reporte mensual del sector...
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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Agosto 2018
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 agosto2018 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Baterías y flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional
El año 2007 se inicia paulatinamente el ingreso de las Energías
Renovables Variables (ERV) al sistema eléctrico nacional,
siendo éstas principalmente del tipo solar y eólica, las que
producto de sus beneficios y reducción de costos de inversión,
han aumentado su presencia a nivel nacional. Así, entre el 2012
y 2018 pasaron de un 1% de la capacidad instalada total a
más del 15% (Figura 1). Corresponde a una tasa compuesta de
aproximadamente 60% para el período en cuestión. Se prevé
que la adopción de las ERV continúe su curso de crecimiento.
De hecho, en la planificación energética de largo plazo (PELP1)
realizada por el Ministerio de Energía se consideran escenarios
donde la adopción ERV llega a valores entre 33%-45% de la
capacidad instalada al 2035.
0
500
1.000
1.500
2.000
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2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Po
ten
cia
[MW
]
Instalado Solar Instalado Eólico Instalado ERV
15%
1.26%
Figura 1: Evolución de capacidad instalada Energías Renovables Variables
actualizado a julio de 2018
Rol de las baterías en la flexibilidad
Las ERV han traído diversos beneficios a nuestro sistema, entre
los que destacan la reducción de emisiones, el aumento de la
competencia en el mercado de contratos, y la reducción de
costos de operación del sistema. Sin embargo, su elevada
adopción impone desafíos crecientes a la operación del
sistema eléctrico. Tales desafíos están asociados a su
variabilidad, que debe enfrentar el sistema en su conjunto.
Debe estar preparado para aumentos y reducciones de
generación a lo largo del día. Centrales que antes operaban
en base ahora están realizando ciclados frecuentes (pasando
de mínimo técnico a potencia nominal y viceversa). Esto
permite lograr la capacidad en giro suficiente para enfrentar la
variabilidad impuesta por las ERV.
En este contexto y ante el aumento de las ERV, autoridades e
industria tendrán que evaluar diversas inversiones/acciones
para aumentar la flexibilidad del sistema. Definimos esta como
la capacidad del sistema de adaptarse a la variabilidad e
incertidumbre en el equilibrio carga-generación a un costo
razonable2, siendo las baterías una potencial alternativa para
aportar flexibilidad al sistema eléctrico nacional. Ejemplo de
ello es el caso de Australia, donde se instaló un banco de
baterías (100 MW, 129 MWh) construido por la empresa TESLA3.
La Figura 2 ilustra la participación del banco frente a la
desconexión de un generador, en donde se ve la rápida
reacción que tiene la batería frente a una caída en la
frecuencia. De hecho, respondió varios minutos antes que
cualquier otro generador del sistema.
Rol futuro de las baterías en Chile
Para evaluar el desempeño de las baterías en el sistema
nacional y con motivo de esta editorial, Systep realizó un
estudio de la operación del Sistema Eléctrico Nacional, SEN,
1 Todos los detalles se pueden revisar en: http://pelp.minenergia.cl/ 2 H. Holttinen, A. Tuohy, M. Milligan, V. Silva, S. Müller, and L. Soder, “The Flexibility
Workout,” IEEE Power Energy Mag., vol. 11, no. 6, pp. 53–62, 2013. 3 Australian Energy Market Operator, “South Australian Fuel and Technology Report,”
2017.
bajo una alta penetración de ERV. Específicamente se
consideró un parque total instalado al 2027 de 32.577 [MW], de
los cuales un 18% corresponde a energía solar y un 16% a
energía eólica.
