proyectos de distintas
tecnologías han ido ganando terreno en las últimas cuatro
licitaciones, mediante ofertas competitivas por suministros
continuos de 24 horas. Por ejemplo, en la licitación 2013/03-2 el
47% de la energía contratada en los bloques 1B y 2B (8:00 – 17:59
horas) fue adjudicada a ofertas respaldadas con proyectos
exclusivamente solares. Sin embargo, este tipo de ofertas fue
poco a poco siendo reemplazada en las siguientes licitaciones,
llegando al caso extremo de la reciente licitación 2017/01, en
donde el 100% de la energía adjudicada corresponden a ofertas
de suministros de 24 horas respaldadas por portafolios de
proyectos de distintas tecnologías, desplazando así las ofertas
exclusivamente solares, e incluso desplazando las ofertas por
bloques trimestrales específicos. De esta forma, pareciera que si
bien los bloques diferenciados lograron en principio fomentar la
competencia, facilitando la oferta de centrales con capacidad
de generación variable, las empresas han logrado adaptarse
mediante la construcción de portafolios de generación para un
suministro continuo.
El principal logro de las últimas cuatro licitaciones ha sido la
adjudicación de contratos con menores precios de energía, lo
cual ha permitido una renovación de antiguos contratos de
suministro regulado por nuevos contratos con precios menores. En
particular, se tiene que en las últimas cuatro licitaciones se obtuvo
un precio promedio indexado (a julio de 2017) de 68 USD/MWh
para un volumen de 27.710 GWh-año. Este volumen puede
compararse con la energía de los contratos de suministro firmados
antes de 2009 y que vencen a más tardar en 2025, lo que
corresponde a 27.894 GWh-año a un precio promedio indexado
de 83 USD/MWh. Además, existe otro grupo de contratos cuyo
suministro está comprendido entre los años 2012 y 2027, que
equivalen a 9.375 GWh-año con un precio promedio indexado de
98 USD/MWh. De esta forma, los bajos precios de las últimas
cuatro licitaciones permitirán disminuir la tarifa actual recién a
partir del año 2028, esto es, cuando los contratos con precio
promedio indexado de 98 USD/MWh terminen su vigencia.
Teniendo en cuenta lo anterior, y considerando que existen otros
componentes en la tarifa además de la energía, se espera un
alza del 5% al 2024 en la tarifa final de suministro respecto a el
valor actual para un cliente típico, lo que incentivaría al traspaso
de clientes regulados al segmento libre en los próximos años. De
la misma forma, considerando que solo el 52% de la demanda de
energía proyectada al 2028 ha sido contratada, se espera una
reducción de 0,5% de la tarifa al 2028.
Figura 2: Precio de la tarifa regulada BT1 en Santiago para un consumo
de 250 kWh/mes considerando las licitaciones realizadas hasta la fecha.
Los valores indicados no incorporan el reconocimiento por generación
local y corresponden al mes de enero de cada año. (Fuente: CNE,
elaboración propia)
3. 3noviembre2017
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Otro aspecto importante corresponde a las proyecciones de
demanda utilizadas para definir los montos de energía a licitar.
Dichas proyecciones han sobreestimado el crecimiento real de
la demanda. Como consecuencia, y considerando la actual
proyección de demanda de la CNE, existirá una
sobrecontratación promedio de 18% en el periodo 2017-2023,
llegando incluso a un 28% en el año 2019 (ver Figura 3).
Figura 3: Demanda de energía proyectada y contratada (fija)
hasta el 2030 para clientes regulados (Fuente: CNE)
Si bien la ley señala que las licitaciones deben hacerse con una
antelación mínima de 5 años, la reciente licitación 2017/01 fue
realizada con 7 años de anticipación. A la luz de lo anterior,
hubiese sido mejor postergar dicha licitación en al menos un
año, de modo de haber tenido una visión más clara de las
proyecciones de demanda, y así evitar nuevamente una
eventual sobrecontratación. De la Figura 3, también es posible
observar que empezaría a haber un pequeño déficit de
energía a partir del año 2024, el cual se incrementa de manera
importante en 2025, por lo que la próxima licitación debería
realizarse a más tardar el 2019 o 2020, según cómo evolucione
la demanda real.
