reporte mensual del sector eléctrico · 2020. 8. 31. · gw de retiro al 2024 ya acordados como...
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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Agosto 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 11
2 j agosto2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
¿Proyecto de Ley de descarbonización acelerada o precipitada?A principios de agosto la Comisión de Medio Ambiente y Recursos
Naturales de la Cámara de Diputados aprobó en particular el
Proyecto de Ley que busca prohibir la instalación y funcionamiento
de centrales de generación termoeléctrica a carbón en el territorio
nacional. La moción, que fuera presentada el 9 de enero de este
año por diputados miembros de esa Comisión, propone el cese de
operación de las plantas a carbón con más de 30 años de
antigüedad, así como el cierre de la totalidad del parque a carbón
a más tardar en diciembre de 20251. Esta iniciativa adelanta en 15
años la meta fijada por el Gobierno a mediados de 2019 en el marco
del acuerdo voluntario con las cuatro empresas que operan
termoeléctricas a carbón en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN),
donde se introdujo a su vez el Estado de Reserva Estratégica (ERE)
como una opción para las unidades que se retiran, y así no afectar
la suficiencia del sistema. De esta forma, adicional a los más de 1,6
GW de retiro al 2024 ya acordados como parte de la primera fase
del proceso de descarbonización, se sumarían cerca de 3,6 GW por
retirar no más allá de fines de 2025 en virtud del Proyecto de Ley.
El Ministro de Energía manifestó su rechazo al Proyecto de Ley,
argumentando entre otros un alto riesgo de racionamiento
energético producto del retiro abrupto de tal magnitud de
capacidad de generación despachable2. El Ministro también
explicó que la promulgación de esta Ley podría provocar un alza en
las tarifas a clientes regulados de hasta un 50% debido a la
renegociación de contratos3.
Resulta de interés evaluar los riesgos que podrían emanar del retiro
abrupto de centrales carboneras, según el cronograma del Proyecto
de Ley. Para ello, se realizaron simulaciones de la operación del
sistema eléctrico y la tarifa para clientes residenciales hasta 2031,
considerando supuestos de oferta y demanda elaboradas por
Systep. Cabe destacar que en este ejercicio se consideraron
alrededor de 1,5 GW en centrales renovables de reemplazo
actualmente en desarrollo, asociadas a la primera fase del plan de
descarbonización, pero sin asumir reemplazo por el retiro adicional
que impondría el Proyecto de Ley. Tampoco se realizan
consideraciones o supuestos adicionales respecto de otros
parámetros de la simulación, de manera de evaluar el efecto de la
desconexión de centrales a carbón por si sola, esto es, no se asume
una mayor disponibilidad de gas ni tampoco el ingreso de nuevas
unidades producto de la potencial variación de los costos
marginales.
En función de los supuestos implementados, el análisis evidencia
cambios a nivel de despacho (producción por tecnología), riesgos
de racionamiento, flujos de transmisión y costos marginales. En
efecto, los resultados muestran la sustitución de generación a
carbón por generación a gas natural y diésel, describiendo
aumentos en la participación promedio del despacho del sistema
para estas tecnologías de 3 y 10 veces, respectivamente (Figura 1).
Para evaluar el riesgo de racionamiento se calculó el “margen de
reserva ajustado”4 para los escenarios base y de retiro anticipado. El
retiro anticipado de termoeléctricas a carbón del sistema resulta en
un margen de reserva promedio para el periodo 2026-2031 de 1,4
para horas de día y 1,2 para horas de noche, lo que representa una
caída de 16% y 18% respecto del caso base. Sin embargo, para una
condición hidrológica seca, como la probabilidad de excedencia
95% (año hidrológico 2016/17), el margen de reserva durante horas
de noche cae a 1,1 en promedio entre 2026 y 2031. Esto significa que
la capacidad de generación disponible es sólo 10% mayor a la
demanda máxima, lo que implica un alto riesgo de insuficiencia ante
aumentos de demanda y menor disponibilidad de recurso primario
(agua, sol y viento además de combustibles), en conjunto con la
falla de alguna gran central de generación o elemento de
transmisión. De hecho, las simulaciones resultan en racionamiento de
la demanda a partir de 2029, alcanzando 18 días el 2031 (5% de las
horas del año) en una hidrología seca (probabilidad de excedencia
1 https://bit.ly/2D8M6JG
2 Centrales cuya producción puede aumentar o disminuir según requiere el
sistema, sin depender de la disponibilidad variable del sol o el viento por
ejemplo.
