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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Julio 2018
Contenido
Editorial 2
Análisis de operación 3
Generación 3
Hidrología 3
Costos Marginales 4
Proyección de costos marginales Systep 5
Análisis por empresa 6
Suministro a clientes regulados 8
Energías Renovables No Convencionales 8
Expansión del Sistema 9
Proyectos en SEIA 10
Seguimiento regulatorio 10
2 julio2018 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Inversión y capacidad en el SEN: una mirada en el corto plazo
Según datos de la CNE, en el año 2015, la capacidad instalada
a nivel de SIC-SING (SEN) era de 19.912 MW. Para el año 2016,
esta cifra aumentó en un 9,5%, resultando en un total de 21.803
MW. Al finalizar el año 2017, se tuvo un aumento de 4,7%,
llegando a 22.838 MW. Finalmente, si se consideran los proyectos
que entraron y que deberían entrar este año según la CNE, la
capacidad instalada será de 24.157, es decir, un aumento de un
5,7% con respecto al 2017 (Figura 1).
Figura 1: Capacidad instalada por año y variación porcentual.
Por otra parte, si se considera los proyectos de generación
declarados en construcción mensualmente por la CNE, se
observa que en lo que va de 2018, en términos de capacidad
instalada, estos han disminuido progresivamente. Si en enero de
2018 se declararon 2.082 MW adicionales en construcción con
respecto a lo declarado en diciembre de 2017; para febrero esta
cifra disminuyó a 1.254 MW; para marzo fue de 410 MW; y
finalmente en abril fue de 16 MW.
En términos de demanda máxima del sistema, en la figura 2 se
aprecia la evolución de esta junto a la capacidad instalada. Si
en el 2010 la capacidad instalada superaba en un 80% a la
demanda máxima (curva azul), para 2018 este valor llegaría a
un 110%.
Figura 2: Comparación entre demanda máxima y capacidad instalada.
Por otro lado, análisis internos muestran que no se necesitaría
capacidad instalada adicional en términos de abastecimiento
económico de demanda, salvo los proyectos que ya se
encuentran en construcción y los comprometidos en las últimas
licitaciones. Es decir, las instalaciones existentes son capaces de
suplir la demanda del sistema de manera económica, sin
necesidad de construir nuevos proyectos durante 10 años.
Así, es interesante revisar el origen de esta situación actual de
aparente disminución de proyectos y marcada diferencia entre
capacidad instalada y demanda del sistema.
Licitaciones de Energía
Uno de los objetivos de las licitaciones de energía para
abastecimiento de clientes regulados es promover la
competencia e inversión en el sector de generación,
considerando que el mayor driver de ese sector es la obtención
de PPA’s que permiten financiar los proyectos.
En este contexto es central una adecuada proyección de la
demanda, con el fin de evitar una sobrecontratación de
energía, lo que ya es posible apreciar en el escenario actual, en
donde se tiene que para 2018 la contratación supera en un 20%
la proyección realizada, llegando incluso a un 27% en su punto
más crítico para el año 2022 (Figura 3).
Figura 3: Demanda de energía proyectada y contratada hasta el año 2030.
Por otro lado, en las últimas licitaciones se vio una fuerte entrada
de nuevos agentes al mercado, principalmente con proyectos
de generación variable, con casi 3.000 MW de generación
eólica y más de 1.300 MW de generación solar. Estos nuevos
agentes, con sus menores costos ofertados, llegaron a desafiar
a los ya existentes, ganando terreno en el mercado, sin que este
necesariamente creciese. Así, resulta natural un aumento en la
capacidad instalada que responde a futuros contratos más que
a una necesidad de demanda intrínseca del sistema.
Tramitación y permisos
Un tema de interés de la autoridad se relaciona con los procesos
de tramitación medioambiental a los que han de someterse los
proyectos de inversión. Estos procesos, más allá de los necesarios
requerimientos ambientales, tienden a demorar las iniciativas. El
gobierno está impulsando una reforma al SEIA, que se encuentra
en discusión entre los distintos actores involucrados. Es uno de los
“mega compromisos” de la Ruta Energética 2018-2022, que
busca disminuir en un 25% la tramitación de los proyectos.