Un efecto igual de relevante que la baja de precios de
contratos de las últimas cuatro licitaciones es la materialización
de nuevas centrales que respaldaron las ofertas, lo cual trae
consigo una mayor competencia en el sector. En particular,
hay un total de 5.328 MW adicionales en proyectos
recientemente ingresados, o por ingresar a más tardar el 2024,
debido a las últimas cuatro licitaciones, los cuales
corresponden en su mayoría a proyectos eólicos. Esto, se
compara con una capacidad actual del Sistema Eléctrico
Nacional cercana a los 23.500 MW con una demanda máxima
registrada aproximada de 10.350 MW en el año 2016 para el
mismo. Dentro de este contexto, cabe también mencionar
como la cuota ERNC impuesta por la ley ha sido sobrepasada
en los últimos cinco años, logrando la meta del 20% ERNC
impuesta para el 2025 ya en el año 2018. De la misma forma,
sólo considerando las plantas renovables en operación y en
proceso de construcción, la cuota sería satisfecha al menos
hasta el 2030.
Figura 4: Capacidad instalada adicional resultante de las
últimas cuatro licitaciones (Fuente: CNE, CEN, elaboración
propia)
Otro aspecto relevante a monitorear por la autoridad es la
efectiva concreción de los proyectos adjudicados y el
cumplimiento de las fechas de inicio de suministro de las
licitaciones. Por ejemplo, los proyectos Olmué y La Constitución,
pertenecientes a SunEdison y SolarPack respectivamente, si
bien fueron adjudicados en la licitación 2013/03-2, finalmente
no fueron concretados debido a la cesión de los contratos de
suministro a empresas existentes, o a la directa cancelación del
proyecto. Si bien dichas centrales representan un porcentaje
menor respecto del total, existe preocupación de que otros
proyectos sigan el mismo camino.
En relación al ingreso de centrales resultante de las licitaciones
2013/03-2 y 2015/01, ya deberían haber ingresado un total de
1.031 MW en proyectos entre los años 2016 y 2017. Sin embargo,
solo 467 MW han ingresado a la fecha, de los cuales 326 MW lo
han hecho con retraso. Lo anterior es resultado de retrasos en
el desarrollo de nuevos proyectos, los cuales son permitidos
bajo las cláusulas de las últimas licitaciones. Esto, sumado a las
bajas penalizaciones en caso de incumplimiento de los
contratos de licitación, da lugar a un posible incentivo
económico para el retraso de los proyectos, en especial
considerando las perspectivas de bajos costos marginales para
los próximos años, los cuales se proveen inferiores que los
precios resultantes de las licitaciones 2013/03-2 y 2015/01.
En efecto, la entrada de una gran capacidad instalada nueva
y eficiente, en un escenario en donde la demanda no ha
crecido todo lo esperado, resultará en costos marginales más
bajos que los observados en el sistema hasta hace unos pocos
años atrás. Sin embargo, aún existe la duda de si el precio
promedio de 32,5 USD/MWh obtenido en la última licitación
representa una señal de largo plazo. Pareciese que dicho
precio refleja, por una parte, la apuesta de los desarrolladores
de bajos costos de inversión futuros, y por otra el interés de las
empresas existentes en competir y evitar que nuevos actores
sigan ganando terreno en el mercado de los clientes
regulados. De hecho, el nuevo escenario de renovación de
contratos regulados con proyectos nuevos inquiere cómo esto
afectará a los niveles de contratación de las empresas
tradicionales del sector eléctrico, teniendo en consideración el
alto número de nuevos participantes del mercado resultante
de las últimas licitaciones. En la Figura 3, es posible observar
como empresas como Colbún y AES Gener han perdido
participación en los contratos regulados con inicio de suministro
posterior al año 2024, lo cual sumado a la ausencia de las
empresas AES Gener y Engie en la última licitación de clientes
regulados, indicaría que las empresas tradicionales buscarían
focalizarse en los contratos con clientes libres.
