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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Abril 2020
Contenido
Editorial 2-3
Análisis de operación 4-5
Generación 4
Hidrología 4
Costos Marginales 5
Proyección de costos marginales Systep 6
Análisis por empresa 7-8
Suministro a clientes regulados 9
Energías Renovables No Convencionales 9
Expansión del Sistema 10
Proyectos en SEIA 11
Seguimiento regulatorio 12
abril2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
2
El sector eléctrico frente al COVID-19
La pandemia por el COVID-19 ha llevado a diferentes gobiernos
en el mundo a ejecutar drásticas medidas, proyectándose una
recesión económica1 a nivel mundial. Si bien el sector eléctrico
está menos afectado que otras industrias, no es inmune a los
efectos de la pandemia. La reducción de la demanda, riesgos
en la estabilidad financiera de distintos actores y el retraso de
procesos regulatorias son algunos de los efectos que se
perciben.
Continuidad del suministro
Un suministro continuo y sin interrupciones es vital para mantener
en funcionamiento la infraestructura crítica, especialmente los
hospitales y centros de salud. En este sentido, el Coordinador y
las empresas han tomado acciones para operar en este nuevo
escenario.
No obstante, a nivel distribución las redes se podrían ver
expuestas a fenómenos climáticos adversos con la llegada del
invierno. Al igual que años anteriores, los efectos de las lluvias,
nevazones, vientos, entre otros, pueden incidir en un mayor
número de interrupciones de suministro, lo que sumado a
potenciales medidas más restrictivas producto del avance del
COVID-19, podrían mermar la cantidad y rendimiento de
cuadrillas prestadoras del servicio de reposición de suministro a
las distribuidoras. Dado lo anterior, es importante que las
distribuidoras anticipen medidas ante posibles contingencias
futuras.
Por otra parte, en el sector generación, existen 105 unidades
generadores con mantenimiento preventivo programado entre
abril y junio, de los cuales 82 son postergables y 23
impostergables. Sin embargo, la realización de estos
mantenimientos no debiese afectar la continuidad de suministro,
en la medida que el Coordinador programe el despacho
usando eficientemente los recursos disponibles. En este
contexto, desde el CEN han monitoreado los stocks y suministros
que vienen de afuera, y dan cuenta de un inventario de
combustible por un periodo de 30 a 80 días.
Adicionalmente, pueden existir ciertos retrasos en las obras que
actualmente se encuentran en desarrollo y construcción.
Transelec, por ejemplo, ya se pronunció al respecto indicando
mediante carta al CEN, que se efectuarán medidas en cuanto
al personal y que aún no se puede dimensionar el efecto en los
proyectos en ejecución y sus cronogramas. En Interchile, por su
parte, han aumentado los costos para la logística adicional en
la operación y mantenimiento de las obras de transmisión2.
Mercado eléctrico: demanda, fondo de estabilización PEC y
cadena de pagos
Uno de los efectos más directos de la crisis sanitaria en el sector
eléctrico es la disminución de la demanda, la cual se ha visto
reducida en un 5% cada dos semanas en promedio desde que
empezó la crisis, equivalente a 10 GWh diarios3. En particular,
entre la semana del 9 de marzo y la semana del 30 de marzo se
observó una reducción cercana al 9% promedio.
1 El reporte de abril del FMI considera que la economía mundial se contraerá en un
3% este año. 2 https://www.revistaei.cl/2020/04/16/transmision-interchile-destaca-aplicacion-de-
nuevas-tecnologias-para-enfrentar-la-crisis-sanitaria/ 3 https://www.coordinador.cl/novedades/coordinador-electrico-nacional-hemos-
visto-una-reduccion-del-5-promedio-en-la-demanda-electrica/
Es de esperar que la demanda siga disminuyendo, ya sea por un
menor crecimiento económico, lo que afectaría principalmente
al sector minero-industrial, o por el aumento de las restricciones
por parte del gobierno, viéndose afectada la demanda
comercial-residencial. Lo que respecta al segmento minero, la
minera Teck suspendió temporalmente la construcción de
Quebrada Blanca 2; Minera El Abra suspendió indefinidamente
el proyecto Sulfolix; Antofagasta Minerals ajustó la producción
de cobre, redujo gastos, y suspendió temporalmente el proyecto
para construir infraestructura complementaria de la mina Los
Pelambres; Codelco decidió suspender temporalmente la
construcción de las obras remanentes de Chuquicamata
Subterránea, las obras tempranas de Rajo Inca y el montaje de
Traspaso Andina; y BHP admitió retraso en la expansión de su
mina Spence.