Conclusiones
Con esto, si bien un escenario de crecimiento en generación
mayor al crecimiento en demanda no es necesariamente
negativo (de hecho reduce el riesgo de racionamiento), es
importante revisar su composición. El aumento de capacidad
instalada de los últimos años es en gran parte renovable variable
(solar y eólico). Esto exige adecuar los niveles de servicios
complementarios y el reconocimiento en potencia de
suficiencia, entre otros. Finalmente, es deber de la autoridad
velar porque se cumplan los proyectos licitados, así como de
procurar que las señales de precio que da el mercado reflejen
sus reales condiciones, entendiendo que son estas señales las
que orientan las inversiones en el mercado.
0%
1%
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3%
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5.000
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Cap
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stal
ada
[MW
]
Carbon + petcoke Viento Fuel Oil Nro. 6GNL Hidro Embalse Hidro de pasadaDiesel Solar OtrosVariación % c/r año anterior
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Capa
cida
d In
stal
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]
Demanda Max [MW] Cap. Instalada / dda Max
0
10.000
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30.000
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2029
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GWh
Enel COLBÚN Guacolda Aes Gener Engie Otros
Energía para futuras Licitaciones
Demanda CNE
3 julio2018 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 junio, la generación total del SEN Norte fue
de 1.593 GWh/mes, un 8,1% menor a mayo de 2018
(1.734 GWh/mes). La generación máxima bruta fue de
2.851 MW el día 22, mientras que la mínima fue de 1.448
MW el día 14.
La participación de la generación a carbón disminuyó
en un 5 % con respecto al mes anterior. Por otro lado, la
generación GNL aumentó su participación un 4%,
mientras que la generación con otras fuentes lo hizo en
un 1%, en comparación a mayo. La participación
eólica, solar y diésel se mantuvo constante entre mayo
y junio.
Durante junio estuvieron en mantención la central
Cochrane-CCH2 de AES Gener (266 MW, 12 días) y la
central Mejillones CTM3 de Engie (250 MW, 2 días).
La generación total del SEN Sur en el mes de junio fue
de 4.889 GWh/mes, un 3,3% mayor que en mayo de
2018 (4.707 GWh/mes). La máxima generación bruta fue
de 8.627 MW el día 5, mientras la mínima fue de 4.914
MW el día 18 del mes.
La participación a carbón disminuyó un 2% a expensas
de un aumento de un 2% de la generación eólica con
relación a mayo. La participación de las otras
tecnologías se mantuvo constante en comparación
con el mes anterior.
Durante junio la central Alfalfal de AES Gener (178 MW
hidráulicos) estuvo 25 días funcionando a la mitad de su
capacidad mientras que la central el Toro de Enel
Generación (450 MW) funcionó al 75% de su capacidad
durante 22 días.
Hidrología
Al igual que en el mes de mayo de 2018, durante junio
la energía embalsada en el SEN superó los niveles del
año anterior, no obstante, se mantiene aún en niveles
históricamente bajos, representando un 42% del
promedio mensual histórico (ver Figura 6). En lo que va
del año hidrológico 2018/2019 (abril de 2018 – junio 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 4: Energía mensual generada en el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 5: Energía mensual generada en el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 6: 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%
5%
12%0%
78%
2%Jun 2017
0%
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1%67%
2%Jun 2018
Hidro Eólico Solar Gas Natural Diesel Carbón Otros
14%
17%
6%
3%20%6%
29%
6%
Jun 2017
16%
15%
6%4%
22%1%
31%
5%
Jun 2018
Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otro
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GW
h
2018 2017 Promedio mensual 1994 - 2017
1.448 MW
2.851 MW Generación
total del mes
Potencia
máxima mes
Potencia
mínima mes
Generación
total del mes
Potencia
máxima mes 8.627 MW Potencia
mínima mes 4.914 MW
1.593 GWh/mes
4.889 GWh/mes
4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl julio2018
Análisis de operación
Costos Marginales
En el SEN Norte, el costo marginal de junio en la barra
Crucero 220 fue de 54,2 US$/MWh, lo cual es un 4,4%
menor al costo de mayo de 2018 (56,7 US$/MWh), y un
0,5% menor respecto a junio de 2017 (54,5 US$/MWh).