Figura 2: Respuesta de batería Tesla en Australia
Los resultados presentados en esta editorial consideran los
niveles de adopción señalados más los siguientes supuestos:
• Demanda: crecimiento compuesto del 3% anual
• Simulaciones determinísticas:
o 3 escenarios hidrológicos: seca, media y
húmeda que corresponden a 89%, 46% y 11%
de excedencia.
o 1 escenario de precios de combustible
o Una semana representativa por cada mes
• Resolución horaria (168 horas semanales)
Se modelan dos ubicaciones de baterías, la primera
conectada a la barra Diego de Almagro y la segunda
conectada a Crucero. Para realizar una evaluación
económica se considera un precio de baterías de 200
[USD/KWh] al 2027 en base a las proyecciones de la revista
Bloomberg4. Además, se considera una vida útil de 20 años
para el banco.
Modelamiento del SEN
La variabilidad de las ERV puede alterarse bruscamente entre
diversos períodos de tiempo. Por ende, es imprescindible
conocer y modelar la operación del sistema con una mayor
resolución temporal. Mediante simulaciones horarias es posible
apreciar estos efectos y además considerar con mayor detalle
las características técnicas del parque térmico. Por esta razón,
Systep ha desarrollado un modelo de operación horaria, que
considera la totalidad del sistema eléctrico nacional5. Así, el
sistema simulado para esta editorial comprende 588 barras y
724 líneas de trasmisión representando la mayor parte del
sistema eléctrico nacional (SEN). Esto permite que los resultados
de las simulaciones cuenten con gran nivel de detalle para
todas las variables de interés y con resolución horaria para
todas ellas.
Para entender la operación real que tendrían las baterías en el
escenario considerado, el método de simulación desarrollado
consta de un modelo de dos etapas. En la primera se resuelve
el problema de coordinación hidrotérmica de largo plazo
mediante el software OSE200, obteniendo las cotas de los
embalses y el valor del agua que ingresan como input al
modelo de despacho horario de Systep (modelo HELO),
siguiendo el esquema de la Figura 3.
4 https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-11-28/electric-cars-need-cheaper-
batteries-before-taking-over-the-road 5 F. Ávila, J. Ayala, P. Cerda, A. Navarro-Espinosa, S. Córdova, and H. Rudnick,
“Importance of hourly multi-bus unit commitment models in the context of high
adoption of variable renewable energies: A Chilean example,” 2017 IEEE PES Innov.
Smart Grid Technol. Conf. - Lat. Am. ISGT Lat. Am. 2017, vol. 2017–Janua, pp. 1–6,
2017.
3 agosto2018 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Figura 3: Metodología de simulación
En la segunda etapa se resuelve el problema de despacho
horario a través de una modelación de tipo entero-mixto. En
esta etapa se consideran los tiempos de encendido y
apagado, mínimos técnicos, rampas de toma y
desprendimiento de carga, tiempos mínimos de estabilización,
mantenimiento cronológico, reserva en giro, entre otros.
Además, se utilizan como inputs los perfiles horarios de las ERV.
Dado que corresponde a un modelo propio, es posible
incorporar restricciones adicionales o modificaciones al
problema a resolver, lo que permite modelar la operación
óptima de sistemas de almacenamiento en el SEN. En las
simulaciones aquí presentadas, se asume que la operación de
las baterías se decide centralizadamente con el objeto de
minimizar los costos de operación y falla del sistema eléctrico.
Operación diaria de las centrales
Como resultado de la modelación se obtiene la operación
horaria de cada una de las unidades del SEN para el año de
estudio y para las condiciones hidrológicas simuladas. A modo
de ejemplo, en la Figura 4 es posible observar el perfil de
generación horario por tecnología, destacando los efectos en
términos de rampa que provoca la entrada y salida del sol.
Figura 4: Perfil de generación para una semana por tecnología año 2027
Se considera una operación centralizada de la batería, que
permite extraer conclusiones sobre su comportamiento. La
Figura 5 muestra la carga/descarga de la batería instalada en
Crucero, la batería se carga precisamente en el período de
rampa de salida del sol. Esto indica que la operación óptima
de la batería localizada en esta barra particular se utiliza para
suministrar los requerimientos de flexibilidad1 del sistema. En
dicha figura, también es posible observar que la descarga de
la batería se realiza en las horas de punta del sistema. En suma,
la operación de esa batería produce una disminución en los
costos de operación del sistema, ya que al contar con más
1 Power System Flexibility: Key elements in the Chilean Power System
http://www.systep.cl/documents/PES2018Flexibility
recursos flexibles permite una mayor adopción de ERV,
reduciendo los vertimientos y de la misma forma una
combinación más económica del parque de generación.