En tanto, con el objetivo de aliviar el estrés financiero de la
familias y PYMES que han visto reducido sus ingresos, tanto el
gobierno4 como el senado han impulsado medidas que buscan
reducir y postergar las cuentas de luz para los clientes
regulados5. En un primer paso, el gobierno anunció un acuerdo
con las empresas distribuidoras en la que se destaca i) la
suspensión del corte de suministro eléctrico por parte de las
empresas distribuidoras ante el no pago de las cuentas
eléctricas y ii) permitir a los clientes residenciales que pertenecen
al 40% más vulnerable de la población postergar sus saldos
impagos durante la vigencia del Estado de Catástrofe en 12
cuotas mensuales sin interés. Un grupo de senadores de la
oposición presentó un proyecto de ley que busca formalizar el
acuerdo entre el gobierno y las empresas distribuidoras.
Según información de Empresas Eléctricas, el beneficio a las
familias más vulnerables sería equivalente a un costo de menor
recaudación de 638 millones de dólares, sumado a un costo
financiero de 15 millones de dólares, a lo que podría añadirse un
nivel de incobrabilidad importante. La discusión actual es qué
segmento deberá asumir en gran medida esta menor
recaudación: empresas generadoras o distribuidoras.
Las medidas impulsadas por el ejecutivo y el Congreso ejercen
presión sobre las empresas de la industria eléctrica, sector que
ya ha se ha visto afectado con la estabilización de las tarifas de
energía y potencia, y la congelación del cargo único por
transmisión y el VAD. Si bien en cada uno de los segmentos del
sector eléctrico operan empresas de gran tamaño con sólida
situación financiera, éstas conviven con empresas de menor
tamaño y espalda financiera, tales como pequeñas empresas
de generación renovables o cooperativas eléctricas, que
podrían verse seriamente afectadas por la reducción en sus
ventas. En particular, destaca el potencial efecto negativo sobre
las empresas del sector de generación. Debido a la
estabilización de las tarifas de energía y potencia que pagan los
clientes regulados, parte de estas empresas ya han acumulado
sobre 375 MMUS$ en saldos impagos a diciembre 2019. Si bien
para los clientes dicha estabilización resulta de gran ayuda, esta
se aplicará hasta llegar a un límite de saldos impagos de 1.350
MMUS$. De acuerdo a las cifras publicadas por la CNE, el 28% de
dicho límite ya fue alcanzado en diciembre 2019, mientras se
proyecta que se llegaría al 43% a mediados de este año. De
acuerdo con nuestras estimaciones, si el tipo de cambio se
4 Adicionalmente, el Ministerio de Energía anunció mediante decreto la
postergación del horario de punta a junio de este año y mantenerlo hasta fines de
septiembre, lo que beneficiaría a todos aquellos clientes que sobrepasen el límite
de invierno, equivalente a 430 kWh, con un mínimo de 350 kWh. 5 https://www.senado.cl/appsenado/templates/tramitacion/index.php?
abril2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
3
mantiene sobre los 850 CLP/USD, el límite se alcanzará entre el
segundo semestre de 2021 y el primer semestre de 2022 (ver
Figura 1). Por lo tanto, si las secuelas económicas se prolongan
hasta el próximo año, la autoridad podría evaluar la extensión
de este mecanismo, pero antes deberá considerar
cuidadosamente los efectos tanto para las generadoras como
para los clientes.
Sumado a lo anterior, los generadores ahora serían perjudicadas
por la reducción en la demanda, la menor recaudación por la
estabilización de la tarifa de energía y potencia, y eventuales
subsidios a clientes vulnerables. Algunas de estas empresas
deben pagar las cuotas de los financiamientos suscritos
asociados a centrales recientemente construidas. En este
contexto, ocho empresas renovables estaban negociando un
crédito por US$ 150 millones con el BID como medida de apoyo
por el mecanismo de estabilización a raíz del estallido social6. Sin
embargo, el BID suspendió la negociación para revisar como
afectaría el plan de apoyo a las familias más vulnerables, a las
ocho empresas renovables en cuestión7.