Los costos en demanda alta y baja fueron
determinados por el carbón, observándose como
máximo costos marginales en torno a los 120 USD/MWh
(ver Figura 7).
Por su parte, el costo marginal del SEN Sur en junio
promedió 80,5 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo
cual es 0,74 % menor respecto a mayo de 2018 (81,1
US$/MWh) y un 16,5% menor respecto al mes de junio
de 2017 (96,4 US$/MWh). Estos costos estuvieron
fuertemente determinados por el valor del agua, el cual
llegó a valores en torno a los 150 US$/MWh. El costo
marginal máximo alcanzó los 180 US$/MWh (ver Figura
8).
Durante junio se observaron variaciones de costos
marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente
debido a la congestión en las líneas de transmisión de la
zona central del sistema, sumado a desacoples en
secciones de transformación (Figura 9). El total de
desacoples del SEN fue de 572 horas.
Los tramos con mayores desacoples troncales fueron L.
Vilos 220 – L. Palmas 220 (38 eventos), P. Azúcar 220 – P.
Colorada 220 (9 eventos), Charrúa 500 – Entreríos 500 (3
eventos), Don Goyo 220 – P. Azúcar 220 (5 eventos) y
Teno2 154 – Teno 154 (1 evento), con un desacople
promedio de 49,7 US$/MWh, 27,6 US$/MWh, 82,7
US$/MWh, 59 US$/MWh y 37,8 US$/MWh,
respectivamente.
Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.
Figura 7: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
junio para el SEN Norte (Fuente: CEN)
Figura 8: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
junio para el SEN Sur (Fuente: CEN)
Figura 9: Costo marginal promedio de junio en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de
transmisión (Fuente: CEN)
0
40
80
120
160
1 2 3 4 5 6 7 8 91
01
11
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31
41
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0
US$
/MW
h
Día
CMg Máx y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)
Carbón, CVar Promedio GNL, CVar Tocopilla
Diésel, CVar Atacama
0
40
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1601 2 3 4 5 6 7 8 9
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30
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
nex
ión
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
54,2 USD/MWh
USD/MWh
52,0 USD/MWh
51,1 USD/MWh
80,5 USD/MWh
77,8 USD/MWh
79,2 USD/MWh
Crucero 220
54,2
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
Lineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 378 49,7 CARDONES 220 - D.ALMAGRO 220 13 19,1
P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 74 27,6 P.COLORADA 220 - DON_HECTOR 220 6 14,6
CHARRUA 500 - ENTRERIOS 500 21 82,7 DON HECTOR 220 - TAL EL ROMERO 4 36,8
DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 17 59,0 L.CHANGOS 220 - KAPATUR 220 4 28,8
TENO2 154 - TENO 154 15 37,8 QUILLOTA 220 - NOGALES 220 1 22,9
5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl julio2018
Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 10: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)
Conforme a la información publicada en los últimos
informes de programación y operación del Coordinador
Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una proyección de
costos marginales a 12 meses. Se definieron tres
escenarios de operación distintos: Caso Base que
considera los supuestos descritos en la Tabla 2 y un nivel
de generación de las centrales que utilizan GNL igual o
mayor al proyectado por el CEN; Caso Bajo que
considera una alta generación GNL y bajos costos de
combustibles; y un Caso Alto en el cual se considera
que solamente San Isidro y U16 tienen disponibilidad de
GNL, y los supuestos presentados en la Tabla 2.
Tabla 2: Supuestos considerados en las simulaciones
Es importante mencionar que, dadas las posibles
modificaciones al plan de obras de generación y
transmisión considerado, junto a la postergación de los
mantenimientos informados por el CEN, no es posible
garantizar que los supuestos anteriores ocurran
exactamente como se han modelado, pudiendo existir
divergencias en los costos marginales proyectados con
respecto los costos reales.
En los siguientes 12 meses se espera la entrada en
operación de 641,8 MW de nueva capacidad, de los
cuales 98 MW son solares, 168,8 MW eólicos y 375 MW
térmicos.