3 https://www.cnnchile.com/pais/comision-de-medio-ambiente-proyecto-
termoelectricas_20200803/
95%). Este potencial racionamiento destaca la importancia de
desarrollar nuevas centrales a fin de acotar la probabilidad de
ocurrencia de eventos de falla en el suministro. Un contexto de
precios más altos y menor confiabilidad de suministro podría ir en
contra del impulso que la autoridad busca dar a la electrificación de
la calefacción y el transporte.
Figura 1: Participación promedio anual (2026-2031) de tecnologías generación en
escenarios base y de retiro anticipado de centrales a carbón (Fuente: Elaboración
propia)
Los patrones de flujo en el sistema de transmisión también se
modifican, surgiendo nuevos escenarios de congestión. Por ejemplo,
si en el caso base se esperan importantes flujos desde la zona norte
al centro (por producción solar en el día y carbón en la noche), el
retiro total de las carboneras implica inversión de flujos durante horas
de noche (desde el centro al norte), y una mayor probabilidad de
congestión entre ambas zonas. Las mayores necesidades de
transmisión destacan la criticidad del proceso de planificación,
dados los extensos plazos de desarrollo para obras de gran
envergadura, por ejemplo, sobre 10 años para la línea HVDC entre
Antofagasta y Santiago.
El retiro anticipado del carbón resultaría en un alza de los costos
marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-
mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de
centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en
comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal
podría aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones
hidrológicas muy secas (Figura 2). A modo de ejemplo, este aumento
de costos marginales se traduce en un alza de 101% en los costos de
retiro promedio que deben asumir los suministradores de los
contratos para clientes regulados que vencen posterior al 2025,
observándose un comportamiento similar en el caso de los clientes
libres.
Figura 2: Rango de las diferencias entre costos marginales resultantes entre 2026 y
2031 con y sin retiro anticipado de centrales a carbón (Fuente: Elaboración propia)
Ante la promulgación de este Proyecto de Ley, las cláusulas de los
contratos regulados vigentes en 2026, así como la Ley Eléctrica,
permiten interpretar que todos los suministradores tendrían el
4 Métrica adimensional, obtenida como el cociente entre la capacidad de
generación disponible (menor a la capacidad instalada) y la demanda máxima
proyectada del sistema. Representa la holgura de generación para suministrar la
demanda ante variaciones en el sistema (a mayor margen de reserva, mayor
seguridad).
*Renovable incluye centrales hidroeléctricas, eólicas, solares, geotérmica y biomasa
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Alza por retiro anticipado
90% de los datos Máx - Mín Promedio
US$/MWh
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derecho a solicitar la renegociación del precio base de energía,
toda vez que estarían ante un aumento en los costos de operación
del contrato (ligado al costo de retiro) generado por un cambio no
transitorio en la normativa sectorial, no clasificable como riesgo de
mercado. A modo de ejemplo, en un escenario límite, donde los
precios de todos los contratos vigentes a 2026 aumenten en la misma
magnitud que los costos de retiro, la componente de energía de la
tarifa residencial5 en el año 2026 aumentaría en un 81% en todas las
comunas del país6 con respecto a la tarifa estimada que se pagaría
el mismo año si es que no hubiera descarbonización acelerada.
Una vez terminado el Mecanismo de Estabilización de tarifas a fines
de 2027, los efectos del retiro acelerado de centrales a carbón se
verán reflejados tanto en el precio de la energía como también en
el cálculo del Reconocimiento de Generación Local (RGL). A partir
de enero de 2028 y en un escenario límite de alzas por
renegociación, la tarifa residencial7 de Mejillones aumentaría en un
66% con respecto al escenario base. En Puchuncaví, Santiago y
Coronel las alzas serían de 52%, 56% y 44%, respectivamente,
mientras que en Tocopilla y Antofagasta las alzas serían de 45% y
39%, respectivamente. De las comunas analizadas, Mejillones tendría
el aumento más significativo en la tarifa residencial, dado que
actualmente cuenta con 2.416 MW de capacidad en base a
carbón. Si dicha capacidad es retirada, Mejillones vería una
disminución cercana al 35% de su capacidad instalada en
comparación con el escenario base8, y los descuentos en el precio
de energía por el mecanismo de RGL disminuirían, viéndose un
aumento importante en la tarifa regulada de esa comuna. Es
importante mencionar que las alzas señaladas se miden con
respecto a la tarifa estimada para el mismo período de análisis, y no
con respecto a las tarifas vigentes.