Figura 5: Perfil de carga/descarga para una batería de 129 [MWh] de
profundidad y 100 [MW] de capacidad instalada en Crucero
Evaluación económica de las baterías – Ejercicio preliminar
¿Cómo financiar las baterías? Una alternativa es que éstas sean
remuneradas en forma totalmente privada a través de los
ingresos generados por el arbitraje de energía y por proveer
uno o más servicios complementarios (caso privado). Otra
alternativa, caso centralizado, es que el sistema realice la
inversión y el operador las utilice para reducir los costos de
operación. En este caso, el proyecto será atractivo si los ahorros
en costos de operación del sistema son suficientes para cubrir
la inversión en baterías más una cierta rentabilidad por tal
activo (7% en las simulaciones aquí presentadas). Sus
beneficios2 para el año 2027 se indican en la Tabla 1. El modelo
tiene el nivel de detalle necesario para evaluar la importancia
de la ubicación de las baterías, observándose mayores
beneficios en Diego de Almagro. Para esta evaluación, en el
caso privado, sólo se considera el arbitraje como fuente de
ingresos. Esto podría cambiar, si por ejemplo el aporte a
flexibilidad de la batería en la barra de Crucero (rampas de
subida solar) se remunera al dueño de tal batería.
Tabla 1: Evaluación económica Diego de Almagro para el año 2027
Beneficio [MMUSD] Crucero Diego de Almagro
Privado: $ -0.79 $ -0.21
Centralizado: $ 0.37 $ 1.37
En las simulaciones realizadas ambas baterías generan
beneficios sistémicos suficientes para lograr cubrir su inversión.
En este sentido, es interesante discutir si queremos que las
baterías sean obras por desarrollar en forma centralizada, o si
por el contrario facilitamos que sean desarrolladas bajo libre
competencia. En este último caso debiesen ser capaces de
apropiarse de los beneficios (ahorros) que generan al sistema,
por ejemplo a través de un adecuado modelo de servicios
complementarios.
En resumen, para lograr sistemas con una alta adopción de
ERV se requieren mayores niveles de flexibilidad, siendo las
baterías una alternativa rentable para ello (rentabilidad que
depende de su ubicación, tamaño y servicios remunerados),
así la pregunta a responder es ¿tenemos el marco legal
adecuado para permitir que proyectos económicamente
eficientes se materialicen?
2 Calculados como, Beneficios anuales 2027: (Ingresos 2027 – Anualidad de la
Inversión). En el caso privado los ingresos son por arbitraje de energía y en el caso
centralizado corresponden al ahorro en los costos de operación.
4 agosto2018 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 Norte fue
de 1.569 GWh/mes, un 1,5% menor a junio de 2018
(1.593 GWh/mes). La generación máxima bruta fue de
2.823 MW el día 27, mientras que la mínima fue de 929
MW el día 29.
La participación de la generación en base a carbón
aumentó un 7% con respecto al mes anterior. Por otro
lado, la participación a GNL disminuyó un 6%, mientras
que la generación con otras fuentes lo hizo en un 1%. La
participación eólica, solar y diésel se mantuvo
constante entre los meses de junio y julio de 2018.
Durante julio estuvo en mantención la central Angamos
durante 7 días, con nula disponibilidad (558 MW). Así
mismo, la central Tocopilla U16 estuvo en mantención
durante dos días (361 MW).
La generación total del SEN Sur en el mes de julio fue de
4.862 GWh/mes, un 0,6% menor que en junio de 2018
(4.889 GWh/mes). La máxima generación bruta fue de
8.736 MW el día 27, mientras la mínima fue de 4.870 MW
el día 2 del mes.
