Reporte Mensual del

Sector Eléctrico

Diciembre 2017

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 diciembre2017 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl

Interconexiones eléctricas internacionales

Con la reciente interconexión entre el SING y el SIC, el sistema

eléctrico nacional adquiere una mayor robustez y flexibilidad,

favoreciendo la competencia en el mercado y la integración de

las ERNC. No obstante, este es sólo el primer paso de lo que

podría ser una creciente interconexión regional, aportando

importantes beneficios al país en términos técnicos y económicos.

Gran parte de los países europeos tienen mercados eléctricos

unificados, mientras que varios países latinoamericanos se

encuentran interconectados, avanzando hacia una integración

energética multilateral. De acuerdo con los resultados de los

estudios1 de la interconexión Chile-Perú, encargados al Banco

Interamericano de Desarrollo (BID), una solución recomendada

sería la interconexión entre Perú (60 HZ) y Chile (50 Hz) mediante

un enlace HVDC, que conecte las subestaciones Montalvo y

Crucero en 500 kV, permitiendo una transferencia de potencia de

1000 MW. Dicha solución, podría estar finalizada en el 2028,

asegurando menores costos operacionales de 200 millones de

USD/año. Adicionalmente, se propone una conexión fronteriza

entre las subestaciones Los Héroes (Tacna) y Parinacota (Arica) en

220 kV, que ofrecería altos beneficios económicos y en la que se

estaría trabajando para tenerla operativa al año 2020.

Actualmente, Chile está conectado con Argentina a través de la

línea Andes – Salta 345 kV, que permite la transferencia de

energía mediante permisos de exportación. De igual modo, se

han identificado otros puntos geográficos para impulsar una

interconexión con dicho país y que serían estudiados en los

próximos años.

DESAFÍOS DE LA INTERCONEXIÓN

La integración energética implica beneficios en términos de

complementariedad, seguridad, flexibilidad, competencia del

mercado y ahorros en costos operacionales, tal como se describió

en la editorial de Systep de julio del 2016.

Desde el punto de vista técnico, una interconexión internacional

requiere de una infraestructura adecuada, que sea lo

suficientemente robusta y flexible para permitir adaptarse a los

cambios y necesidades del entorno. No sería problema

interconectar sistemas con diferentes niveles de frecuencia (caso

Chile-Perú), las soluciones técnicas existen. El verdadero desafío

se encuentra en una integración efectiva de mercados que

permita la comercialización de la electricidad entre países.

Particularmente, la falta de confianza entre los países

latinoamericanos respecto el beneficio mutuo que presenta una

interconexión, exige avanzar gradualmente en el proyecto de

una integración regional. En una primera fase, se podría definir

una interconexión de excedentes de energía entre países

vecinos, avanzando de permisos de exportación a contratos de

oportunidad. En una etapa posterior se podría plantear la figura

de un coordinador de mercado de corto plazo, formado por

operadores de sistemas de cada país involucrado, que optimicen

los excedentes para cubrir demandas internas.

En una fase final, acumulada suficiente experiencia, se podría

derivar a mercados de largo plazo, con un ente planificador

común que coordine los intercambios internacionales, su

remuneración e identifique oportunidades de expansión de

transmisión y generación. A su vez, temas controversiales como las

rentas de congestión en las interconexiones, diferencia de precios

1 “informe y Estudio de Factibilidad de la Infraestructura de Integración

Eléctrica de los Países Andinos Fase I: Informe de Planificación”, BID, octubre

2013.

en las fronteras, pago por servicios complementarios y traspasos

de subsidios, deberían tener una definición clara y detallada.

Lograr este último objetivo no es sencillo y necesita de una

estrecha cooperación entre países vecinos, enfocándose en

fortalecer la confianza con una armonización regulatoria básica,

que no produzca distorsiones en el mercado interno y mantenga

los aspectos esenciales de la regulación de cada país.

Por ello, es clave en el proceso de integración de mercados

disponer de una institucionalidad supranacional que ofrezca

garantías de respeto por compromisos adquiridos y normas

establecidas, sirviendo de moderadora en la resolución de

conflictos. Por otra parte, es recomendable establecer tratados y

acuerdos claros respecto al impacto medioambiental y evitar así

violar restricciones internas de cada país.