También resulta posible que las renegociaciones no se traduzcan en
alzas significativas de las tarifas, puesto que no es evidente que lo
indicado en la Ley Eléctrica y en los contratos implique un análisis
sólo a nivel del balance del contrato, sin considerar el mayor ingreso
por inyecciones debido al alza en los precios spot.
Además del posible aumento en la componente de energía de la
tarifa regulada, existen efectos económicos que pueden
desprenderse en un eventual escenario de promulgación de este
Proyecto de Ley. Primero, el aumento en la componente de
transmisión de la tarifa de clientes finales, por nuevos requerimientos
de infraestructura que podría determinar la autoridad. Si bien los
costos de Transmisión Nacional se distribuyen entre todos los
consumidores del SEN, los costos de la Transmisión Zonal son
asumidos únicamente a los consumidores de las localidades
suministradas por dichos sistemas, por lo que en algunas comunas el
alza de la componente transmisión puede ser sustantiva.
Segundo, en virtud del mecanismo de estabilización de tarifas
introducido en noviembre de 2019, el aumento de tarifas reguladas
implicaría un retraso en la recuperación de saldos por parte de las
empresas generadoras con contratos con clientes regulados que
iniciaron suministro antes de 2021, aumentando así el costo
financiero, lo que para algunas empresas ya ha resultado complejo9.
Tercero, las empresas que hoy poseen activos de generación a
carbón estarían sometidas a un desbalance tanto comercial como
físico al proceder esta iniciativa, pues dichos activos producen parte
importante de sus inyecciones. Esto es particularmente relevante
para AES Gener y Engie (para quienes el carbón representa
actualmente el 84% y 59% respectivamente de su capacidad
instalada total), quienes verían un aumento significativo en su riesgo
spot, al menos mientras no dispongan de proyectos de generación
de reemplazo adicionales a los que actualmente están
desarrollando.
Cuarto, es de esperar que todas las compañías que tienen contratos
de suministro con clientes libres que vencen posterior al 2026
atraviesen un proceso de renegociación de precios, al ver
5 Tarifa BT-1, consumo promedio de 180 kWh/mes. 6 Aumento considera el PEC ajustado y el sobreajuste por aumento de precios de
energía y potencia. No se considera el efecto del retiro de centrales en el RGL por
comuna, producto del Mecanismo de Estabilización de Tarifas. 7 En ambos escenarios se asume que las otras componentes de la tarifa no varían.
Por ende, el alza resulta del aumento en los precios de energía y potencia.
comprometida su posición comercial producto del alza de costos
marginales proyectada. Esto iría en dirección inversa a lo que se ha
observado en los últimos años, donde los precios de contratos libres
se han renegociado logrando importantes reducciones, motivado
por la creciente competitividad de las tecnologías de generación
renovable que a su vez han disminuido en forma importante los
costos marginales del sistema.
Quinto, la sustitución de generación a carbón por gas natural y diésel
podría resultar en una disminución de la recaudación fiscal por
impuesto verde (definido por la Ley 20.780/2014). El impuesto
pagado por las centrales carboneras por la operación del año 2019
ascendió a MMUS$ 133, equivalente al 72% de la recaudación total
por impuesto verde. De promulgarse el Proyecto de Ley, la
recaudación por impuesto verde disminuiría MMUS$ 41 al año
respecto del caso base (promedio 2026-2031). Dicha reducción en
la recaudación fiscal puede ser relevante en el contexto actual de
mayores demandas sociales y gasto público.