Sin duda las últimas licitaciones han resultados exitosas en la
baja de precios de energía, así como en la entrada de un gran
número de proyectos renovables y nuevos participantes del
mercado. En general, los cambios regulatorios y acciones
aplicadas por la autoridad desde finales de 2014 han sido
favorables para el mercado eléctrico. Deberá revisarse la
proyección de demanda para reducir la sobrecontratación, y
evaluarse la efectividad del actual diseño de bloques horarios y
estacionales. Un importante desafío será también la
planificación y operación de un sistema eléctrico con mayor
generación variable, en especial en lo referente a servicios
complementarios y a las señales de precios. Finalmente, el
gran aspecto que se debe seguir monitoreando es la
materialización efectiva de los nuevos proyectos de
generación, de manera que el éxito de las licitaciones se
traduzca en energía limpia y eficiente que desplace la
generación más cara. En esta línea, debe tenerse especial
cuidado de evitar que en procesos futuros participen
especuladores o agentes con poca capacidad de llevar a
cabo sus proyectos.
4. 4noviembre2017
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Análisis de operación
Generación
En el mes de octubre, la generación total del SING fue
de 1.740 GWh/mes, un 12,4% mayor a octubre del 2016
(1.557 GWh/mes). La generación máxima bruta fue de
2.633 MW el día 22, mientras la mínima fue de 1.939 MW
el día 11.
La participación de la generación solar aumentó en un
1% y el diésel en un 4% de septiembre a octubre de
2017. En cuanto a la participación eólica, esta se
mantuvo constante respecto al mes anterior. Por su
parte, la participación del GNL disminuyó en un 3% y el
carbón en un 2% de septiembre a octubre de 2017.
En octubre estuvieron en mantenimiento mayor las
unidades CTM2 (31 días, 171 MW) y U-16 (9 días, 400
MW) de Engie.
La generación total del SIC en el mes de octubre fue de
4.431 GWh/mes, un 0,9% mayor que en octubre de 2016
(4.391 GWh/mes). La máxima generación bruta fue de
7.258 MW el día 11, mientras la mínima fue de 4.270 MW
el día 22 del mes.
La participación de generación en base a GNL
disminuyó en un 12% y el carbón en un 11%, en relación
a septiembre de 2017. Por su parte la generación
hidráulica, solar y eólica aumentaron en un 20%, 1% y
2%, respectivamente. La generación diésel se mantuvo
constante.
Por su parte, durante octubre estuvieron en
mantenimiento mayor las centrales Bocamina (23 días,
127 MW), Taltal 2 (22 días, 240 MW) de Endesa, Los
vientos (10 días, 125 MW) de AES Gener y Nehuenco (16
días, 381 MW) de Colbún.
Hidrología
La energía embalsada en el SIC se mantiene en niveles
históricamente bajos, representando sólo un 23% del
promedio mensual histórico (ver Figura 7). En lo que va
del año hidrológico 2017/2018 (abril – octubre de 2017),
el nivel de excedencia observado es igual a 88%, es
decir, se ubica entre el 12% de las hidrologías más secas
observadas a igual fecha.
Figura 5: Energía mensual generada en el SING (Fuente: CEN)
Figura 6: Energía mensual generada en el SIC (Fuente: CEN)
Figura 7: 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%
2%6%
9%
1%
81%
1%
Oct 2016
0%
3%
10%
8%
4%
74%
1%
Oct 2017
Hidro Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otros
14%
22%
6%
4%19%
1%
28%
6%
Oct 2016
28%
27%8%
6%
9%
1%
16%
5%
Oct 2017
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
GWh
2017 2016 Promedio mensual 1994 - 2016
1.939 MW
2.633 MWGeneración
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 7.258 MW
Potencia
mínima mes 4.270 MW
1.750
GWh/mes
4.431
GWh/mes
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Análisis de operación
Costos Marginales
En el SING, el costo marginal de octubre en la barra
Crucero 220 fue de 55,3 US$/MWh, lo cual es 80% mayor
al costo de septiembre de 2017 (30,6 US$/MWh), y un
17% mayor respecto a octubre de 2016 (47,4 US$/MWh).
Los costos en demanda alta y baja fueron
determinados por el GNL, exceptuando algunos días
peak determinados por el diésel (ver Figura 8).