Recientemente fueron publicados estudios2 del BID, en los que se

comparan escenarios de operación de alta y baja penetración

ERNC e integración de transmisión internacional. El estudio verifica

que un sistema interconectado regional resulta ser más eficiente

ante alta penetración renovable variable, permitiendo obtener

costos marginales anuales más bajos y aprovechar la

complementariedad geográfica y temporal de recursos. Como

ejemplo de esto último, emplazamientos de Brasil disponen de

alto potencial de energía eólica durante la noche mientras que

Chile, Perú y Bolivia, poseen fuerte potencial solar durante el día.

Adicionalmente, confirma la reducción de gases de efecto

invernadero y la disminución de los costos totales, los que incluyen

a los costos asociados al sistema, a la generación y a la nueva

infraestructura. Dicha reducción de costos podría brindar la

posibilidad de transferir ahorros a sus consumidores finales.

Una pregunta central es quiénes serán finalmente favorecidos

con la interconexión, más allá de los beneficios técnicos ya

mencionados. Un aumento de la competencia en el mercado

podría redundar en menores precios que beneficien a

consumidores finales, pero eso depende de los precios previos en

los dos sistemas que se interconectan. Efectivamente, se debe

cautelar y resolver situaciones de desbalances de precios, con

aumentos de precios en un país y bajas en otro, que pueden ser

inaceptables para el país que sufrirá las alzas. Tampoco se debe

perder de vista los cambios en el futuro en relación con

variabilidad de la demanda con la generación a nivel residencial

y la introducción de la propulsión eléctrica en el transporte. Por

otro lado, dado que Argentina y Perú cuentan con combustibles

fósiles propios, las centrales térmicas ubicadas en Chile, utilizando

combustibles importados, serían menos competitivas en el

despacho de generación, por lo que se puede prever una

reducción en sus niveles de generación.

Sin duda, se han realizado avances en relación a la interconexión

eléctrica regional, con un creciente intereses por aprovechar los

beneficios y recursos disponibles. No obstante, para conseguir un

sistema internacional efectivamente integrado, es crucial avanzar

cuidadosamente y establecer una política de estado que

fomente la confianza, la transparencia, el compromiso social y la

armonización regulatoria. Por el momento, se espera los

resultados técnicos del BID respecto de las alternativas de

conexión y una propuesta de modelo regulatorio para la

interconexión entre Perú y Chile realizado por especialistas de

ambos países, los cuales estarán disponibles en marzo de 2018.

2 La Red del Futuro: Desarrollo de una red eléctrica limpia y sostenible para

América, BID, diciembre 2017, https://publications.iadb.org/handle/11319/8682

3 diciembre2017 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl

Análisis de operación

Generación

En el mes de noviembre, la generación total del SING

fue de 1.763 GWh/mes, un 9,4% mayor a noviembre de

2016 (1.611 GWh/mes). La generación máxima bruta fue

de 2.775 MW el día 30, mientras que la mínima fue de

2.079 MW el día 29.

La participación de la generación en base a GNL

aumentó en un 4% de octubre a noviembre de 2017. En

cuanto a la participación solar y a carbón, estas

disminuyeron en un 1% y 3% respectivamente. Por su

parte, la generación eólica y diésel se mantuvieron

constantes con respecto al mes anterior.

En noviembre estuvieron en mantenimiento mayor las

unidades CTM2 (30 días, 173 MW) de Engie y UG5 (30

días, 8,9 MW) de Enorchile.

La generación total del SIC en el mes de noviembre fue

de 4.402 GWh/mes, un 0,2% mayor que en noviembre

de 2016 (4.393 GWh/mes). La máxima generación bruta

fue de 7.569 MW el día 27, mientras la mínima fue de

4.356 MW el día 26 del mes.

La participación de generación en base a GNL

disminuyó en un 6% y el carbón en un 3%, en relación a

octubre de 2017. Así mismo, la generación eólica

disminuyó en un 2% de octubre a noviembre de 2017.

La participación solar se mantuvo constante con

respecto al mes anterior. Finalmente, la generación

hidráulica aumentó en un 13% respecto a octubre de

2017.