La participación de la generación de GNL disminuyó un
9% a expensas de un aumento de un 8% y 1% en la
participación de la hidráulica de embalse y de pasada,
respectivamente. La participación del resto de
tecnologías se mantuvo constante entre junio y julio.
Durante julio estuvo en mantenimiento mayor la central
Chacayes por 17 días con 0% de disponibilidad (112
MW). Por otro lado, la central Alfalfal estuvo en
mantenimiento mayor por 14 días en su unidad 2 (89
MW) en un 50%.
Hidrología
Al igual que en el mes de junio de 2018, durante julio la
energía embalsada en el SEN superó los niveles del año
anterior, no obstante, se mantiene aún en niveles
históricamente bajos, representando un 51% del
promedio mensual histórico (ver Figura 8). En lo que va
del año hidrológico 2018/2019 (abril de 2018 – julio de
2019), el nivel de excedencia observado es igual a 84%,
es decir, se ubica entre el 16% de las hidrologías más
secas observadas a igual fecha.
Figura 6: Energía mensual generada en el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 7: Energía mensual generada en el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 8: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
Para mayor detalle de la operación del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Datos de Operación del SIC-
SING.
0%
3%
6%
11%1%
78%
1%
Jul 2017
0%
3%
7%
14%
0%
74%
2%Jul 2018
Hidro Eólico Solar GNL Diésel Carbón Otros
19%
18%
6%
4%
18%1%
30%
5%
Jul 2017
24%
16%
6%4%
13%1%
31%
5%
Jul 2018
Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diésel Carbón Otros
0
1.000
2.000
3.000
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ene. feb. mar. abr. may. jun. jul. ago. sep. oct. nov. dic.
GW
h
2018 2017 Promedio mensual 1994 - 2017
929 MW
2.823 MW Generación
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 8.736 MW Potencia
mínima mes 4.870 MW
1.569 GWh/mes
4.862 GWh/mes
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2018
Análisis de operación
Costos Marginales
En el SEN Norte, el costo marginal de julio en la barra
Crucero 220 fue de 56,1 US$/MWh, lo cual es 3,4% mayor
al costo de junio de 2018 (54,2 US$/MWh), y un 15,5%
mayo respecto a julio de 2017 (48,5 US$/MWh). Los
costos en demanda alta fueron determinados por el
Diésel y en demanda baja por el carbón, observándose
como máximo costos marginales por sobre los 160
USD/MWh (ver Figura 9).
Por su parte, el costo marginal del SEN Sur en julio
promedió 69,1 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es 14,2 % menor respecto a junio de 2018 (80,5
US$/MWh) y un 26,2% mayor respecto al mes de julio de
2017 (54,7 US$/MWh). Estos costos estuvieron
fuertemente determinados por el valor del agua. Los
peaks se ubican por sobre los 170 US$/MWh (ver Figura
10).
Durante julio se observaron variaciones de costos
marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente
debido a la congestión en las líneas de transmisión que
unen el norte – centro del sistema y a las restricciones
operativas de algunos transformadores (Figura 11). El
total de desacoples del SEN fue de 472 horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron L.