Dada la metodología de cálculo del impuesto verde, la reducción
de recaudación no se traduce necesariamente en reducciones
sostenidas de todas las emisiones físicas. Si bien el retiro de las
carboneras en 2026 reduciría abruptamente en un 30% las emisiones
de CO2, estas aumentarían progresivamente por una mayor
generación a gas y diésel, alcanzando al 2031 sólo un 12% de
reducción respecto del caso base, y en una hidrología seca se
podrían alcanzar emisiones similares al caso base. Por tanto, bajo el
Proyecto de Ley actual y a falta de políticas y mecanismos
económicos adicionales de largo plazo, la disminución en emisiones
de CO2 podría resultar sólo transitoria. Más aún, el aumento de
generación en base a diésel podría implicar incrementos en las
emisiones de NOx en zonas de relativamente alta densidad
poblacional, en las cuales el impuesto verde, por la forma en que se
calcula, es mayor que en zonas donde muchas carboneras operan
en la actualidad10. Por otro lado, las emisiones de SO2, generadas
principalmente por carboneras, prácticamente se extinguen a partir
de 2026. Si bien una de las motivaciones del Proyecto de Ley es
revertir el daño ambiental generado en localidades específicas, el
proyecto actual puede dar lugar a nuevas zonas saturadas por
contaminantes locales. En efecto, a pesar de una reducción global
de emisiones a nivel país, la contaminación podría aumentar
fuertemente a partir de 2026 en comunas como Quillota, Copiapó y
Los Vilos.
Adicionalmente, el Proyecto de Ley en su forma actual sentaría un
precedente negativo en cuanto a la certeza jurídica para
inversionistas actuales y futuros del sector eléctrico (muchos de ellos
del sector renovable), sin contar que la norma propuesta en su forma
actual puede ser inconstitucional, y su promulgación podría
desencadenar indemnizaciones y demandas en contra del Estado.
Sin dudas la descarbonización de la matriz de generación nacional
es un proceso de suma importancia en el marco de la transición
energética de país. Si bien la intención de este Proyecto de Ley va
en el sentido de apoyar la descarbonización, se deben ponderar los
efectos no deseables que pueden comprometer el objetivo de la
iniciativa, particularmente si no existe el tiempo suficiente para
reemplazar la generación que se quiere retirar, y para que el sistema
se adapte en otros aspectos claves como la transmisión.
Es muy probable que haya espacio para adelantar la
descarbonización, pero es necesario que el proceso esté
acompañado de una planificación de largo plazo y políticas
progresivas, basadas en análisis técnicos, económicos, ambientales
y sociales. Más aún, la descarbonización debiese ser impulsada por
mecanismos de mercado, a fin de aumentar la eficiencia de esta
transición hacia una matriz limpia, evitando los costos y riesgos
asociados a límites y plazos estrictos e inflexibles como los propuestos
en el Proyecto de Ley.
8 En ambos escenarios, tanto las unidades 1 y 2 de la Central Termoeléctrica
Mejillones serían retiradas previo a la ejecución del Proyecto de Ley.
9 https://bit.ly/2D3Iqc5
10 Estimaciones en base a cifras históricas disponibles en el Sistema Nacional de
Información de Fiscalización Ambiental, Superintendencia del Medio Ambiente.
4 agosto2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Análisis de operación
Generación
En el mes de julio la generación total del SEN fue de
6.477 GWh/mes, un 0,9% mayor a junio de 2020 (6.419
GWh/mes) y un 3,4% inferior a julio 2019 (6.707
GWh/mes) (Ver Figura 3).
La participación de la generación de energía eólica,
gas y carbón disminuyó un 7,5%, 15,8% y 13,9% en
relación con el julio 2019. En contraste, la participación
de la generación mediante energía hidráulica de
embalse, de pasada, solar y diésel aumentó en un
28,2%, 11,6%, 19,7% y 227,2% respectivamente en
relación con julio 2019.
Durante julio estuvieron en mantenimiento mayor la
unidad de pasada: Alfalfal y La Confluencia (18 y 25
días respectivamente); las centrales hidráulicas de
embalse: Colbún, Canutillar, Pangue y Cipreses (15, 7, 2
y 3 días respectivamente); las centrales de carbón:
Mejillones CTM1, Ventanas 2 y Bocamina 2 (5, 1, 5 días
respectivamente); la central de gas Nueva Renca (2
días) y, por último, la central solar Cerro Dominador (2
días).
Con respecto a la generación bruta del mes de julio, la
potencia máxima generada fue de 9.739 MW el día 28,
y la mínima fue de 6.453 MW el día 5. La Figura 4
muestra el ciclo de la generación durante el mes de
julio, la cual es más alta durante los días hábiles y más
baja durante los fines de semana.
Hidrología
De forma similar al mes de junio, la energía embalsada
en el SEN no superó los niveles de julio del año anterior.