Por su parte, el costo marginal del SIC en octubre
promedió 39,1 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es 24% menor respecto a septiembre de 2017 (51,5
US$/MWh), y un 22% menor respecto al mes de octubre
de 2016 (50,2 US$/MWh). Estos costos estuvieron
fuertemente determinados por el valor del agua y el
carbón en demanda baja y en demanda alta,
pudiéndose ver costos marginales nulos causados por la
condición reiterada de vertimiento de las centrales
Rapel, Pehuenche, Colbún y Ralco (ver Figura 9).
Durante octubre 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 10). El
total de desacoples del SIC para el mes de octubre fue
de 720 horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron L.
Vilos 220 – L. Palmas 220 (39 eventos), D. Goyo 220 - P.
Azúcar 220 (31 eventos), D. Hector 220 – Tap El Romero
220 (14 eventos) y P. Azúcar 220 – P. Colorada 220 (20
eventos) con un desacople promedio de 32,9 US$/MWh,
42,5 US$/MWh, 31,6 US$/MWh y 44,8 US$/MWh,
respectivamente.
Por su parte, los tramos Cardones 220 – D. Almagro 220
(27 eventos) y La Cebada 220 – D. Goyo 220 (6
eventos), presentaron un desacople promedio de 55,1
US$/MWh y 34,6 US$/MWh, respectivamente.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 8: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
octubre para el SING (Fuente: CEN)
Figura 9: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
octubre para el SIC (Fuente: CEN)
Figura 10: Costo marginal promedio de octubre en barras representativas
del Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Elaboración Systep de acuerdo a datos publicados por el
CEN)
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
US$/MWh
Día
CMg Max y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)
Carbón, CVar Promedio GNL, CVar Tocopilla
Diesel, Cvar Atacama
0
40
80
120
160
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
US$/MWh
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)
Diesel, CVar Nueva Renca Agua, Rapel
Santiago
SIC-SING
Interconexión
Encuentro 220
Cardones220
Alto Jahuel 220
Charrúa 220
Puerto Montt 220
Maitencillo220
SING
Restodel SIC
2,300 km
Resto del
SING
Resto
del SIC
N
SIC Norte
55,3 USD/MWh
55,3 USD/MWh
31,5 USD/MWh
28,2 USD/MWh
39,1 USD/MWh
36,5 USD/MWh
37,1 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 220 262 32,9 LA_CEBADA 220 - DON_GOYO 220 30 34,6
DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 136 42,5 MAITENCILLO 110 - HUASCO 110 18 629,5
DON_HECTOR 220 - TAP_EL_ROMERO_220 57 31,6 MAITENCILLO 220 - CARDONES 220 14 127,7
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 43 44,8 NOGALES 220 - L.VILOS 220 13 8,0
CARDONES 220 - D.ALMAGRO 220 43 55,1 CHARRUA 500 - ANCOA 500 12 4,4
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Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 11: 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 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 1.471 MW de nueva capacidad, de los
cuales 461 MW son solares, 500 MW eólicos, 94 MW hídricos
y 417 MW térmicos.
En los gráficos de la Figura 11, 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
1,5% 1,5% 1,5%
2,2% 2,2% 2,2%
2,5% 2,5% 2,5%
Mejillones 86,6 96,2 105,8
Angamos 81,8 90,9 100,0
Tocopilla 88,9 98,8 108,7
Andina 84,5 93,9 103,3
Hornitos 85,3 94,8 104,2
Norgener 81,6 90,7 99,8
Tarapacá 88,3 98,1 107,9
N. Ventanas 90,6 100,7 110,7
Quintero 71,2 79,1 87,0
Mejillones 70,2 78,0 85,8
San Isidro 5,2 5,8 6,4
Nehuenco 0,0 0,0 0,0
Nueva Renca 5,4 6,0 6,6
Mejillones, Tocopilla 4,5 5,0 5,5
Kelar 9,4 10,4 11,5
Supuestos
Crecimiento
demanda
2016 (real)
2017 (Proyectada)
2018 (Proyectada)
Precios
combustibles
Carbón
US$/Ton
Diesel
US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
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Análisis por empresa
A continuación se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SIC y SING.
En octubre, Enel Generación disminuyó su aporte hidráulico, GNL y carbón, aumentando su generación diésel con
respecto al mes anterior. Por su parte, Colbún aumentó su generación hidráulica, disminuyendo su aporte GNL, diésel y
a carbón, mientras que AES Gener aumentó su generación hidráulica, disminuyendo el aporte GNL y carbón.