En los gráficos de la Figura 10, 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
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
Cas
o A
lto
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
Cas
o B
ase
Crucero 220
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
Cardones 220
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
Alto Jahuel 220
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
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
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
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7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
2018 2019
0306090
120150180210
7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6
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 87,5 97,3 107,0
Angamos 88,3 98,1 107,9
Tocopilla 97,6 108,5 119,3
Andina 83,6 92,9 102,2
Hornitos 88,0 97,7 107,5
Norgener 92,6 102,9 113,2
Tarapacá 88,3 98,1 107,9
N. Ventanas 93,9 104,3 114,7
Quintero 89,6 99,6 109,5
Mejillones 88,4 98,2 108,0
San Isidro 6,0 6,7 7,4
Nehuenco 6,4 7,1 7,8
Nueva Renca 6,3 7,0 7,7
Mejillones, Tocopilla 4,2 4,7 5,1
Kelar 8,9 9,9 10,9
Supuestos
Crecimiento
demanda
2017 (Real)
2018 (Proyectada)
2019 (Proyectada)
Precios
combustibles
Carbón
US$/Ton
Diesel US$/Bbl
(Quintero)
GNL
US$/MMBtu
6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
julio2018
Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la
operación consolidada del SEN.
En junio, Enel Generación aumentó su aporte hidráulico, disminuyendo su generación térmica (principalmente
atribuible a una disminución de generación GNL). Por su parte, Colbún disminuyó su generación a partir de la energía
embalsada y GNL, aumentando su generación en centrales de pasada, mientras que AES Gener disminuyó sus aportes
a carbón aumentando la generación a GNL. Guacolda aumentó su generación a carbón, mientras que, Engie
disminuyó su aporte de generación a carbón, aumentando su generación con GNL. Finalmente, Tamakaya aumentó
su generación GNL con respecto a mayo de 2018.
En mayo, las empresas Tamakaya, Enel Generación y Engie fueron deficitarias, mientras que Colbún, AES Gener y
Guacolda fueron excedentarias.
Enel Generación
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.
Guacolda
Jun 2017 May 2018 Jun 2018Pasada 216 215 219
Embalse 384 415 485
GNL 517 544 474
Carbón 318 316 319
Diésel 1 1 8
Eólico 13 8 13
Total 1450 1499 1518
Generación por Fuente (GWh)May 2018 Jun 2018
Bocamina (prom. I y II) 47,0 47,7
San Isidro GNL (prom. I y II) 60,6 60,9
Taltal Diesel 197,4 204,9
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 140,7 146,1
Celta Carbón (CTTAR) 42,6 42,4
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$) -36
1499
2029
-530
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
Transferencias de Energía May 2018 -100
-50
-
50
100
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5
2015 2016 2017 2018
-1.000
-500
0
500
1.000
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
Gw
h
MM
US$
Jun 2017 May 2018 Jun 2018
Pasada 160 128 154
Embalse 251 320 309
Gas 0 0 0
GNL 319 462 438
Carbón 255 254 208
Diesel 110 15 11
Eólico 0 0 0
Total 1.095 1.180 1.121
Generación por Fuente (GWh)Central May 2018 Jun 2018
Santa María 35,9 35,8
Nehuenco GNL (prom. I y II) 47,1 63,8
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 92,5 88,9
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 May 2018
-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 5
2015 2016 2017 2018
-600
-400
-200
0
200
400
600
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
Jun 2017 May 2018 Jun 2018Pasada 82 75 65
Embalse 0 0 0
GNL 81 10 168
Carbón 1.213 1.485 1.312
Diésel 120 1 7
Eólico 0 0 0
Total 1.497 1.571 1.552
Generación por Fuente (GWh)May 2018 Jun 2018
Ventanas prom. (prom. I y II) 45,3 46,4
N. Ventanas y Campiche 47,9 47,2
Nueva Renca GNL 59,6 61,2
Angamos (prom. 1 y 2) 42,0 43,5
Norgener (prom. 1 y 2) 43,8 43,7
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
110
8
Costos variables promedio (US$/MWh)
Central
Transferencias de Energía May 2018
1.571
1.460
-50
-30
-10
10
30
50
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5
2015 2016 2017 2018
-600
-200
200
600
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
GW
h
MM
US$
Jun 2017 May 2018 Jun 2018
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 330 384 424
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 330 384 424
Generación por Fuente (GWh)Central May 2018 Jun 2018
Guacolda I y II 41,7 40,8
Guacolda III 41,5 40,9
Guacolda IV y V 41,6 40,0
Total Generación (GWh)
Total Retiros (GWh)
Transf. Físicas (GWh)
Transf. Valorizadas (MMUS$)
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía May 2018384