Se mantiene aún en niveles históricamente bajos,
representando un 50% del promedio mensual entre los
años 1994 y 2019 (ver Figura 5). En lo que va del año
hidrológico 2020/2021 (julio de 2020), el nivel de
excedencia observado es igual a 96,7%, es decir, se
ubica en el 3,3% 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 3: Energía mensual generada en el SEN (Fuente: CEN)
Figura 4: Generación bruta del SEN julio 2020 (Fuente: CEN)
Figura 5: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
10%
14%
7%
6%
23%0%
38%
3%Jul 2019
13%
16%
7%
7%
20%1%
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3%Jul 2020
Embalse Pasada Eólico Solar Gas Diésel Carbón Otros
5.000
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Po
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MW
)
Potencia máxima y mínima Percentil 25 y 75 Promedio
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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
6.453 MW Potencia mínima mes
9.739 MW
6.707 GWh/mes
6.477 GWh/mes
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
agosto2020
Análisis de operación
Costos Marginales
En julio 2020 el costo marginal de la barra Crucero 220
fue de 31,6 US$/MWh, lo cual registró una disminución
de 24% con respecto a junio del mismo año (41,7
US$/MWh), y una disminución de 32,1% respecto a julio
de 2019 (46,6 US$/MWh). Los costos en demanda alta
fueron determinados por el gas y diésel, y en demanda
baja principalmente por el carbón (ver Figura 6).
Por su parte, el costo marginal de la barra
Alto Jahuel 220 en julio de 2020 fue de 31,5 US$/MWh, lo
cual refleja una disminución de 28,3% con respecto a
junio del mismo año (43,8 US$/MWh), y una disminución
de 37 % respecto a julio de 2019 (49,9 US$/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 7).
Durante julio 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 8). El total de desacoples del SEN fue de 119
horas.
Los tramos con mayores desacoples fueron: Quillota 110
– San Pedro 110 (21 eventos), Itahue 220 – Itahue 154 (13
eventos), N. Pan de Azúcar 500 – N. Maitencillo 500 (3
eventos) y N. Maitencillo 500 – N. Maitencillo 220 (2
eventos), con un desacople promedio de 5 US$/MWh,
51,5 US$/MWh, 2,3 US$/MWh y 9,5 US$/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 el informe de Balance de Transferencias.
Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de julio
para Crucero 220 (Fuente: CEN)
Figura 7: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de julio
para Alto Jahuel 220 (Fuente: CEN)
Figura 8: Costo marginal promedio de julio 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
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19
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23
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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
0
40
80
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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
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
31,6 USD/MWh
USD/MWh
30,6 USD/MWh
30,2 USD/MWh
31,5 USD/MWh
30,4 USD/MWh
30,2 USD/MWh
Crucero 220
31,7
Lineas con desacoples HorasDesacople
promedio USD/MWhLineas con desacoples Horas
Desacople
promedio USD/MWh
QUILLOTA 110-S.PEDRO 110 63 5,0 N.PICHIRROPUL 220-RAHUE 220 6,2 9,6
ITAHUE 220-ITAHUE 154 27 51,5 COLCURA 066-HORCONES 066 0,5 55,4
N.P.AZUCAR 500-N.MAITENCILLO 500 2 2,3 CHILOE 220-CHILOE 110 3,3 92,6
N.MAITENCILLO 500-N.MAITENCILLO 220 4 9,5 CUMBRES 500-L.CHANGOS 500 0,1 1,0
D.ALMAGRO 220-CACHIYUYAL 220 4 27 N.P.AZUCAR 500-N.P.AZUCAR 220 2,6 26,1
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2020
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 9: 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 0,2% con respecto al 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
Gas igual o mayor al proyectado por el CEN; Caso Bajo
que considera una alta generación de Gas 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 5281 MW de nueva capacidad, de los cuales
2563 MW son solares, 1792 MW son eólicos, 28 son
geotérmicos, 313 MW hidráulicos y 612 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%).