Por su parte, durante noviembre estuvieron en

mantenimiento mayor las centrales Bocamina 2 (28 días,

127 MW) y Taltal 2 (27 días, 240 MW) de Endesa, y la

central Nehuenco (28 días, 381 MW) de Colbún.

Hidrología

En el mes de noviembre, la energía embalsada en el SIC

superó los niveles del año anterior, no obstante, se

mantiene aún en niveles históricamente bajos,

representando un 58% del promedio mensual histórico

(ver Figura 3). En lo que va del año hidrológico

2017/2018 (abril – noviembre de 2017), el nivel de

excedencia observado es igual a 82%, es decir, se

ubica entre el 18% de las hidrologías más secas

observadas a igual fecha.

Figura 1: Energía mensual generada en el SING (Fuente: CEN)

Figura 2: Energía mensual generada en el SIC (Fuente: CEN)

Figura 3: 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.

1%

1%6%

7%2%

82%

1%

Nov 20160%3%

9%

12%

4%

71%

1%

Nov 2017

Hidro Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otros

17%

25%

5%5%18%

0%

25%

5%

Nov 2016

37%

31%

6%

6%

3%

0%13%

4%

Nov 2017

Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diesel Carbón Otro

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

GW

h

2017 2016 Promedio mensual 1994 - 2016

2.079 MW

2.775 MW Generación

total del mes

Potencia

máxima mes

Potencia

mínima mes

Generación

total del mes

Potencia

máxima mes 7.569 MW Potencia

mínima mes 4.356 MW

1.763 GWh/mes

4.402 GWh/mes

4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Análisis de operación

Costos Marginales

En el SING, el costo marginal de noviembre en la barra

Crucero 220 fue de 60,0 US$/MWh, lo cual es 8,4% mayor

al costo de octubre de 2017 (55,3 US$/MWh), y un 0,4%

menor respecto a noviembre de 2016 (60,3 US$/MWh).

Los costos en demanda alta y baja fueron

determinados por el GNL, exceptuando algunos días

peak determinados por el diésel. Adicionalmente se

puede ver que, a partir del 21 de noviembre (fecha de

la interconexión), los costos marginales fueron

determinados por el valor del agua (ver Figura 4).

Por su parte, el costo marginal del SIC en noviembre

promedió 33,7 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo

cual es 13,8% menor respecto a octubre de 2017 (39,1

US$/MWh), y un 27,9% menor respecto al mes de

noviembre de 2016 (46,8 US$/MWh). Estos costos

estuvieron fuertemente determinados por el valor del

agua y el carbón en demanda baja y en demanda

alta, pudiéndose ver costos marginales nulos causados

por la condición reiterada de vertimiento de las

centrales Rapel, Pehuenche, Colbún y Ralco (ver Figura

5).

Durante noviembre se observaron variaciones de costos

marginales en el SIC, fundamentalmente debido a la

congestión en las líneas de transmisión que unen el

norte – centro y centro – sur del sistema (Figura 6). El

total de desacoples del SIC para el mes de octubre fue

de 720 horas.

Los tramos con mayores desacoples troncales fueron D.

Goyo 220 - P. Azúcar 220 (59 eventos), L. Vilos 220 – L.

Palmas 220 (29 eventos), P. Azúcar 220 – P. Colorada

220 (29 eventos) y Nva. Cardones 500 – Cumbres 500 (15

eventos) con un desacople promedio de 48,4 US$/MWh,

73,5 US$/MWh, 46,2 US$/MWh y 57,0 US$/MWh,

respectivamente.

Por su parte, los tramos Nogales 220 – L. Vilos 220 (8

eventos) y P. Colorada 220 – D. Héctor 220 (6 eventos),

presentaron un desacople promedio de 65,1 US$/MWh y

40,2 US$/MWh, respectivamente.

Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.