A raíz del plan anunciado, son varias las asociaciones y gremios,
junto a otros actores del mercado, que se han pronunciado al
respecto. En particular, ACERA, la Asociación Gremial de
Generadoras (AGG), APEMEC y Empresas Eléctricas han tenido
una visión crítica de este plan. Sin embargo, concuerdan en que
el Estado debe viabilizar las soluciones para garantizar el apoyo
económico a las familias afectadas.
Tanto ACERA como AGG han expresado molestias por las
medidas anunciadas, sugiriendo que el segmento de
distribución debiese asumir en gran medida la menor
recaudación por el Covid. Ambas asociaciones señalaron que
no pueden seguir participando en mayores subsidios, ni menos
exponer al sector a una interrupción en la cadena de pagos.
ACERA declaró que las centrales renovables no están en
condiciones de que se les reduzca los pagos por la energía que
producen, y de ocurrir, su viabilidad económica se vería
comprometida. En esa misma línea, APEMEC declaró que no
están en condiciones de asumir los efectos de la crisis. Por su
parte AGG señaló que a marzo de 2020 hay en construcción
más de 9 mil millones de dólares en proyectos renovables, y que
por tanto, abordar la crisis no debe hipotecar el futuro de la
transición energética.
Por otro lado, algunas empresas de distribución también se han
pronunciado al respecto, junto al gremio que las reúne. En
particular, Empresas Eléctricas señaló que el costo de la menor
6 https://www.revistaei.cl/2020/04/13/postergacion-de-pago-de-luz-por-covid-19-
cae-como-balde-de-agua-fria-en-negociacion-entre-generadoras-renovables-y-
el-bid/ 7 Acciona, EDF Renovables, LAP, Aela, Atlas, Cerro Dominador, SolarPack, y First
Solar.
recaudación debe ser asumido en proporción a los montos de
cada segmento que paga el cliente final en la cuenta eléctrica.
CGE también solicitó que el esfuerzo financiero por el plan del
gobierno sea equitativo y proporcional a todos los segmentos.
Desde Fenacopel, por su parte, grupo que reúne a las
cooperativas eléctricas, señalaron que es altamente probable
que las generadoras igual les cobren cada mes por la energía,
lo que podría llevarlas a la quiebra.
En general, las medidas adoptadas buscan mantener el
suministro y ayudar a las personas y empresas más vulnerables. Si
bien las empresas deben hacer un esfuerzo y ser parte de la
solución en la crisis sanitaria, el gobierno debe verificar que las
medidas implementadas no pongan en peligro la estabilidad
financiera de las compañías eléctricas de generación y
distribución.
Procesos regulatorios y discusión legislativa
Por otro lado, existen una serie de procesos regulatorios que
podrían retrasarse debido a la contingencia8, como el
Reglamento de Valorización de la Transmisión, actualmente en
Contraloría o los reglamentos de Net-billing y Medios de
generación de pequeña escala. El Plan de Expansión de la
Transmisión 2019, actualmente en el Panel de Expertos, no estará
afecto a retrasos. Aún no hay novedades del proyecto de Ley
Larga de Distribución, cuya propuesta legislativa se publicaría en
marzo. Tampoco hay noticias de la Estrategia de Flexibilidad,
propuesta en elaboración por el ejecutivo durante los últimos
meses. Por último, existe incertidumbre respecto a las
Licitaciones 2019/01. Dicho proceso, que adjudicaría contratos
de suministro a clientes regulados por 5.600 GWh anuales, ya
había sido pospuesto a noviembre de 2020. Dada la
contingencia actual, y considerando las menores expectativas
de crecimiento de la demanda eléctrica, es muy probable que
el proceso se posponga nuevamente.
La pandemia del Covid sumado a la crisis social, han modificado
las perspectivas futuras del sector eléctrico chileno. La caída en
las proyecciones de crecimiento económico provocará una
reducción en los planes de inversiones de las empresas del
sector. Adicionalmente, se espera un menor crecimiento de la
demanda eléctrica en el corto plazo; para el año 2020 se espera
en promedio una contracción del 2% del PIB, y una caída en la
demanda eléctrica. Por último, las empresas recibirían menos
ingresos en el corto y mediano plazo producto de la
postergación o reducción temporal en las cuentas eléctricas.