Vilos 220 - L. Palmas 220 (41 eventos), L. Palmas 220 –
Punta Sierra 220 (4 eventos), P. Azúcar 220 – P. Colorada
220 (12 eventos), Don Goyo 220 – P. Azúcar 220 (11
eventos) y Charrúa 500 – Entre Ríos 500 (3 eventos) con
un desacople promedio de 24,6 US$/MWh, 9 US$/MWh,
43,4 US$/MWh, 31,9 US$/MWh y 4,2 US$/MWh,
respectivamente.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 9: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
julio para el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 10: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
julio para el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 11: Costo marginal promedio de julio en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 2: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Fuente: CEN)
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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
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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
56,1 USD/MWh
USD/MWh
54,1 USD/MWh
53,1 USD/MWh
69,1 USD/MWh
65,8 USD/MWh
64,8 USD/MWh
Crucero 220
56,1
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 209 24.6 RAHUE 220 - P.MONTT 220 9 37.2
L.PALMAS 220 - PUNTA_SIERRA 220 73 9.0 DON HECTOR 220 - TAL EL ROMERO 7 4.4
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 71 43.4 N.CARDONES 500 - CUMBRES 500 7 30.2
DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 22 31.9 L.CHANGOS 500 - L.CHANGOS 220 6 1.2
CHARRUA 500 - ENTRERIOS 500 18 4.2 DON_HECTOR 220 - TAP_EL_ROMERO_220 4 13.1
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2018
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 12: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)
Conforme a la información publicada en los últimos
informes de programación y operación del Coordinador
Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una proyección de
costos marginales a 12 meses. Se definieron tres
escenarios de operación distintos: Caso Base que
considera los supuestos descritos en la Tabla 2 y un nivel
de generación de las centrales que utilizan GNL igual o
mayor al proyectado por el CEN; Caso Bajo que
considera una alta generación GNL y bajos costos de
combustibles; y un Caso Alto en el cual se considera
que solamente San Isidro y U16 tienen disponibilidad de
GNL, y los supuestos presentados en la Tabla 3.
Tabla 3: 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 896 MW de nueva capacidad, de los cuales
98 MW son solares, 381 MW eólicos, 16 MW hidraúlicos de
pasada y 417 MW térmicos.
En los gráficos de la Figura 12, se muestra un análisis
estadístico de los costos marginales proyectados por
Systep, en el cual se destacan distintos percentiles que
revelan el efecto de considerar simultáneamente, tanto la
variabilidad hidrológica como los distintos niveles de
demanda que pueden ocurrir durante los meses.
La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos
marginales esperados para las distintas barras. El área azul
contiene el 90% de los costos marginales calculados
(registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos
bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,
mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos
marginales calculados (registros entre el percentil 0% y
100%).
Cas
oB
ajo
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Cas
o A
lto
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Cas
o B
ase
Crucero 220
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Cardones 220
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Alto Jahuel 220
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Charrúa 220
Percentiles 0 y 100 Percentiles 5 y 95 Promedio estadístico Promedio estadístico Caso Base
US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
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8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
0306090
120150180210
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7
2018 2019
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
1,2% 1,2% 1,2%
3,8% 3,8% 3,8%
2,7% 2,7% 2,7%
Mejillones 85,1 94,6 104,0
Angamos 87,2 96,9 106,5
Tocopilla 98,5 109,4 120,4
Andina 86,6 96,3 105,9
Hornitos 82,8 92,0 101,2
Norgener 95,4 106,0 116,6
Tarapacá 88,3 98,1 107,9
N. Ventanas97,2 108,0 118,8
Quintero 85,8 95,3 104,8
Mejillones 85,8 95,3 104,9
San Isidro 6,0 6,7 7,4
Nehuenco 6,4 7,1 7,8
Nueva Renca 6,3 7,0 7,7
Mejillones, Tocopilla 4,5 5,0 5,5
Kelar 9,0 10,0 11,0
Supuestos
Crecimiento
demanda
2017 (Real)
2018 (Proyectada)
2019 (Proyectada)
Precios
combustibles
Carbón
US$/Ton
Diesel
US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2018
Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SEN.
En julio, Enel Generación elevo su generación a partir de la energía embalsada, disminuyendo su generación térmica
(GNL y carbón). Por su parte, Colbún aumentó su generación hidráulica y de carbón, pero disminuyó la generación de
GNL, mientras que AES Gener incremento la energía a partir del carbón a expensas de la producción de GNL y energía
hidráulica de pasada. Guacolda aumentó su generación a carbón, mientras que Engie atenuó su aporte térmico.
Tamakaya redujo considerablemente su producción térmica.
En mayo, las empresas Tamakaya, Enel Generación y Engie fueron deficitarias, mientras que Colbún, AES Gener y
Guacolda fueron excedentarias.