Cas
oB
ajo
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lto
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150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
Cas
o B
ase
Crucero 220
0
30
60
90
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150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
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8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
Cardones 220
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60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
Alto Jahuel 220
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
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
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
0
30
60
90
120
150
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2020 2021
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
0.5% 0.5% 0.5%
-0.4% -0.4% -0.4%
Mejillones 1 y 2 84.8 94.2 103.6
Angamos 54.7 60.8 66.9
Guacolda (promedio) 60.3 67.1 73.8
Andina 53.9 59.9 65.9
Hornitos 53.8 59.8 65.8
Norgener 63.0 70.0 77.0
N. Ventanas 61.8 68.7 75.6
Quintero 50.3 55.8 61.4
Mejillones 49.7 55.2 60.7
San Isidro 5.1 5.7 6.3
Nehuenco 5.9 6.6 7.3
Nueva Renca 5.4 6.0 6.6
Mejillones, Tocopilla 3.0 3.3 3.7
Kelar 7.8 8.7 9.6
Supuestos
Crecimiento
demanda
2019 (Real)
2020 (Proyectada)
Carbón
US$/Ton
Precios
combustiblesDiesel
US$/Bbl
GN
US$/MMBtu
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
agosto2020 7
Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la operación
consolidada del SEN.
En julio, Enel Generación elevó su generación hidráulica y redujo la participación de carbón y GNL. Por su parte, Colbún
aumentó su generación de GNL e hidráulica y redujo su generación carbón. Por otro lado, AES Gener, disminuyó su
generación de carbón. Engie redujo su aporte en base a carbón y gas natural, pero aumentó su participación en GNL.
Por último, Tamakaya disminuyó su producción térmica de gas.
En julio, las empresas Tamakaya, AES Gener y Engie fueron deficitarias, mientras que Enel Generación y Colbún fueron
excedentarias.
Enel Chile
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Guacolda, Cochrane y Angamos, entre
otras.
Jul 2019 Jun 2020 Jul 2020
Diésel 0 20 0
Carbón 373 284 212
Gas Natural 142 24 27
GNL 339 560 357
Hidro 765 506 928
Solar 71 61 72
Eólico 171 143 132
Getérmica 17 21 12
Total 1.878 1.619 1.740
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2020 Jul 2020
Bocamina (prom. I y II) 33,3 31,0
San Isidro GNL (prom. I y II) 37,4 37,2
Taltal Diesel 108,9 121,9
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 79,5 88,7
Central Jun 2020 Jul 2020
Embalse Ralco 44,6 32,4
Total Generación (GWh) 1.740
Total Retiros (GWh) 1.703
Transf. Físicas (GWh) 37
Transf. Valorizadas (MMUS$) 0
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía julio 2020
-100
-50
-
50
100
7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7
2017 2018 2019 2020
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Gw
h
MM
US$
Jul 2019 Jun 2020 Jul 2020
Diésel 0 14 1
Carbón 198 201 171
Gas Natural 0 0 0
GNL 376 443 453
Hidro 418 365 528
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 993 1.024 1.152
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2020 Jul 2020
Santa María 32,8 31,7
Nehuenco GNL (prom. I y II) 25,2 25,2
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 59,5 70,5
Central Jun 2020 Jul 2020
Embalse Colbún 36,4 34,3
Total Generación (GWh) 1.152
Total Retiros (GWh) 920
Transf. Físicas (GWh) 232
Transf. Valorizadas (MMUS$) 6
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía julio 2020
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2017 2018 2019 2020
-300
-100
100
300
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
Jul 2019 Jun 2020 Jul 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 1.737 1.611 1.411
Gas Natural 2 2 1
GNL 0 0 0
Hidro 61 45 48
Solar 5 11 13
Eólico 0 0 0
Otro 0 0 0
Total 1.805 1.668 1.472
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2020 Jul 2020
Ventanas prom. (prom. I y II) 39,2 39,8
N. Ventanas y Campiche 29,1 29,1
Angamos (prom. 1 y 2) 28,2 25,6
Guacolda III 28,5 27,7
Norgener (prom. 1 y 2) 30,7 30,8
Total Generación (GWh) 1.472
Total Retiros (GWh) 1.637
Transf. Físicas (GWh) -165
Transf. Valorizadas (MMUS$) -5
Transferencias de Energía julio 2020
Costos variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7
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 [email protected] www.systep.cl agosto2020
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Jul 2019 Jun 2020 Jul 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 198 435 398
Gas Natural 189 138 151
GNL 95 104 113
Hidro 19 13 22
Solar 9 8 11
Eólico 10 6 7
Total 520 704 702
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2020 Jul 2020
Andina Carbón 31,7 29,9
Mejillones Carbón 47,9 47,0
Tocopilla GNL 30,8 30,2
Total Generación (GWh) 702
Total Retiros (GWh) 986
Transf. Físicas (GWh) -284
Transf. Valorizadas (MMUS$) -10
*Considera Andina, Hornitos, Los Loros y Monte Redondo
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía julio 2020
-40
-30
-20
-10
-
10
20
30
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2017 2018 2019 2020
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Jul 2019 Jun 2020 Jul 2020
Diésel 0 87 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 418 317 277
GNL 209 115 138
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 628 519 415
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2020 Jul 2020
Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 60,3 60,6
Total Generación (GWh) 138
Total Retiros (GWh) 284
Transf. Físicas (GWh) -145
Transf. Valorizadas (MMUS$) -5
Transferencias de Energía julio 2020
Costos Variables prom. (US$/MWh)
-15
-10
-5
-
5
10
15
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2017 2018 2019 2020
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$ G
Wh
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SEN.