En este nuevo escenario, el gobierno se encuentra en una
encrucijada. Por una parte, la autoridad debe proteger a las
familias de menores ingresos, cuidando que no haya subsidios a
consumidores de mayores ingresos, y luego buscar aliviar el
estrés financiero a industrias y PYMES que no cuenten con
espalda financiera suficiente para enfrentar la crisis. Por otro
lado, los agentes del mercado también deben ayudar en la
solución. Sin embargo, lo anterior debe equilibrarse, de manera
de no hipotecar el futuro de la industria eléctrica, en particular
cuidando a aquellas empresas del sector que tienen mayor
riesgo de quiebra.
8 Adicionalmente, el 28 de marzo, el Ministerio publicó la RE 36/2020, la cual indica
la suspensión hasta el 17 de junio de los plazos asociados a la totalidad de
procedimientos administrativos en tramitación
Figura 1: Mecanismo de Estabilización considerando un tipo de cambio
constante de $850. (Fuente: Elaboración propia)
4 abril2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
Análisis de operación
Generación
En el mes de marzo la generación total del SEN fue de
6.758 GWh/mes, un 6,2% inferior a febrero de 2020 (6.363
GWh/mes) y un 1,9% mayor que marzo 2019 (6.630
GWh/mes).
La participación de la generación mediante diésel, gas
y carbón aumentando en un 345,1%, 21,3% y 15,2%
respectivamente en relación con el mes de febrero. En
contraste, la participación de la generación mediante
energía de embalse, pasada, eólica y solar disminuyó
en un 20,3%, 17,6%, 6,7%, 1% respectivamente en
relación con el mes de febrero (ver Figura 1).
Durante marzo estuvieron en mantenimiento mayor las
unidades de embalse: Angostura, Pehuenche (11 días
cada una) y Rapel (3 días); las centrales de carbón y
Norgener NT01, Guacolda 1 y Guacolda 5, (26, 3 y 4
días respectivamente); la centrale diésel Los vientos (6
días) y las centrales de gas Kelar y Nueva Renca (1 y 3
días respectivamente).
Con respecto a la generación bruta del mes de marzo,
la potencia máxima generada fue de 10.763 MW el día
9, y la mínima fue de 7.250 MW el día 1. La Figura 2
muestra el ciclo de la generación durante el mes de
marzo, la cual es más alta durante los días hábiles y más
baja durante los fines de semana.
Hidrología
De forma similar al mes de enero, la energía embalsada
en el SEN no superó los niveles de marzo del año
anterior. Se mantiene aún en niveles históricamente
bajos, representando un 49% del promedio mensual
entre los años 1994 y 2019 (ver Figura 3). En lo que va del
año hidrológico 2019/2020 (marzo de 2020), el nivel de
excedencia observado es igual a 92%, es decir, se
ubica en el 8% de las hidrologías más secas observadas
a igual fecha.
Para mayor detalle de la operación del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Datos de Operación del SEN
Figura 2: Energía mensual generada en el SEN (Fuente: CEN)
Figura 3: Generación bruta del SEN marzo 2020 (Fuente: CEN)
Figura 4: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
9%
13%
5%
8%
23%1%
37%
3%Mar 2019
8%
11%
5%
9%
23%
1%
39%
3%Mar 2020
Embalse Pasada Eólico Solar Gas Diésel Carbón Otros
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Po
ten
cia
Bru
ta (M
W)
DíaPotencia máxima y mínima Percentiles 25 y 75 Promedio
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
2020 2019 Promedio mensual 1994 - 2019
Generación
total del
mes
Potencia máxima mes
7.250 MW Potencia mínima mes
10.763 MW
6.630 GWh/mes
6.758 GWh/mes
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
abril2020
Análisis de operación
Costos Marginales
En marzo 2020 el costo marginal de la barra Crucero 220
fue de 64,3 US$/MWh, lo cual registró un aumento del
60% con respecto a febrero del mismo año (40,1
US$/MWh), y un aumento de 31% respecto a marzo de
2019 (49,1 US$/MWh). Los costos en demanda alta
fueron determinados por el gas y diésel, y en demanda
baja principalmente por el carbón (ver Figura 4).