357
28
0
-20
-10
-
10
20
3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5
2015 2016 2017 2018
-200
-100
0
100
200
GW
h
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
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Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Jun 2017 May 2018 Jun 2018
Diesel 5 0 6
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 241 259 172
Gas Natural 71 114 133
Hidro 3 3 4
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 319 377 315
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2018 May 2018
Andina Carbón 43,8 44,0
Mejillones Carbón 50,0 48,7
Tocopilla GNL 39,3 39,9
Total Generación (GWh) 315
Total Retiros (GWh) 771
Transf. Físicas (GWh) -394
Transf. Valorizadas (MMUS$) -23,9
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía May 2018
-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 5
2015 2016 2017 2018
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MM
US$
GW
h
Jun 2017 Jun 2018 May 2018
Diesel 0 1 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 107 181 150
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 107 182 151
Generación por Fuente (GWh)
Central Jun 2018 May 2018
Total Generación (GWh) 182
Total Retiros (GWh) 263
Transf. Físicas (GWh) -113
Transf. Valorizadas (MMUS$) -5,6
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Kelar GNL
(TG1 + TG2 + TV)69,6 70,4
Transferencias de Energía May 2018
-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 5
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 junio de 2018, es de
83,8 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,
referidos a barra de suministro (ver Tabla 3).
En la Tabla 4 se muestran los precios de licitación
promedios por empresa distribuidora, en las barras de
suministro correspondientes. Se observa que
actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a
menores precios mientras que, en contraste, CGED
accede a los precios más altos en comparación con las
restantes distribuidoras del sistema.
Los valores de la Tabla 3 y 4 consideran los contratos
adjudicados hasta el proceso 2015/02.
Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver
Estadísticas Systep, sección Precios de licitación del SIC-
SING.
Tabla 3: Precio medio de licitación indexado a junio de 2018 por generador,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a junio de 2018 por
distribuidora, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Energías Renovables No Convencionales
De acuerdo con el balance de Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) correspondiente a mayo de
2018, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.311 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 338 GWh en total. A su vez, la generación
ERNC durante mayo fue igual a 954 GWh, es decir, se
superó en un 182% la obligación ERNC.
La generación ERNC reconocida de mayo 2018 es 18%
mayor a la reconocida en mayo 2017 (803 GWh) y 96%
mayor a la reconocida en mayo 2016 (488 GWh) (Figura
11).
La mayor fuente ERNC corresponde a aportes solares
que representan un 38% (361 GWh) seguido por aportes
Eólicos con un 28% (262 GWh). La biomasa representó
un 16% (154 GWh), los aportes hidráulicos adscritos a la
modalidad ERNC fueron un 16% (156 GWh). Finalmente,
la generación Geotérmica representa 2% (19 GWh).
Figura 11: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 12: Generación ERNC reconocida en mayo 2018 (Fuente: CEN)
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Enel Generación Enel 81,2 19.081
Panguipulli Enel Green Power 120,8 565
Puyehue Enel Green Power 97,6 160
Colbún Colbún 81,3 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 112,8 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 Precio Medio Reajustado
US$/MWh GWh/año US$/MWhEnel Distribución 69,5 15.226 76,2
Chilquinta 94,1 3.724 92,7
EMEL 87,5 950 91,8
CGED 100,8 13.336 89,8
SAESA 72,6 5.133 79,3
EMEL-SING 86,1 2.562 90,6
Precio Medio de Licitación Sistema 83,8 40.932 83,8
Empresa Distribuidora
may-15
may-16
may-17
may-18
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
94
180
11495
92
125131
139
144
283
145
224
7
156
263
154
361
19
GWh
16%
28%
16%
38%
2%
954
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
GWhmay-18
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Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE 449 CNE (06-06-2018) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 2.790 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
marzo de 2024. De estos, 11% corresponde a tecnología
solar (300 MW), un 37% a tecnología hidráulica
(1.033MW), un 31% a tecnología térmica (858 MW) y un
21% a tecnología eólica (599 MW).