Figura 4: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de

noviembre para el SING (Fuente: CEN)

Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de

noviembre para el SIC (Fuente: CEN)

Figura 6: Costo marginal promedio de noviembre en barras

representativas del Sistema (Fuente: CEN)

Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de

transmisión (Elaboración Systep de acuerdo a datos publicados por el

CEN)

0

40

80

120

160

1 2 3 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

US$

/MW

h

Día

CMg Max y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)Carbón, CVar Promedio GNL, CVar TocopillaDiesel, Cvar Atacama

0

40

80

120

160

1 2 3 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 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)

Diesel, 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

SING

Resto del SIC

2,300 km

Resto delSING

Resto del SIC

N

SIC Norte

60,0 USD/MWh

60,2 USD/MWh

33,7 USD/MWh

32,3 USD/MWh

33,7 USD/MWh

31,5 USD/MWh

31,8 USD/MWh

Crucero 220

Lineas con desacoples Horas

Desacople

promedio

USD/MWh

Lineas con desacoples Horas

Desacople

promedio

USD/MWh

DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 173 48,4 P.COLORADA 220 - DON_HECTOR 220 26 40,2

L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 157 73,5 CARDONES 220 - N.CARDONES 500 20 4,7

P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 135 46,2 DON HECTOR 220 - TAL EL ROMERO 20 28,6

N.CARDONES 500 - CUMBRES 500 118 57,0 CARDONES 220 - D.ALMAGRO 220 13 33,2

NOGALES 220 - L.VILOS 220 45 65,1 TAP_RIOTOLTEN_220 -> CIRUELOS 220 - CIRUELOS 2204 33,2

5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Proyección Systep de costos marginales a 12 meses

Figura 7: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)

Conforme a la información publicada en los últimos

informes de programación y operación del Coordinador

Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una proyección de

costos marginales a 12 meses considerando la

interconexión de los sistemas (SIC y SING) en diciembre

del 2017. Se definieron tres escenarios de operación

distintos: Caso Base que considera los supuestos

descritos en la Tabla 2 y un nivel de generación de las

centrales que utilizan GNL igual o mayor al proyectado

por el CEN; Caso Bajo que considera una alta

generación GNL y bajos costos de combustibles; y un

Caso Alto en el cual se considera que solamente San

Isidro y U16 tienen disponibilidad de GNL, y los supuestos

presentados en la Tabla 2.

Tabla 2: Supuestos considerados en las simulaciones

Es importante mencionar que, dadas las posibles

modificaciones al plan de obras de generación y

transmisión considerado, junto a la postergación de los

mantenimientos informados por el CEN, no es posible

garantizar que los supuestos anteriores ocurran

exactamente como se han modelado, pudiendo existir

divergencias en los costos marginales proyectados con

respecto los costos reales.

En los siguientes 12 meses se espera la entrada en

operación de 1.471 MW de nueva capacidad, de los

cuales 461 MW son solares, 500 MW eólicos, 94 MW hídricos

y 417 MW térmicos.

En los gráficos de la Figura 7, se muestra un análisis

estadístico de los costos marginales proyectados por

Systep, en el cual se destacan distintos percentiles que

revelan el efecto de considerar simultáneamente, tanto la

variabilidad hidrológica como los distintos niveles de

demanda que pueden ocurrir durante los meses.

La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos

marginales esperados para las distintas barras. El área azul

contiene el 90% de los costos marginales calculados

(registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos

bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,

mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos

marginales calculados (registros entre el percentil 0% y

100%).

Caso Bajo Caso Base Caso Alto

1,5% 1,5% 1,5%

2,2% 2,2% 2,2%

2,5% 2,5% 2,5%

Mejillones 87,2 96,9 106,6

Angamos 84,3 93,7 103,0

Tocopilla 91,3 101,5 111,6

Andina 85,3 94,7 104,2

Hornitos 86,7 96,4 106,0

Norgener 81,6 90,7 99,8

Tarapacá 93,7 104,1 114,5

N. Ventanas 93,4 103,7 114,1

Quintero 72,6 80,7 88,8

Mejillones 72,2 80,3 88,3

San Isidro 5,7 6,3 7,0

Nehuenco 0,0 0,0 0,0

Nueva Renca 6,0 6,6 7,3

Mejillones, Tocopilla 4,5 5,0 5,5

Kelar 9,3 10,3 11,3

Supuestos

Crecimiento

demanda

2016 (real)

Precios

combustibles

Carbón

US$/Ton

Diesel

US$/Bbl

GNL

US$/MMBtu

2017 (Proyectada)

2018 (Proyectada)

6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Análisis por empresa

A continuación se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la

operación consolidada del SIC y SING.