Por su parte, el costo marginal de la barra
Alto Jahuel 220 en marzo de 2020 fue de 68,7 US$/MWh,
lo cual refleja un aumento en 57% con respecto a
febrero del mismo año (43,5 US$/MWh), y un aumento
de 8,1% respecto a marzo de 2019 (63,5 US$/MWh). Estos
costos estuvieron determinados por el valor del gas en
demanda baja y por el valor del agua y del diésel en
demanda alta (ver Figura 5).
Durante marzo se observaron variaciones de costos
marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente
debido a la congestión en las líneas de transmisión que
unen el norte – centro y el centro – sur del sistema (ver
Figura 6). El total de desacoples del SEN fue de 262
horas.
Los tramos con mayores desacoples Cautín 220 – Tap
Rio Toltén 220 (21 eventos), D.Almagro 220 – Cachiyuyal
220 y N.Cardones 500 – Cumbres 500 (8 eventos cada
uno), Quillota 110 – S.Pedro 110 (7 eventos) con un
desacople promedio de 51,4 US$/MWh, 38,4 US$/MWh,
46,0 US$/MWh y 32,5 US$/MWh respectivamente.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SEN.
Los costos marginales presentados provienen del portal de estadística del CEN, que no se encuentra
ajustados mediante informe de Balance de transferencias.
Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
marzo para Crucero 220 (Fuente: CEN)
Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
marzo para Alto Jahuel 220 (Fuente: CEN)
Figura 7: Costo marginal promedio de marzo en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Fuente: CEN)
0
40
80
120
160
200
1 3 5 7 9
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31
US$
/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
0
40
80
120
160
200
1 3 5 7 9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
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
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
64,3 USD/MWh
USD/MWh
65,6 USD/MWh
64,8 USD/MWh
68,7 USD/MWh
67,5 USD/MWh
77,0 USD/MWh
Crucero 220
64,3
Lineas con desacoples HorasDesacople promedio
USD/MWhLineas con desacoples Horas
Desacople promedio
USD/MWh
CAUTIN 220 - TAP 220 88 51,4 ITAHUE 220 - ITAHUE 154 20 28,0
D.ALMAGRO 220 - CACHIYUYAL 220 25 38,4 N.MAITENCILLO 500 - N.CARDONES 500 7 2,6
N.CARDONES 500 - CUMBRES 500 52 46,0 MELIPULLI 220 - MELIPULLI 110 7 74,2
QUILLOTA 110 - S.PEDRO 110 35 32,5 A.JAHUEL 220 - A.JAHUEL 154 1 6,1
N.MAITENCILLO 500 - N.MAITENCILLO 220 24 7,8 N.P.AZUCAR 500 - N.P.AZUCAR 220 3 10,2
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl abril2020
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 8: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)
Dada la actual contingencia producto de la pandemia
originada por el COVID-19, la proyección de la
demanda considera una contracción para los próximos
12 meses de 0,9% con respecto a mismo periodo móvil
anterior. 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 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 3418 MW de nueva capacidad, de los cuales
1275 MW son solares, 885 MW son eólicos, 716 MW
hidráulicos y 542 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
0
30
60
90
120
150
4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
Cas
o A
lto
0
30
60
90
120
150
4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
Cas
o B
ase
Crucero 220
0
30
60
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
0
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
Cardones 220
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
Alto Jahuel 220
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
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2020 2021
Charrúa 220
Percentiles 0 y 100 Percentiles 5 y 95 Promedio estadístico Promedio estadístico Caso Base
US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh
0
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2020 2021
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
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4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
2020 2021
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
0.5% 0.5% 0.5%
-0.9% -0.9% -0.9%Mejillones 82.9 92.1 101.3
Angamos 66.3 73.6 81.0
Tocopilla 119.6 132.8 146.1
Andina 70.1 77.9 85.7
Hornitos 69.7 77.5 85.2
Norgener 70.6 78.4 86.3
N. Ventanas 72.0 80.0 88.0
Quintero 49.0 54.5 59.9
Mejillones 47.5 52.8 58.1
San Isidro 5.4 6.0 6.6
Nehuenco 7.1 7.9 8.7
Nueva Renca 5.4 6.0 6.6
Mejillones, Tocopilla 5.2 5.8 6.3
Kelar 7.1 7.9 8.7
Supuestos
Crecimiento
demanda
2019 (Real)
2020 (Proyectada)
Carbón
US$/Ton
Precios
combustiblesDiesel
US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl abril2020 7
Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la operación
consolidada del SEN.