Enel Generación
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Guacolda
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Pasada 220 219 219
Embalse 571 485 792
GNL 482 474 201
Carbón 358 319 255
Diésel 3 8 11
Eólico 11 13 12
Total 1646 1518 1492
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2018 Jul 2018
Bocamina (prom. I y II) 47,7 50,7
San Isidro GNL (prom. I y II) 60,9 60,6
Taltal Diesel 204,9 196,8
Atacama Diésel 146,1 140,3
Celta Carbón (CTTAR) 42,4 42,3
Total Generación (GWh) 1499
Total Retiros (GWh) 2029
Transf. Físicas (GWh) -530
Transf. Valorizadas (MMUS$) -36
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Mayo 2018 -100
-50
-
50
100
6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-1.000
-500
0
500
1.000
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
Gw
h
MM
US$
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Pasada 187 154 168
Embalse 336 309 382
GNL 188 438 309
Carbón 221 208 248
Diésel 5 11 1
Eólico 0 0 0
Total 936 1121 1109
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2018 Jul 2018
Santa María 35,8 35,8
Nehuenco GNL (prom. I y II) 63,8 63,6
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 88,9 116,4
Total Generación (GWh) 1.180
Total Retiros (GWh) 1.032
Transf. Físicas (GWh) 149
Transf. Valorizadas (MMUS$) 14
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Mayo 2018
-40
-20
-
20
40
6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-600
-400
-200
0
200
400
600
GW
h
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Pasada 80 65 61
Embalse 0 0 0
GNL 172 168 124
Carbón 1311 1312 1387
Diésel 14 7 1
Eólico 0 0 0
Total 1576 1552 1572
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2018 Jul 2018
Ventanas prom. (prom. I y II) 46,4 48,1
N. Ventanas y Campiche 45,2 46,6
Nueva Renca GNL 62,5 62,5
Angamos (prom. 1 y 2) 41,6 41,3
Norgener (prom. 1 y 2) 45,8 47,3
Total Generación (GWh) 1.571
Total Retiros (GWh) 1.460
Transf. Físicas (GWh) 110
Transf. Valorizadas (MMUS$) 8
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Mayo 2018 -50
-30
-10
10
30
50
6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-600
-200
200
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
GW
h
MM
US$
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 367 424 444
Diésel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 367 424 444
Generación por Fuente (GWh)Central Jun 2018 Jul 2018
Guacolda I y II 40,8 42,1
Guacolda III 40,9 40,2
Guacolda IV y V 40,0 41,4
Total Generación (GWh) 384
Total Retiros (GWh) 357
Transf. Físicas (GWh) 28
Transf. Valorizadas (MMUS$) -2
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Mayo 2018
-20
-10
-
10
20
6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-200
-100
0
100
200
GW
h
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$
8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2018
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Diésel 6 6 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diésel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 229 172 154
Gas Natural 70 133 121
Hidro 3 4 4
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 309 315 279
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2018 Jul 2018
Andina Carbón 44,0 44,2
Mejillones Carbón 48,7 47,1
Tocopilla GNL 39,9 40,6
Total Generación (GWh) 377
Total Retiros (GWh) 771
Transf. Físicas (GWh) -394
Transf. Valorizadas (MMUS$) -24
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía Mayo 2018
-30
-20
-10
-
10
20
30
6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$
GW
h
Jul 2017 Jun 2018 Jul 2018
Diésel 0 1 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diésel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 110 181 98
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 110 182 98
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2018 Jul 2018
Total Generación (GWh) 151
Total Retiros (GWh) 263
Transf. Físicas (GWh) -113
Transf. Valorizadas (MMUS$) -6
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Kelar GNL
(TG1 + TG2 + TV)70,4 70,8
Transferencias de Energía Mayo 2018
-15
-10
-5
-
5
10
15
6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4 6 8 10
12
2 4
2014 2015 2016 2017 2018
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$
GW
h
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SIC-SING.
.