En noviembre, Enel Generación disminuyó su aporte hidráulico, GNL y carbón, aumentando su generación diésel con

respecto al mes anterior. Por su parte, Colbún aumentó su generación hidráulica y diésel, disminuyendo su aporte GNL

y a carbón, mientras que AES Gener aumentó su generación hidráulica, disminuyendo el aporte GNL y carbón.

Guacolda disminuyó su generación a carbón, mientras que Engie disminuyó su aporte de carbón, aumentando la

generación GNL y diésel. Tamakaya aumentó su generación GNL y diésel.

En agosto, la empresa AES Gener fue excedentaria, mientras que Enel Generación, Colbún, Guacolda, Tamakaya y

Engie fueron deficitarias.

Enel Generación

*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.

Colbún

AES Gener

*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.

Guacolda

*Las transferencias de septiembre y octubre de 2017 aún no se encuentran disponibles en el sitio web del Coordinador.

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017Pasada 248 222 233

Embalse 441 614 446

GNL 405 523 276

Carbón 255 339 288

Diésel 37 15 29

Eólico 0 0 0

Total 1387 1713 1272

Generación por Fuente (GWh)Oct 2017 Nov 2017

Bocamina (prom. I y II) 46,7 48,5

San Isidro GNL (prom. I y II) 52,5 52,1

Taltal Diesel 244,3 185,1

Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 115,7 113,6

Celta Carbón (CTTAR) 42,2 88,8

Total Generación (GWh)

Total Retiros (GWh)

Transf. Físicas (GWh)

Transf. Valorizadas (MMUS$)

Transferencias de Energía Ago 2017*

1387

1983

-261

-13

Costos variables promedio (US$/MWh)

Central

-100

-50

-

50

100

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2014 2015 2016 2017

-1.000

-500

0

500

1.000

GW

h

Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017

Pasada 148 240 288

Embalse 202 330 498

Gas 0 0 0

GNL 307 336 35

Carbón 17 221 22

Diesel 0 0 1

Eólico 0 0 0

Total 675 1.126 845

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2017 Nov 2017

Santa María 31,4 31,4

Nehuenco GNL (prom. I y II) 2,7 2,7

Nehuenco Diesel (prom. I y II) 90,3 89,9

Total Generación (GWh) 931

Total Retiros (GWh) 988

Transf. Físicas (GWh) -57

Transf. Valorizadas (MMUS$) -4,3

Transferencias de Energía Ago 2017*

Costos Variables promedio (US$/MWh)

-40

-20

-

20

40

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2013 2014 2015 2016 2017

-300

-200

-100

0

100

200

300

GW

h

Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017Pasada 92 72 76

Embalse 0 0 0

GNL 169 232 182

Carbón 1.008 1.285 1.127

Diésel 6 6 6

Eólico 0 0 0

Total 1.275 1.596 1.391

Generación por Fuente (GWh)Oct 2017 Nov 2017

Ventanas prom. (prom. I y II) 46,3 46,3

N. Ventanas y Campiche 45,2 44,0

Nueva Renca GNL 53,3 51,4

Angamos (prom. 1 y 2) 37,3 41,1

Norgener (prom. 1 y 2) 41,0 46,8

Total Generación (GWh)

Total Retiros (GWh)

Transf. Físicas (GWh)

Transf. Valorizadas (MMUS$)

1.275

1.372

224

15

Transferencias de Energía Ago 2017*

Costos variables promedio (US$/MWh)

Central

-40

-20

-

20

40

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2014 2015 2016 2017

-600

-200

200

600

GW

h

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017

Pasada 0 0 0

Embalse 0 0 0

Gas 0 0 0

GNL 0 0 0

Carbón 306 238 215

Diesel 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 306 238 215

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2017 Nov 2017

Guacolda I y II 39,7 40,1

Guacolda III 35,7 35,8

Guacolda IV y V 38,9 38,7

Total Generación (GWh)

Total Retiros (GWh)

Transf. Físicas (GWh)

Transf. Valorizadas (MMUS$)

-2

-4

Transferencias de Energía Ago 2017*329

331

Costos Variables promedio (US$/MWh)

-30

-20

-10

-

10

20

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2013 2014 2015 2016 2017

-300

-200

-100

0

100

200

GW

h

Fisico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Análisis por empresa

Engie

Tamakaya Energía (Central Kelar)

*Las transferencias de septiembre y octubre de 2017 aún no se encuentran disponibles en el sitio web del Coordinador.