.
agosto2020 9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] 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 julio de 2020, es de
88,9 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 julio de 2020 por generador,
en barra Polpaico 220 (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a julio 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 junio de 2020,
los retiros de energía afectos a obligaciones establecidos
en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron iguales a 4.707
GWh, por lo tanto, las obligaciones sumaron 450 GWh en
total. A su vez, la generación ERNC durante junio fue
igual a 1.142 GWh, es decir, se superó en un 154 % la
obligación ERNC.
La mayor fuente ERNC corresponde al aporte solar que
representa un 40,0% (467 GWh) seguido por el aporte
eólico con un 32,9% (376 GWh), luego los aportes de tipo
hidráulico, biomasa y geotérmica con un 14,9%, 9,6% y
1,7% respectivamente (170, 109 y 20 GWh
respectivamente).
Durante julio, se registraron 0,6 GWh de energía solar y
eólica vertida, lo que refleja un aumento con respecto a
junio 2020 (0 GWh) y un aumento de 44% con respecto a
julio de 2019 (0,4 GWh), ver Figura 11.
Figura 10: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 11: Vertimiento renovable durante el mes de julio (Fuente: CEN).
Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio
US$/MWh GWh GWh/año
ENDESA 82,2 230.634 18.657
COLBÚN 87,6 85.213 6.895
PANGUIPULLI 128,8 6.304 548
Empresa Eléctrica Carén S.A. 119,0 1.239 83
Empresa Eléctrica ERNC-1 SpA. 122,7 900 60
Chungungo S.A. 96,3 2.850 191
Energía Cerro El Morado S.A. 126,2 600 40
SPV P4 S.A. 106,4 300 20
CAMPANARIO* 123,8 7.553 944
M. REDONDO 118,5 3.809 300
D. ALMAGRO 120,9 2.640 220
PUNTILLA 124,7 990 83
AES GENER 81,5 75.172 5.528
GUACOLDA 70,1 9.900 900
PUYEHUE 102,9 2.190 160
E-CL 92,8 109.041 7.279
San Juan SpA. 110,8 6.570 410
Pelumpén S.A. 92,0 7.600 384
Santiago Solar S.A. 86,5 2.400 121
ACCIONA 104,4 8.640 577
Aela Generación S.A. 86,2 16.128 891
Consorcio Abengoa Chile S.A., Abengoa
Solar Chile SpA y Abengoa Solar S.A.105,4 819 45
Ibereolica Cabo Leones I S.A. 97,0 4.095 226
SCB II SpA 73,5 1.848 102
Amunche Solar SpA 70,4 2.310 128
El Campesino 94,5 58.000 3.871
Abengoa 124,3 13.775 919
Norvind 122,6 725 48
Precio Medio de Licitación Sistema 88,9 662.246 49.631
* Los contratos de Campanario ya no rigen, por lo que el precio de sus contratos indexados se util izan solo como referencia
** Todos los procesos hasta la fecha indexados al 7/2020, ponderado por energía contratada
Empresa Generadora
Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio
US$/MWh GWh GWh/año
Enel Distribución 79,5 238.044 17.835
Chilquinta 96,7 53.447 3.813
CGE Distribución 104,2 194.457 14.528
Conafe 98,4 26.697 1.932
SAESA* 80,6 65.555 5.440
Precio Medio Muestra 90,4 578.200 43.548
Empresa Distribuidora
jun-17
jun-18
jun-19
jun-20
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
167
326
147
204172
369
141
319
16
182
441
110
350
17
170
467
109
376
20
GWh
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2018 2019 2020
Po
rció
n d
e R
ed
ucc
ión
Ge
ne
raci
ón
Re
no
vab
le (M
Wh
)
Generación Eólica Generación Solar Promedio Mensual Eólico Promedio Mensual Solar
10
10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
agosto2020
Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE-226 CNE (31-07-2020) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 6.752 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 45,6% corresponde a
tecnología solar (3.080 MW), un 27,3% a tecnología
eólica (1.842 MW), un 15,8% a tecnología hidráulica