En marzo, Enel Generación elevó su generación a partir de carbón y Gas, mientras que disminuyó su generación
hidráulica. Por su parte, Colbún aumentó su generación de gas natural y carbón, pero disminuyó la generación
hidráulica. Por otro lado, AES Gener, aumentó la generación en base a gas. Engie aumentó considerablemente su aporte
en base a gas y disminuyó la producción de energía en base a carbón. Por último, Tamakaya aumentó
considerablemente su producción térmica de Gas Natural.
En marzo, las empresas Enel, Tamakaya y Engie fueron deficitarias, mientras que Colbún y AES Gener fueron
excedentarias.
Enel Chile
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Guacolda, Cochrane y Angamos, entre
otras.
Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020
Diésel 0 0 10
Carbón 386 162 90
Gas Natural 431 316 455
GNL 546 8 154
Hidro 734 765 594
Solar 108 102 101
Eólico 143 142 132
Getérmica 16 19 24
Total 2.364 1.514 1.560
Generación por Fuente (GWh)
Central Feb 2020 Mar 2020
Bocamina (prom. I y II) 37,7 37,3
San Isidro GNL (prom. I y II) 37,0 37,5
Taltal Diesel 182,9 188,4
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 125,9 131,0
Celta Carbón (CTTAR) 32,2 32,2
Total Generación (GWh) 1.560
Total Retiros (GWh) 1.658
Transf. Físicas (GWh) -97
Transf. Valorizadas (MMUS$) -12
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía marzo 2020-100
-80-60-40-20 -
20 40 60 80
100
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3
2017 2018 2019 2020
-500-400-300-200-1000100200300400500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Gw
h
MM
US$
Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020
Diésel 10 7 36
Carbón 257 199 235
Gas Natural 43 217 247
GNL 454 181 217
Hidro 338 359 301
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 1.101 962 1.036
Generación por Fuente (GWh)
Central Feb 2020 Mar 2020
Santa María 35,8 32,9
Nehuenco GNL (prom. I y II) 38,8 38,8
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 107,8 112,5
Total Generación (GWh) 1.036
Total Retiros (GWh) 880
Transf. Físicas (GWh) 156
Transf. Valorizadas (MMUS$) 13
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía marzo 2020
-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 3
2017 2018 2019 2020
-300
-100
100
300
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 1.527 1.487 1.742
Gas Natural 5 1 2
GNL 0 0 0
Hidro 128 122 113
Solar 7 7 7
Eólico 0 0 0
Otro 0 0 0
Total 1.667 1.617 1.864
Generación por Fuente (GWh)
Central Feb 2020 Mar 2020
Ventanas prom. (prom. I y II) 53,7 51,1
N. Ventanas y Campiche 32,8 32,8
Angamos (prom. 1 y 2) 25,5 27,1
Guacolda III 31,2 28,8
Norgener (prom. 1 y 2) 31,2 32,2
Total Generación (GWh) 1.864
Total Retiros (GWh) 1.791
Transf. Físicas (GWh) 73
Transf. Valorizadas (MMUS$) 4
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía marzo 2020 -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 3
2017 2018 2019 2020
-600
-200
200
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl abril2020
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020
Diésel 0 0 1
Carbón 256 408 518
Gas Natural 164 96 64
GNL 46 111 132
Hidro 3 3 4
Solar 9 12 10
Eólico 0 0 0
Total 478 631 729
Generación por Fuente (GWh)
Central Feb 2020 Mar 2020
Andina Carbón 30,5 31,8
Mejillones Carbón 38,6 39,1
Tocopilla GNL 36,6 37,0
Total Generación (GWh) 729
Total Retiros (GWh) 1.070
Transf. Físicas (GWh) -341
Transf. Valorizadas (MMUS$) -27
*Considera Andina y Hornitos
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía marzo 2020
-40
-30
-20
-10
-
10
20
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 3
2017 2018 2019 2020
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 417 326 214
GNL 209 163 107
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 626 489 321
Generación por Fuente (GWh)
Central Feb 2020 Mar 2020
Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 65,6 64,2
Total Generación (GWh) 107
Total Retiros (GWh) 295
Transf. Físicas (GWh) -188
Transf. Valorizadas (MMUS$) -11
Transferencias de Energía marzo 2020
Costos Variables prom. (US$/MWh)
-15
-10
-5
-
5
10
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 3
2017 2018 2019 2020
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SEN.