Guacolda disminuyó su generación a carbón, mientras que Engie aumentó su aporte de carbón y GNL, manteniendo
la generación diésel. Tamakaya disminuyó su generación GNL.
En agosto, la empresa AES Gener fue excedentaria, mientras que Enel Generación, Colbún, Guacolda, Tamakaya y
Engie fueron deficitarias.
Enel Generación
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Guacolda
*Las transferencias de septiembre 2017 aún no se encuentran disponibles en el sitio web del Coordinador.
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Pasada 248 222 233
Embalse 441 614 446
GNL 405 523 276
Carbón 255 339 288
Diésel 37 15 29
Eólico 0 0 0
Total 1387 1713 1272
Generación por Fuente (GWh)
Sep 2017 Oct 2017
Bocamina (prom. I y II) 45,8 46,7
San Isidro GNL (prom. I y II) 49,7 52,5
Taltal Diesel 244,3 244,3
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 112,9 115,7
Celta Carbón (CTTAR) 45,4 42,2
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
Transferencias de Energía Ago 2017*
1387
1983
-261
-13
-100
-50
-
50
100
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
2014 2015 2016 2017
-1.000
-500
0
500
1.000
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MMUS$
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Pasada 151 161 240
Embalse 186 256 330
Gas 0 0 0
GNL 221 440 336
Carbón 57 260 221
Diesel 0 1 0
Eólico 0 0 0
Total 615 1.118 1.126
Generación por Fuente (GWh)
Central Sep 2017 Oct 2017
Santa María 31,5 31,4
Nehuenco GNL (prom. I y II) 2,7 2,7
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 90,8 90,3
Total Generación (GWh) 931
Total Retiros (GWh) 988
Transf. Físicas (GWh) -57
Transf. Valorizadas (MMUS$) -4,3
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Ago 2017*
-40
-20
-
20
40
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
7
8
2013 2014 2015 2016 2017
-300
-200
-100
0
100
200
300
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MMUS$
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Pasada 92 72 76
Embalse 0 0 0
GNL 169 232 182
Carbón 1.008 1.285 1.127
Diésel 6 6 6
Eólico 0 0 0
Total 1.275 1.596 1.391
Generación por Fuente (GWh)
Sep 2017 Oct 2017
Ventanas prom. (prom. I y II) 46,3 46,0
N. Ventanas y Campiche 44,0 43,7
Nueva Renca GNL 51,4 48,7
Angamos (prom. 1 y 2) 37,5 37,3
Norgener (prom. 1 y 2) 39,0 41,0
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
224
15
Transferencias de Energía Ago 2017*
1.275
1.372
-40
-20
-
20
40
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
7
8
2014 2015 2016 2017
-600
-200
200
600
GWh
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MMUS$
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 353 283 238
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 353 283 238
Generación por Fuente (GWh)
Central Sep 2017 Oct 2017
Guacolda I y II 39,4 39,7
Guacolda III 35,3 35,7
Guacolda IV y V 38,6 38,9
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-2
-4
Transferencias de Energía Ago 2017*
329
331 -30
-20
-10
-
10
20
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
7
8
2013 2014 2015 2016 2017
-300
-200
-100
0
100
200
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MMUS$
8. 8Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl noviembre2017
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
*Las transferencias de septiembre 2017 aún no se encuentran disponibles en el sitio web del Coordinador.
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Diesel 0 0 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 512 443 482
Gas Natural 58 78 82
Hidro 3 3 3
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 574 523 567
Generación por Fuente (GWh)
Central Sep 2017 Oct 2017
Andina Carbón 41,1 42,2
Mejillones Carbón 53,1 52,4
Tocopilla GNL 48,9 48,5
Total Generación (GWh) 503
Total Retiros (GWh) 781
Transf. Físicas (GWh) -277
Transf. Valorizadas (MUS$) -12.970
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Ago 2017*
-30
-10
10
30
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
7
8
2014 2015 2016 2017
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Oct 2016 Sep 2017 Oct 2017
Diesel 0 0 30
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 87 106 60
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 87 106 90
Generación por Fuente (GWh)
Central Sep 2017 Oct 2017
Total Generación (GWh) 72
Total Retiros (GWh) 173
Transf. Físicas (GWh) -101
Transf. Valorizadas (MUS$) -5.258
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Kelar GNL
(TG1 + TG2 + TV)
70,9 68,4
Transferencias de Energía Ago 2017*
-4
-2
-
2
4
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
7
8
2014 2015 2016 2017
-100
-50
0
50
100
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MMUS$
GWh
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SIC-SING.