(1.089 MW), un 8,4% a tecnología térmica (568 MW), un
2,5% 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
(Tabla 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 ago-20
Tolpán Sur Eólica 84 sep-20
Loma Los Colorados Solar Solar 1.1 sep-20
Mocho Pasada 15 sep-20
Aconcagua Gas 42 sep-20
Pajonales Diesel 100 sep-20
Pilar Los Amarillos Solar 3 sep-20
Prime Los Cóndores Diesel 100 sep-20
Cabo Leones I I Eólica 205.8 sep-20
USYA Solar 52.4 sep-20
Aurora Eólica 129 oct-20
Parque Solar San Pedro Solar 106 oct-20
Combarbalá Diesel 75 nov-20
San Javier Etapa I Diesel 25 nov-20
San Javier Etapa I I Diesel 25 nov-20
Santa Isabel Etapa I Solar 155 nov-20
Llanos Blancos Diesel 150 dic-20
Quillagua Solar 100 ene-21
Atacama Solar (fase I I ) Solar 150 ene-21
Campos del Sol Sur Solar 399.0 ene-21
Cerro Dominador CSP Solar 110 ene-21
La Huella Solar 84 ene-21
El Pinar Pasada 11.42 feb-21
Río Escondido Solar 145 feb-21
Cabo Leones I I I Eólica 78.1 feb-21
Negrete Eólica 39 feb-21
Digua Pasada 20 mar-21
Alena Eólica 84 mar-21
Lomas de Duqueco Eólica 58.8 abr-21
Azabache Solar 63 abr-21
Cerro Pabellón 3 Geotérmica 28 abr-21
Malgarida Solar 190.8 abr-21
La Estrella Eólica 50 abr-21
Cabo Leones I (fase I I ) Eólica 60 may-21
Domeyko Solar 186.2 may-21
Finis Terrae Extensión Solar 169 may-21
Capricornio Solar Solar 87.9 jun-21
Tatara (ex Maitencillo) Diesel 66.9 jul-21
Las Lajas Pasada 267 jul-21
Tchamma Eólica 150.4 jul-21
Cerro Tigre Eólica 184.8 jul-21
Cerro Tigre Eólica 184.8 jul-21
Las Viñas (complejo Renaico I I ) Eólica 58.65 jul-21
Mesamávida Eólica 67 jul-21
Puelche (complejo Renaico I I ) Eólica 85 jul-21
Sol de los Andes Solar 89.4 jul-21
Sol de Lila Solar 161.3 jul-21
Sol del Desierto Solar 230 jul-21
Malleco Eólica 273 jul-21
11 11
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
agosto2020 11
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación, a julio de 2020, totalizan
12.099 MW con una inversión de MMUS$ 19.031, mientras
que los proyectos aprobados totalizan 55.032 MW con
una inversión de MMUS$ 113.825.
Durante el último mes se aprobaron 19 proyectos solares,
con una capacidad total de 813 MW y un proyecto
eólico de 16,8 MW. Por otro lado, entraron en calificación
10 nuevos proyectos con una capacidad instalada de
230 MW, de los cuales se destaca el proyecto eólico San
Andrés (135 MW).
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
• Actualización Plan Normativo Anual (ver más).
Ministerio de Energía
• Ingresa a Contraloría General de la República el reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas
Generadoras (ver más)
Panel de Expertos
• Discrepancia en contra del Coordinador por reparto de ingresos asociados al cargo por transmisión Nacional y
Dedicado (ver más).
• Discrepancia en contra del Coordinador por el Informe de Servicios Complementarios (ver más).
• Discrepancia en contra del Coordinador por régimen de Acceso Abierto (ver más)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$) Eólico 3.681 4.403 10.447 20.963
Hidráulica 170 442 3.933 6.677
Solar 7.819 10.125 23.835 58.221
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 12.099 19.031 55.032 113.825
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
12
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2020
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Don Carlos 2939, Of. 1007
Las Condes, Santiago, Chile. 7550171
Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
[email protected] Eléctricos y Regulación
Camilo Avilés A. | Líder de Proyectos
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Agosto2020
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