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Suministro a clientes regulados
El precio promedio de los contratos firmados entre
generadores y empresas distribuidoras para el suministro
de clientes regulados, indexado a julio de 2018, es de
83,8 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,
referidos a barra de suministro (ver Tabla 4).
En la Tabla 4 se muestran los precios de licitación
promedios por empresa distribuidora, en las barras de
suministro correspondientes. Se observa que
actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a
menores precios mientras que, en contraste, CGED
accede a los precios más altos en comparación con las
restantes distribuidoras del sistema.
Los valores de la Tabla 4 y 5 consideran los contratos
adjudicados hasta el proceso 2015/02.
Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver
Estadísticas Systep, sección Precios de licitación del SIC-
SING.
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a julio de 2018 por generador,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 5: Precio medio de licitación indexado a julio de 2018 por distribuidora,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Energías Renovables No Convencionales
De acuerdo con el balance de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) correspondiente a junio de
2018, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.281 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 335 GWh en total. A su vez, la generación
ERNC durante junio fue igual a 907 GWh, es decir, se
superó en un 171% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de junio 2018 fue 6%
mayor a la reconocida en junio 2017 (851 GWh) y 65%
mayor a la reconocida en junio 2016 (548 GWh) (Figura
13).
La mayor fuente ERNC corresponde a aportes eólicos
que representan un 35% (314 GWh) seguido por aportes
solares con un 32% (290 GWh). La biomasa representó
un 15% (136 GWh), los aportes hidráulicos adscritos a la
modalidad ERNC fueron un 16% (149 GWh), finalmente
la generación Geotérmica representa 2% (16 GWh).
Figura 13: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 14: Generación ERNC reconocida en junio 2018 (Fuente: CEN)
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Enel Generación Enel 81.2 19,081
Panguipulli Enel Green Power 120.7 565
Puyehue Enel Green Power 97.6 160
Colbún Colbún 81.1 6,932
Pelumpén Colbún 84.6 380
Aes Gener Aes Gener 80.7 5,601
Guacolda Aes Gener 69.8 900
Engie Engie 94.4 4,546
Monte Redondo Engie 109.5 303
Amunche Solar First Solar 66.4 110
SCB II First Solar 69.2 88
Aela Generación Aela Generación 81.2 770
Diego de Almagro Prime Energía 112.3 220
I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91.4 195
Chungungo SunEdison 88.6 190
San Juan Latin America Power 101.4 240
Santiago Solar Andes Mining & Energy 79.5 120
Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 115.9 83
EE ERNC-1 BCI/ Antuko 112.7 60
E Cerro El Morado MBI Inversiones 116.0 40
Abengoa Abengoa Chile 99.3 39
E Eléctrica Carén Latin America Power. 109.7 49
Acciona Acciona 96.0 240
SPV P4 Sonnedix 97.8 20
Precio Medio de Licitación Sistema 83.8 40,932
Empresa
GeneradoraEmpresa Matriz
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/añoEnel Distribución 69.5 15,226
Chilquinta 94.1 3,724
EMEL 87.5 950
CGED 100.8 13,336
SAESA 72.4 5,133
EMEL-SING 86.1 2,562
Precio Medio de Licitación Sistema 83.8 40,932
Empresa Distribuidora
jun-15
jun-16
jun-17
jun-18
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
117
205
134 86
85
180
141143
167
326
147
204
7
149
314
137
291
16
GWh
16%
35%15%
32%
2%
907
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
GWhjun-18
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Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE 547 CNE (24-07-2018) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 2.622 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 34% corresponde a tecnología
hidráulica (890 MW), un 32% a tecnología térmica (848
MW), un 30% a tecnología solar (768 MW) y un 4% a
tecnología eólica (116 MW).
De acuerdo con la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 5 resume los
supuestos de los planes de obras utilizados para la
proyección de costos marginales a 12 meses (página 6).