.
abril2020 9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
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 2020, es de
90,7 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 de algunas empresas distribuidoras, utilizando
como referencia la barra Polpaico 220. Se observa que
actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a
menores precios, mientras que CGED accede a los
precios más altos en comparación con las restantes
distribuidoras.
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 SEN
Tabla 3: Precio medio de licitación indexado a marzo de 2020 por generador,
en barra Polpaico 220 (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a marzo de 2020 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
2020, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.705 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 462 GWh en total. A su vez, la generación ERNC
durante enero fue igual a 1.287 GWh, es decir, se superó
en un 180% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de febrero 2020 fue un
28,6% mayor a la reconocida en febrero 2019 (1.000
GWh) y un 34,1% mayor a la reconocida en febrero 2018
(960 GWh) (ver Figura 9).
La mayor fuente ERNC corresponde al aporte solar que
representa un 51% (657 GWh) seguido por el aporte
eólico con un 31% (393 GWh), luego los aportes de tipo
hidráulico con un 8,3% (107 GWh) y finalmente los aportes
de la generación con biomasa y geotérmica que
representaron un 8,8% y 1,3% respectivamente (113 y 16
GWh).
Figura 9: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 10: Generación ERNC reconocida en febrero 2020 (Fuente: CEN)
Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio
US$/MWh GWh GWh/año
Enel Distribución 80,6 238.044 17.835
Chilquinta 97,3 53.447 3.813
CGE Distribución 105,6 194.457 14.528
Frontel 83,3 19.697 1.631
Luz Osorno 85,3 2.797 234
SAESA 83,7 43.061 3.574
CEC 85,2 2.552 215
Codiner 84,5 1.489 121
Coelcha 93,0 1.341 110
Conafe 100,4 26.697 1.932
Coopelan 86,4 1.666 138
Cooprel 88,1 937 76
Copelec 86,4 3.803 308
Crell 90,9 2.115 174
EDECSA 99,6 1.317 93
EEPA 74,0 6.849 572
Elecda 78,4 20.512 1.366
Eliqsa 78,3 11.482 764
Emelari 78,4 5.964 395
Emelat 86,9 14.850 1.103
EMELCA 108,9 445 33
Litoral 97,1 1.955 138
LuzLinares 97,5 2.611 180
LuzParral 101,4 2.304 160
Socoepa 82,4 773 65
Emetal 69,8 1.081 72
Precio Medio de Licitación Sistema 90,7 662.246 49.631
* Precios en Barra de Suministro
** Todos los procesos hasta la fecha indexados al 3/2020, ponderado por energía contratada
Empresa Distribuidora
Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio
US$/MWh GWh GWh/año
Enel Distribución 80,6 238.044 17.835
Chilquinta 97,3 53.447 3.813
CGE Distribución 105,6 194.457 14.528
Conafe 100,4 26.697 1.932
SAESA* 83,6 65.555 5.440
Precio Medio Muestra 91,8 578.200 43.548
* Considera Frontel y Luz Osorno
** Todos los procesos hasta la fecha indexados al 3/2020, ponderado por energía contratada
Empresa Distribuidora
feb-17
feb-18
feb-19
feb-20
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
111
226
120
310116
227144
455
17
120246
101
517
16
107
393
113
657
17
GWh
10%
34%
6%
49%
1%
1.287
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
GWhfeb-20
10
10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
abril2020
Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE 101 CNE (31-03-2020) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 6.131 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 46% corresponde a tecnología
solar (2.823 MW), un 23,8% a tecnología eólica (1.459
MW), un 17,8% a tecnología hidráulica (1.090 MW), un
9,2% a tecnología térmica (561 MW), un 2,7% a biomasa
(166 MW), y un 0,5% a tecnología geotérmica (33 MW).