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017Diesel 2 0 1Fuel Oil Nro. 6 0 0 0Diesel + Fuel Oil 0 0 0Carbón 531 482 420Gas Natural 60 82 110Hidro 4 3 4Petcoke 0 0 0Carbón + Petcoke 0 0 0Total 597 567 535

Generación por Fuente (GWh)

Central Oct 2017 Nov 2017

Andina Carbón 42,2 41,9

Mejillones Carbón 52,4 50,2

Tocopilla GNL 48,5 53,4

Total Generación (GWh) 503

Total Retiros (GWh) 781

Transf. Físicas (GWh) -277

Transf. Valorizadas (MUS$) -12.970

Transferencias de Energía Ago 2017*

Costos Variables promedio (US$/MWh)

-30

-10

10

30

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2014 2015 2016 2017

-500

-300

-100

100

300

500

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

Nov 2016 Oct 2017 Nov 2017

Diesel 0 30 47

Fuel Oil Nro. 6 0 0 0

Diesel + Fuel Oil 0 0 0

Carbón 0 0 0

Gas Natural 59 60 94

Hidro 0 0 0

Petcoke 0 0 0

Carbón + Petcoke 0 0 0

Total 59 90 142

Generación por Fuente (GWh)

Central Oct 2017 Nov 2017

Total Generación (GWh) 72

Total Retiros (GWh) 173

Transf. Físicas (GWh) -101

Transf. Valorizadas (MUS$) -5.258

Transferencias de Energía Ago 2017*

Costos Variables prom. (US$/MWh)

Kelar GNL

(TG1 + TG2 + TV)68,4 92,6

-4

-2

-

2

4

9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8

2014 2015 2016 2017

-100

-50

0

50

100

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

GW

h

Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Información de empresas del

SIC-SING.

.

8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Suministro a clientes regulados

El precio promedio de los contratos firmados entre

generadores y empresas distribuidoras para el suministro

de clientes regulados, indexado a noviembre de 2017,

es de 84,0 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,

referidos a barra de suministro (ver Tabla 3).

En la Tabla 4 se muestran los precios de licitación

promedios por empresa distribuidora, en las barras de

suministro correspondientes. Se observa que

actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a

menores precios mientras que, en contraste, CGED

accede a los precios más altos en comparación con las

restantes distribuidoras del sistema.

Los valores de la Tabla 3 y 4 consideran los contratos

adjudicados hasta el proceso 2015/02.

Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver

Estadísticas Systep, sección Precios de licitación del SIC-

SING.

Tabla 3: Precio medio de licitación indexado a noviembre de 2017 por

generador, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)

Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a noviembre de 2017 por

distribuidora, en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)

Energías Renovables No Convencionales

De acuerdo al balance de Energías Renovables No

Convencionales (ERNC) correspondiente a octubre de

2017, los retiros de energía afectos a obligaciones

establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron

iguales a 4.268 GWh, por lo tanto, las obligaciones

sumaron 306 GWh en total. A su vez, la generación

ERNC durante octubre fue igual a 1.198 GWh, es decir,

se superó en un 292% la obligación ERNC.

La generación ERNC reconocida de octubre 2017

(1.198 GWh) es 39% mayor a la reconocida en octubre

2016 (859 GWh) y 55% mayor a la reconocida en

octubre 2015 (622 GWh) (Figura 8).

La mayor fuente de ERNC en el mes de octubre

correspondió a energía solar con un 35% de

participación, seguida por generación eólica (34%),

hidráulica (21%) y biomasa (10%). Desde marzo de 2017

comenzó a inyectarse energía geotérmica al sistema,

con un aporte de 10,3 GWh durante el mes de octubre.