Transmisión
De acuerdo con la carta enviada por el Coordinador a
Transelec, se autoriza la entrada en operación de la
etapa N°2 del proyecto “Subestación Nueva Charrúa,
seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa – Ancoa 1 y
2 y nueva línea 2x220 kV Entre Ríos – Charrúa y el patio
de transformación 500/220 kV en S/E Entre Ríos (ver
más).
Para mayor detalle sobre expansión del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura del SIC- SING.
Tabla 6: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:
CNE, Systep)
Tabla 7: Proyectos de Transmisión Nacional a un año (Fuente: CNE, Systep)
Proyecto TecnologíaPotencia
neta [MW]
Fecha
conexión
Systep
Aconcagua Cogeneración 42 ago-18
Convento Viejo Pasada 16 ago-18
Punta Sierra Eólica 82 ago-18
IEM Térmica 375 sep-18
Aurora Eólica 129 oct-18
Sarco Eólica 170 oct-18
Huatacondo Solar 98 nov-18
Proyecto Responsable Decreto
Fecha
conexión
Decreto
Fecha
conexión
Systep
Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 ene-19
11 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl agosto2018
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación totalizan 5.798 MW con una
inversión de MMUS$ 11.029, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 47.614 MW con una inversión de
MMUS$ 104.353.
En el último mes se aprobaron los parques fotovoltaicos
“Del desierto”, “Don Enrique” y “Punitaqui”, que
totalizan 27 MW de energía solar. Por otro lado, entraron
a calificación los proyectos “Parque Fotovoltaico USYA”
por 51 MW, “Parque Eólico Lebu Norte” con 14 MW,
“Nueva Central Solar Fotovoltaica Margarita” con 10
MW y “Parque Solar Los Paltos” con 6 MW.
Tabla 8: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto
ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)
Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.
Seguimiento regulatorio
Comisión Nacional de Energía
• Resolución Exenta 557/2018, informe de precio de nudo, versión definitiva (ver más).
• Resolución Exenta 555/2018 modifica RE 489/2018 que aprueba la metodología para la determinación del Cargo
Equivalente de Transmisión (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Cálculo preliminar de Potencia de Suficiencia 2018, revisión julio 2018 (ver más).
Ministerio de Energía
• Ministra Jiménez lanza agenda para impulsar la electromovilidad en Chile (ver más).
• Presidente de la República designa al Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) (ver más).
• Nuevo régimen horario para Chile: cinco meses de invierno y siete de verano (ver más).
Panel de Expertos
• Panel comunica discrepancia de Enel Generación contra el Coordinador sobre informe de Peajes de Transmisión
Nacional año 2017 (ver más).
Tipo de Combustible
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 3.045 7.033 18.532 51.929
GNL 1.100 1.364 5.684 5.341
Eólico 1.490 2.212 9.353 19.119
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 66 43 2.532 6.357
Geotérmica 50 200 120 510
Hidráulica 47 177 3.901 6.574
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Total 5.798 11.029 47.614 104.353
En calificación Aprobados
12
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Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
[email protected] Eléctricos y Regulación
Felipe Zuloaga R. | Líder de proyectos
©Systep Ingeniería y Diseños elabora este Reporte Mensual del Sector Eléctrico en base a información de dominio público. El presente documento es
para fines informativos únicamente, por lo que los clientes podrán considerar este informe sólo como un factor en la toma de sus decisiones de
inversión, desligándose Systep de los resultados obtenidos, directa o indirectamente, producto de dichas acciones. La veracidad de la información
recopilada en el presente documento no es puesta en duda por Systep, no haciéndose responsable por su exactitud ni su integridad. Los análisis,
proyecciones y estimaciones que se presentan en este Reporte reflejan distintos supuestos definidos por Systep, los cuales podrán o no estar sujetos a
discusión. Systep no se hace responsable por las consecuencias derivadas del uso de los análisis, proyecciones y estimaciones publicados en este
Reporte. La frecuencia de publicación de este Reporte queda a discreción de Systep. Se autoriza la reproducción parcial o total de este informe
sujeta a que se cite como fuente a Systep.
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