De acuerdo con la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 5 resume los
supuestos del plan de obras de generación 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 SEN.
Tabla 5: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:
CNE, Systep)
Proyecto Tecnología Potencia Neta [MW] Fecha conexión Systep
Andes Solar I I Solar 80 may-20
Pajonales Diesel 100 may-20
Prime Los Cóndores Diesel 100 jun-20
Tatara (ex Maitencillo) Diesel 66.9 jul-20
Tolpán Sur Eólica 84 jul-20
USYA Solar 52.4 jul-20
Cabo Leones I I Eólica 205.8 sep-20
Combarbalá Diesel 75 sep-20
San Javier Etapa I Diesel 25 sep-20
Cabo Leones I I I Eólica 78.1 oct-20
Quillagua Solar 100 oct-20
San Javier Etapa I I Diesel 25 oct-20
Santa Isabel Etapa I Solar 155 oct-20
Llanos Blancos Diesel 150 nov-20
Alfalfal 2 Pasada 264 ene-21
Atacama Solar (fase I I ) Solar 150 ene-21
Campos del Sol Sur Solar 399 ene-21
Cerro Dominador CSP Termosolar 110 ene-21
La Huella Solar 84 ene-21
Las Lajas Pasada 267 ene-21
Río Escondido Solar 145 ene-21
Tchamma Eólica 150.4 ene-21
Alena Eólica 84 mar-21
Cerro Tigre Eólica 184.8 mar-21
Lomas de Duqueco Eólica 58.8 mar-21
Los Cóndores Embalse 150 mar-21
11 11
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl
abril2020 11
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación, a marzo de 2020, totalizan
11.115 MW con una inversión de MMUS$ 18.703, mientras
que los proyectos aprobados totalizan 53.547 MW con
una inversión de MMUS$ 111.898.
Durante el último mes se aprobaron 5 proyectos solares,
con una capacidad total de de 770 MW. Por otro lado,
entraron en calificación 27 nuevos proyectos con una
capacidad instalada de 2.361 MW, de los cuales se
destaca el proyecto fotovoltaico de Andes Green
Company con su proyecto Seongnam (1007 MW) y el
proyecto Alfa Solar (854 MW) de la sociedad Pleiades
S.A.
Tabla 6: 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 SEN.
Seguimiento regulatorio
Comisión Nacional de Energía
• Informe Preliminar Precio de Nudo Promedio (ver más).
• Segunda Versión del Informe de Avances N°2 del Estudio de Valorización de las Instalaciones del Sistema de
Transmisión Nacional (ver más).
• Informe Técnico Definitivo de Clasificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión (ver más).
Ministerio de Energía
• En Consulta Pública, Guía para el Desarrollo de Proyectos de Energía, Tomo Etapa previa al SEIA y Evaluación
Ambiental (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Estudio de Plan de Recuperación de Servicio (ver más).
• Estudio de Sintonización de Estabilizadores de Sistemas de Potencia (ver más).
Panel de Expertos
• Presentación de Discrepancia asociada a las Bases de Cálculo del Valor Agregado de Distribución (ver más).
Resumen Sistema Eléctrico Nacional
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$) Eólico 2.979 3.334 10.430 20.946
Hidráulica 173 447 3.933 6.677
Solar 8.304 11.195 21.597 55.976
Gas Natural 0 0 6.397 6.258
Geotérmica 0 0 170 710
Diesel 129 62 2.758 6.473
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Carbón 0 0 7.030 13.603
Termosolar 300 4.000 0 0
Total 11.885 19.037 52.777 111.564
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
12
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Teléfono +56 2 2232 0510
Redes Sociales:
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Don Carlos 2939, Of. 1007
Las Condes, Santiago, Chile. 7550171
Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
rjimenez@systep.cl
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
plecaros@systep.cl Eléctricos y Regulación
Camilo Avilés A. | Líder de Proyectos
caviles@systep.cl
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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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• Precios
• Resumen por empresa
• Suministro a clientes regulados
• Datos de infraestructura www.systep.cl
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