De acuerdo con la información anterior y a
consideraciones adicionales, la Tabla 5 resume los
supuestos de los planes de obras utilizados para la
proyección de costos marginales a 12 meses (página 5).
Transmisión
De acuerdo con la carta enviada por Interchile al
Coordinador Eléctrico Nacional, la Línea de Transmisión
Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV entraría en
operación en diciembre de 2018 (ver carta).
Para mayor detalle sobre expansión del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura del SIC- SING.
Tabla 5: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:
CNE, Systep)
Tabla 6: Proyectos de Transmisión Nacional a un año (Fuente: CNE, Systep)
Proyecto TecnologíaPotencia
neta [MW]
Fecha
conexión
Systep
IEM Térmica 375 jul-18
Sarco Eólica 168,8 jul-18
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
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Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación totalizan 6.520 MW con una
inversión de MMUS$ 11.490, mientras que los proyectos
aprobados totalizan 47.587 MW con una inversión de
MMUS$ 104.316.
En el último mes entró a calificación el proyecto
fotovoltaico “Parque Solar Villa Alegre”, con una
potencia de 9,9 MW y una inversión de 8,4 MMUS$,
además de 11 otros proyectos fotovoltaicos de 9 MW
(Parque Franguel, Coihue, Quinantu, Pachira, Miracea,
entre otros), que totalizan alrededor de 136 MMUS$. Por
otro lado, se aprobaron los proyectos “Planta
Fotovoltaica Paraguay” (9 MW), “Central de Respaldo
Raso 1” (8,7 MW de gas) y “Minihidro El Médano” (6,6
MW), que totalizan 32,5 MMUS$.
Tabla 7: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto
ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)
Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver
Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.
Seguimiento regulatorio
Comisión Nacional de Energía
• Resolución Exenta Nº352/2018, informe técnico preliminar de PNCP, agosto 2018 (ver más).
• Resolución Exenta N°468/2018, modifica RE CNE N°20, que aprueba Plan Normativo Anual para elaboración y
desarrollo de la Norma Técnica año 2018 (ver más).
• Resolución Exenta N°489, aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión (ver
más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Coordinador entrega versión final del procedimiento de monitoreo de la competencia (ver más).
• Coordinador informa nueva fecha de entrada para línea Pan de Azúcar-Polpaico (ver más).
• Coordinador publica Informe de Cálculo preliminar de Potencia de Suficiencia junio 2018 (ver más).
Ministerio de Energía
• Ministra Jiménez constituye mesa público-privada para fomentar la inserción de la mujer en el sector energía (ver
más).
• Ministra de Energía lanza campaña nacional de eficiencia energética “Cambia el Foco” (ver más).
• Consulta Ciudadana: Entrega tus comentarios sobre la nueva guía para Estudios de Franjas de Transmisión Eléctrica
(ver más).
• Ministerio de Energía y SOFOFA firman acuerdo de colaboración en materia de Cambio Climático (ver más).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Solar 3.014 7.012 18.505 51.892
GNL 1.700 1.764 5.684 5.341
Eólico 1.476 2.187 9.353 19.119
Carbón 0 0 7.030 13.603
Diésel 216 113 2.532 6.357
Geotérmica 50 200 120 510
Hidráulica 64 213 3.901 6.574
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Total 6.520 11.490 47.587 104.316
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
11
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Las Condes, Santiago, Chile. 7550171
Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
[email protected] Eléctricos y Regulación
Felipe Zuloaga R. | Líder de proyectos
©Systep Ingeniería y Diseños elabora este Reporte Mensual del Sector Eléctrico en base a información de dominio público. El presente documento es
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
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