.
9. 9Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl noviembre2017
Suministro a clientes regulados
El precio promedio de los contratos firmados entre
generadores y empresas distribuidoras para el suministro
de clientes regulados, indexado a octubre de 2017, es
de 84,0 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 octubre de 2017 por
generador, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a octubre de 2017 por
distribuidora, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Energías Renovables No Convencionales
De acuerdo al balance de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) correspondiente a septiembre
de 2017, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.185 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 300 GWh en total. A su vez, la generación
ERNC durante septiembre fue igual a 966 GWh, es decir,
se superó en un 222% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de septiembre 2017
(966 GWh) es 30% mayor a la reconocida en septiembre
2016 (742 GWh) y 76% mayor a la reconocida en
septiembre 2015 (549 GWh) (Figura 13).
La mayor fuente de ERNC en el mes de septiembre
correspondió a energía solar con un 38% de
participación, seguida por generación eólica (34%),
hidráulica (18%) y biomasa (10%). Desde marzo de 2017
comenzó a inyectarse energía geotérmica al sistema,
con un aporte de 4,7 GWh durante el mes de
septiembre.
Figura 12: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN).
Figura 13: Generación ERNC reconocida en septiembre 2017 (Fuente: CEN).
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Enel Generación Enel 81,1 19.081
Panguipulli Enel Green Power 121,5 565
Puyehue Enel Green Power 94,9 160
Colbún Colbún 84,9 6.932
Pelumpén Colbún 87,0 380
Aes Gener Aes Gener 81,4 5.601
Guacolda Aes Gener 71,5 900
Engie Engie 85,6 2.530
Monte Redondo Engie 106,7 303
Campanario** Campanario 112,0 990
Amunche Solar First Solar 66,3 110
SCB II First Solar 69,1 88
Aela Generación Aela Generación 81,1 768
Diego de Almagro Prime Energía 109,4 220
I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91,3 195
Chungungo SunEdison 89,7 190
San Juan Latin America Power 103,0 120
Santiago Solar Andes Mining & Energy 81,8 120
Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 112,9 83
EE ERNC-1 BCI/ Antuko 114,2 60
E Cerro El Morado MBI Inversiones 117,5 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 84,0 39.519
* Precios en Barra de Suministro
** Contratos abastecidos por el resto de los generadores
Empresa
Generadora
Empresa Matriz
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Enel Distribución 66,7 14.567
Chilquinta 91,6 3.583
EMEL 86,0 929
CGED 101,1 13.031
SAESA 83,0 4.879
EMEL-SING 85,6 2.530
Precio Medio de Licitación Sistema 84,0 39.519
* Precios en Barra de Suministro
Empresa Distribuidora
sep-14
sep-15
sep-16
sep-17
Hidráulico Eólico Biomasa Solar
106
152
132
46
138 181
91
139
151
193
131
268
171
327
101
362GWh
18%
34%
10%
38%
966
Hidráulico Eólico Biomasa Solar
GWh
sep-17
10. 10Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl noviembre2017
Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo a la RE 600 CNE (24-10-2017) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 3.173 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 51% corresponde a tecnología
hidráulica (1.619 MW), un 23% a tecnología térmica (724
MW), un 15% a tecnología eólica (491 MW) y un 11% a
tecnología solar (339 MW).
De acuerdo a la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 7 resume los
supuestos de los planes de obras utilizados para la
proyección de costos marginales a 12 meses (página 5).
Transmisión
De acuerdo a la carta enviada por el Coordinador a la
Comisión Nacional de Energía el 17 de noviembre, se
informa el estado de la próxima interconexión de los
sistemas SIC y SING. A la fecha, todas las instalaciones
involucradas han iniciado su etapa de puesta en
servicio, fijándose el hito de interconexión para el día
martes 21 de noviembre (ver carta).