Figura 8: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN).

Figura 9: Generación ERNC reconocida en octubre 2017 (Fuente: CEN).

Precio Medio Licitación Energía ContratadaUS$/MWh GWh/año

Enel Generación Enel 81,1 19.081

Panguipulli Enel Green Power 121,6 565

Puyehue Enel Green Power 94,9 160

Colbún Colbún 84,9 6.932

Pelumpén Colbún 87,0 380

Aes Gener Aes Gener 81,4 5.601

Guacolda Aes Gener 71,5 900

Engie Engie 85,6 2.530

Monte Redondo Engie 106,8 303

Campanario** Campanario 112,1 990

Amunche Solar First Solar 66,3 110

SCB II First Solar 69,1 88

Aela Generación Aela Generación 81,1 768

Diego de Almagro Prime Energía  109,5 220

I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91,3 195

Chungungo SunEdison 89,7 190

San Juan Latin America Power 103,1 120

Santiago Solar Andes Mining & Energy 81,8 120

Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 113,0 83

EE ERNC-1 BCI/ Antuko 114,2 60

E Cerro El Morado MBI Inversiones  117,5 40

Abengoa Abengoa Chile 99,1 39

E Eléctrica Carén Latin America Power. 112,1 25

SPV P4 Sonnedix 99,1 20

Precio Medio de Licitación Sistema 84,0 39.519* Precios en Barra de Suminis tro** Contratos abastecidos por el resto de los generadores

Empresa

GeneradoraEmpresa Matriz

Precio Medio Licitación Energía Contratada

US$/MWh GWh/añoEnel Distribución 66,7 14.567

Chilquinta 91,6 3.583

EMEL 86,0 929

CGED 101,2 13.031

SAESA 83,0 4.879

EMEL-SING 85,6 2.530

Precio Medio de Licitación Sistema 84,0 39.519

* Precios en Barra de Suministro

Empresa Distribuidora

oct-14

oct-15

oct-16

oct-17

Hidráulico Eólico Biomasa Solar

117156

128 52

142218

112

150

159

268

142

290253

404

117

414GWh

21%

34%10%

35%1.198

Hidráulico Eólico Biomasa Solar

GWhoct-17

9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Expansión del Sistema

Plan de obras

De acuerdo a la RE 677 CNE (24-11-2017) “Declara y

actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en

construcción", se espera la entrada de 2.191 MW de

capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a

marzo de 2024. De estos, 47% corresponde a tecnología

hidráulica (1.035 MW), un 22% a tecnología eólica (491

MW), un 17% a térmica eólica (381 MW) y un 13% a

tecnología solar (284 MW).

De acuerdo a la información anterior y a

consideraciones adicionales, la Tabla 7 resume los

supuestos de los planes de obras utilizados para la

proyección de costos marginales a 12 meses (página 5).

Transmisión

De acuerdo a la carta enviada por INTERCHILE Al

Coordinador el 27 de noviembre, se informa la

energización de la primera etapa del proyecto

Cardones - Polpaico 2x500 kv, siendo éstas las

subestaciones nueva Maitencillo 500/220, ampliación

subestación Maitencillo 220 kV y el enlace 220 kV entre

ellas (ver carta). Posteriormente, ISA solicitó horario de

puesta en servicio desde las 07:0 A.M. hasta las 21:00

P.M. a partir del 15 de diciembre de 2017 (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

El Pelícano Solar 100 dic-17

Ancoa Hidráulica 27 dic-17

Río Colorado Pasada 15 dic-17

La Mina Pasada 34 dic-17

Convento Viejo Hidráulica 16 dic-17

Santiago Solar Solar 115 dic-17

Cogeneradora Aconcagua Térmica 42 ene-18

Punta Sierra Eólica 82 ene-18

Cabo Leones 1 Eólica 116 feb-18

IEM Térmica 375 jul-18

Sarco Eólica 170 jul-18

Aurora Eólica 129 jul-18

Huatacondo Solar 98 oct-18

Proyecto Responsable Decreto

Fecha

conexión

Decreto

Fecha

conexión

Systep

Los Changos– Cardones 500 kV TEN DS 158 dic-17 dic-17

Nueva Cardones - Maitencillo 500 kV Interchile 115/2011 feb-18 ene-18

Maitencillo- Pan de Azúcar 500 kV Interchile 115/2011 abr-18 ene-18

Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 oct-18

Kapatur – Los Changos 2x220 kV Transelec 3T/2016 jun-18 dic-17

Nueva SE Seccionadora Puente Negro 220 kV Colbun Trans. 158/2015 oct-17 mar-18

Secc. del circuito N°1 Cardones - D de Almagro Eletrans 158/2015 oct-17 dic-17

Aumento de cap. linea 1x220 kV Cardones-C Pinto-D Almagro Transelec 158/2015 mar-18 dic-17

3° banco autotrans. 500/220 kV, 750 MVA, en SE A Jahuel Transelec 12T/2014 ene-18 ene-18

10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto

Ambiental (SEIA)

En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de

generación en calificación totalizan 7.822 MW con una

inversión de MMUS$ 13.119, mientras que los proyectos

aprobados totalizan 45.370 MW con una inversión de

MMUS$ 101.861.

En el último mes entraron a calificación los proyectos

“Parque Eólico Tablaruca” de 99,9 MW y MMUS$ 170 de

inversión y “Parque Solar Recoleta” de 9 MW y MMUS$

18. Por otra parte, se aprobaron los proyectos “Parque

Eólico Los Cerrillos” de 51,7 MW y MMUS$ 51,7, “Planta

Solar Fotovoltaica Malgarida” de 28 MW y MMUS$ 56,

entre otros.

Tabla 7: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto

ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)

Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver

Estadísticas Systep, sección Infraestructura SIC-SING.

Seguimiento regulatorio

Ministerio de Energía

• El Ministerio de Energía publicó para consulta pública el Plan de Adaptación al Cambio Climático del Sector

Energía (ver más).

Comisión Nacional de Energía

• La CNE publicó para consulta pública la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas

Medianos (ver más).

• La CNE publicó el Informe Preliminar de Previsión de Demanda 2017-3027 (ver más).

Coordinador Eléctrico Nacional

• El Coordinador publicó el Informe Preliminar del Estudio de Prioridades de Uso de Recursos para el Control de

Tensión (ver más).

• El Coordinador publicó un informe de diagnóstico preliminar respecto a la Propuesta de Expansión señalada en el

artículo 91° de la LGSE (ver más).

• El Coordinador publicó el Informe Final del Estudio de Esquemas de Desconexión Automática de Carga (ver más).

• El Coordinador publicó el Informe Definitivo del Estudio de Continuidad de Suministro periodo enero 2015 –

diciembre 2016 (ver más).

• El Coordinador publicó el Calendario de Estudios de acuerdo a lo indicado en el Artículo 1-9 de la Norma Técnica

de Calidad y Seguridad de Servicio (ver más).

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$)

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$)

Solar 2.883 6.947 18.225 51.455

GNL 3.440 3.435 3.915 3.663

Eólico 1.206 1.968 9.225 18.801

Carbón 0 0 7.030 13.603

Diésel 0 0 2.528 6.353

Geotérmica 50 200 120 510

Hidráulica 203 469 3.865 6.514

Biomasa/Biogás 39 100 463 963

Total 7.822 13.119 45.370 101.861

Tipo de Combustible

En calificación Aprobados

11

Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2017

Contáctenos para mayor información:

Teléfono +56 2 2232 0510

Fax +56 2 2232 2637

reporte@systep.cl

www.systep.cl

Don Carlos 2939, Of. 1007

Las Condes, Santiago, Chile. 7550171

Rodrigo Jiménez B. | Gerente General

rjimenez@systep.cl

Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados

plecaros@systep.cl Eléctricos y Regulación

Felipe Zuloaga R. | Ingeniero de Estudios

fzuloaga@systep.cl

©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.

Diciembre2017

Descargue las estadísticas del Reporte Systep y del sector eléctrico desde nuestro sitio web.

• Datos de la operación

• Precios

• Resumen por empresa

• Suministro a clientes regulados

• Datos de infraestructura www.systep.cl