De acuerdo a la carta enviada por el Coordinador a los
Encargados de las Empresas Coordinadas, y de
acuerdo a la Resolución Exenta N°668 de la Comisión
Nacional de Energía, de 21 de noviembre de 2017, se
conforma el Sistema eléctrico Nacional por
interconexión del Sistema interconectado del Norte
Grande con el Sistema Interconectado Central (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 Tecnología
Potencia
neta [MW]
Fecha
conexión
Systep
El Pelícano Solar 100 nov-17
Ancoa Hidráulica 27 nov-17
Río Colorado Pasada 15 nov-17
La Mina Pasada 34 nov-17
Convento Viejo Hidráulica 16 nov-17
Santiago Solar Solar 115 dic-17
Cogeneradora Aconcagua Térmica 42 ene-18
Punta Sierra Eólica 82 ene-18
Cabo Leones 1 Eólica 116 feb-18
IEM Térmica 375 jul-18
Sarco Eólica 170 jul-18
Aurora Eólica 129 jul-18
Huatacondo Solar 98 oct-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 mar-18
Secc. del circuito N°1 Cardones - D de Almagro Eletrans 158/2015 oct-17 dic-17
Aumento de cap. linea 1x220 kV Cardones-C Pinto-D Almagro Transelec 158/2015 mar-18 nov-17
3° banco autotrans. 500/220 kV, 750 MVA, en SE A Jahuel Transelec 12T/2014 ene-18 ene-18
11. 11Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl noviembre2017
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación totalizan 7.818 MW con una
inversión de MMUS$ 13.102, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 45.276 MW con una inversión de
MMUS$ 101.716.
En el último mes se aprobaron los proyectos “Parque
fotovoltaico Aurora del Huasco” de 49,6 MW y MMUS$
83 de inversión, “Planta fotovoltaica jahuel” de 9 MW y
MMUS$ 16,2 de inversión y “Parque solar fotovoltaico El
Laurel” de 9 MW y MMUS$ 12,7. Por otra parte, entró en
calificación el proyecto “Central de Respaldo Llanos
Blancos” de 150 MW y MMUS$ 70, “Proyecto Eólico
Coihue” de 21 MW y MMUS$ 30, entre otros.
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
Ministerio de Energía
• El Ministerio establece plazos, requisitos y condiciones para la interconexión y modificación relevante de
instalaciones eléctricas a que se refiere la LGSE (ver más).
Comisión Nacional de Energía
• Mediante Resolución N°606 de 2017, la CNE modifica los términos y condiciones de aplicación del régimen de
acceso abierto (ver más).
• Mediante Resolución Exenta Nº615/2017, la CNE establece y comunica el valor de los índices contenidos en las
fórmulas de indexación que indica el numeral 9 del artículo segundo del Decreto Nº14 del Ministerio de Energía de
2012 (ver más).
• Mediante Resolución Exenta N°633/2017, la CNE publica Informe Técnico Definitivo para la fijación de Precios de
Nudo de Corto Plazo (ver más).
• Mediante Resolución Exenta N°671/2017, la CNE publica Informe Técnico Definitivo para la fijación de Precios de
Nudo Promedio (ver más).
• Mediante Resolución Exenta N°659/2017, la CNE establece disposiciones técnicas para el impuesto anual a
beneficio fiscal que grava las emisiones al aire (ver más).
• Mediante Resolución Exenta N°669/2017, la CNE publica Nuevo Procedimiento “Cálculo y Determinación de
Transferencias Económicas de Energía” (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• El Coordinador publicó una versión final del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva
(ver más).
• El Coordinador publicó una versión final del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas (ver
más).
• El Coordinador publicó una versión final del Estudio de Restricciones Técnicas de Transmisión (ver más).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 2.888 6.951 18.212 51.432
GNL 3.440 3.435 3.915 3.663
Eólico 1.286 2.091 9.145 18.678
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 0 0 2.528 6.353
Geotérmica 50 200 120 510
Hidráulica 114 325 3.865 6.514
Biomasa/Biogás 39 100 463 963
Total 7.818 13.102 45.276 101.716
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados