Reporte Mensual del

Sector Eléctrico

Abril 2020

Contenido

Editorial 2-3

Análisis de operación 4-5

Generación 4

Hidrología 4

Costos Marginales 5

Proyección de costos marginales Systep 6

Análisis por empresa 7-8

Suministro a clientes regulados 9

Energías Renovables No Convencionales 9

Expansión del Sistema 10

Proyectos en SEIA 11

Seguimiento regulatorio 12

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El sector eléctrico frente al COVID-19

La pandemia por el COVID-19 ha llevado a diferentes gobiernos

en el mundo a ejecutar drásticas medidas, proyectándose una

recesión económica1 a nivel mundial. Si bien el sector eléctrico

está menos afectado que otras industrias, no es inmune a los

efectos de la pandemia. La reducción de la demanda, riesgos

en la estabilidad financiera de distintos actores y el retraso de

procesos regulatorias son algunos de los efectos que se

perciben.

Continuidad del suministro

Un suministro continuo y sin interrupciones es vital para mantener

en funcionamiento la infraestructura crítica, especialmente los

hospitales y centros de salud. En este sentido, el Coordinador y

las empresas han tomado acciones para operar en este nuevo

escenario.

No obstante, a nivel distribución las redes se podrían ver

expuestas a fenómenos climáticos adversos con la llegada del

invierno. Al igual que años anteriores, los efectos de las lluvias,

nevazones, vientos, entre otros, pueden incidir en un mayor

número de interrupciones de suministro, lo que sumado a

potenciales medidas más restrictivas producto del avance del

COVID-19, podrían mermar la cantidad y rendimiento de

cuadrillas prestadoras del servicio de reposición de suministro a

las distribuidoras. Dado lo anterior, es importante que las

distribuidoras anticipen medidas ante posibles contingencias

futuras.

Por otra parte, en el sector generación, existen 105 unidades

generadores con mantenimiento preventivo programado entre

abril y junio, de los cuales 82 son postergables y 23

impostergables. Sin embargo, la realización de estos

mantenimientos no debiese afectar la continuidad de suministro,

en la medida que el Coordinador programe el despacho

usando eficientemente los recursos disponibles. En este

contexto, desde el CEN han monitoreado los stocks y suministros

que vienen de afuera, y dan cuenta de un inventario de

combustible por un periodo de 30 a 80 días.

Adicionalmente, pueden existir ciertos retrasos en las obras que

actualmente se encuentran en desarrollo y construcción.

Transelec, por ejemplo, ya se pronunció al respecto indicando

mediante carta al CEN, que se efectuarán medidas en cuanto

al personal y que aún no se puede dimensionar el efecto en los

proyectos en ejecución y sus cronogramas. En Interchile, por su

parte, han aumentado los costos para la logística adicional en

la operación y mantenimiento de las obras de transmisión2.

Mercado eléctrico: demanda, fondo de estabilización PEC y

cadena de pagos

Uno de los efectos más directos de la crisis sanitaria en el sector

eléctrico es la disminución de la demanda, la cual se ha visto

reducida en un 5% cada dos semanas en promedio desde que

empezó la crisis, equivalente a 10 GWh diarios3. En particular,

entre la semana del 9 de marzo y la semana del 30 de marzo se

observó una reducción cercana al 9% promedio.

1 El reporte de abril del FMI considera que la economía mundial se contraerá en un

3% este año. 2 https://www.revistaei.cl/2020/04/16/transmision-interchile-destaca-aplicacion-de-

nuevas-tecnologias-para-enfrentar-la-crisis-sanitaria/ 3 https://www.coordinador.cl/novedades/coordinador-electrico-nacional-hemos-

visto-una-reduccion-del-5-promedio-en-la-demanda-electrica/

Es de esperar que la demanda siga disminuyendo, ya sea por un

menor crecimiento económico, lo que afectaría principalmente

al sector minero-industrial, o por el aumento de las restricciones

por parte del gobierno, viéndose afectada la demanda

comercial-residencial. Lo que respecta al segmento minero, la

minera Teck suspendió temporalmente la construcción de

Quebrada Blanca 2; Minera El Abra suspendió indefinidamente

el proyecto Sulfolix; Antofagasta Minerals ajustó la producción

de cobre, redujo gastos, y suspendió temporalmente el proyecto

para construir infraestructura complementaria de la mina Los

Pelambres; Codelco decidió suspender temporalmente la

construcción de las obras remanentes de Chuquicamata

Subterránea, las obras tempranas de Rajo Inca y el montaje de

Traspaso Andina; y BHP admitió retraso en la expansión de su

mina Spence.

En tanto, con el objetivo de aliviar el estrés financiero de la

familias y PYMES que han visto reducido sus ingresos, tanto el

gobierno4 como el senado han impulsado medidas que buscan

reducir y postergar las cuentas de luz para los clientes

regulados5. En un primer paso, el gobierno anunció un acuerdo

con las empresas distribuidoras en la que se destaca i) la

suspensión del corte de suministro eléctrico por parte de las

empresas distribuidoras ante el no pago de las cuentas

eléctricas y ii) permitir a los clientes residenciales que pertenecen

al 40% más vulnerable de la población postergar sus saldos

impagos durante la vigencia del Estado de Catástrofe en 12

cuotas mensuales sin interés. Un grupo de senadores de la

oposición presentó un proyecto de ley que busca formalizar el

acuerdo entre el gobierno y las empresas distribuidoras.

Según información de Empresas Eléctricas, el beneficio a las

familias más vulnerables sería equivalente a un costo de menor

recaudación de 638 millones de dólares, sumado a un costo

financiero de 15 millones de dólares, a lo que podría añadirse un

nivel de incobrabilidad importante. La discusión actual es qué

segmento deberá asumir en gran medida esta menor

recaudación: empresas generadoras o distribuidoras.

Las medidas impulsadas por el ejecutivo y el Congreso ejercen

presión sobre las empresas de la industria eléctrica, sector que

ya ha se ha visto afectado con la estabilización de las tarifas de

energía y potencia, y la congelación del cargo único por

transmisión y el VAD. Si bien en cada uno de los segmentos del

sector eléctrico operan empresas de gran tamaño con sólida

situación financiera, éstas conviven con empresas de menor

tamaño y espalda financiera, tales como pequeñas empresas

de generación renovables o cooperativas eléctricas, que

podrían verse seriamente afectadas por la reducción en sus

ventas. En particular, destaca el potencial efecto negativo sobre

las empresas del sector de generación. Debido a la

estabilización de las tarifas de energía y potencia que pagan los

clientes regulados, parte de estas empresas ya han acumulado

sobre 375 MMUS$ en saldos impagos a diciembre 2019. Si bien

para los clientes dicha estabilización resulta de gran ayuda, esta

se aplicará hasta llegar a un límite de saldos impagos de 1.350

MMUS$. De acuerdo a las cifras publicadas por la CNE, el 28% de

dicho límite ya fue alcanzado en diciembre 2019, mientras se

proyecta que se llegaría al 43% a mediados de este año. De

acuerdo con nuestras estimaciones, si el tipo de cambio se

4 Adicionalmente, el Ministerio de Energía anunció mediante decreto la

postergación del horario de punta a junio de este año y mantenerlo hasta fines de

septiembre, lo que beneficiaría a todos aquellos clientes que sobrepasen el límite

de invierno, equivalente a 430 kWh, con un mínimo de 350 kWh. 5 https://www.senado.cl/appsenado/templates/tramitacion/index.php?

abril2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl

3

mantiene sobre los 850 CLP/USD, el límite se alcanzará entre el

segundo semestre de 2021 y el primer semestre de 2022 (ver

Figura 1). Por lo tanto, si las secuelas económicas se prolongan

hasta el próximo año, la autoridad podría evaluar la extensión

de este mecanismo, pero antes deberá considerar

cuidadosamente los efectos tanto para las generadoras como

para los clientes.

Sumado a lo anterior, los generadores ahora serían perjudicadas

por la reducción en la demanda, la menor recaudación por la

estabilización de la tarifa de energía y potencia, y eventuales

subsidios a clientes vulnerables. Algunas de estas empresas

deben pagar las cuotas de los financiamientos suscritos

asociados a centrales recientemente construidas. En este

contexto, ocho empresas renovables estaban negociando un

crédito por US$ 150 millones con el BID como medida de apoyo

por el mecanismo de estabilización a raíz del estallido social6. Sin

embargo, el BID suspendió la negociación para revisar como

afectaría el plan de apoyo a las familias más vulnerables, a las

ocho empresas renovables en cuestión7.

A raíz del plan anunciado, son varias las asociaciones y gremios,

junto a otros actores del mercado, que se han pronunciado al

respecto. En particular, ACERA, la Asociación Gremial de

Generadoras (AGG), APEMEC y Empresas Eléctricas han tenido

una visión crítica de este plan. Sin embargo, concuerdan en que

el Estado debe viabilizar las soluciones para garantizar el apoyo

económico a las familias afectadas.

Tanto ACERA como AGG han expresado molestias por las

medidas anunciadas, sugiriendo que el segmento de

distribución debiese asumir en gran medida la menor

recaudación por el Covid. Ambas asociaciones señalaron que

no pueden seguir participando en mayores subsidios, ni menos

exponer al sector a una interrupción en la cadena de pagos.

ACERA declaró que las centrales renovables no están en

condiciones de que se les reduzca los pagos por la energía que

producen, y de ocurrir, su viabilidad económica se vería

comprometida. En esa misma línea, APEMEC declaró que no

están en condiciones de asumir los efectos de la crisis. Por su

parte AGG señaló que a marzo de 2020 hay en construcción

más de 9 mil millones de dólares en proyectos renovables, y que

por tanto, abordar la crisis no debe hipotecar el futuro de la

transición energética.

Por otro lado, algunas empresas de distribución también se han

pronunciado al respecto, junto al gremio que las reúne. En

particular, Empresas Eléctricas señaló que el costo de la menor

6 https://www.revistaei.cl/2020/04/13/postergacion-de-pago-de-luz-por-covid-19-

cae-como-balde-de-agua-fria-en-negociacion-entre-generadoras-renovables-y-

el-bid/ 7 Acciona, EDF Renovables, LAP, Aela, Atlas, Cerro Dominador, SolarPack, y First

Solar.

recaudación debe ser asumido en proporción a los montos de

cada segmento que paga el cliente final en la cuenta eléctrica.

CGE también solicitó que el esfuerzo financiero por el plan del

gobierno sea equitativo y proporcional a todos los segmentos.

Desde Fenacopel, por su parte, grupo que reúne a las

cooperativas eléctricas, señalaron que es altamente probable

que las generadoras igual les cobren cada mes por la energía,

lo que podría llevarlas a la quiebra.

En general, las medidas adoptadas buscan mantener el

suministro y ayudar a las personas y empresas más vulnerables. Si

bien las empresas deben hacer un esfuerzo y ser parte de la

solución en la crisis sanitaria, el gobierno debe verificar que las

medidas implementadas no pongan en peligro la estabilidad

financiera de las compañías eléctricas de generación y

distribución.

Procesos regulatorios y discusión legislativa

Por otro lado, existen una serie de procesos regulatorios que

podrían retrasarse debido a la contingencia8, como el

Reglamento de Valorización de la Transmisión, actualmente en

Contraloría o los reglamentos de Net-billing y Medios de

generación de pequeña escala. El Plan de Expansión de la

Transmisión 2019, actualmente en el Panel de Expertos, no estará

afecto a retrasos. Aún no hay novedades del proyecto de Ley

Larga de Distribución, cuya propuesta legislativa se publicaría en

marzo. Tampoco hay noticias de la Estrategia de Flexibilidad,

propuesta en elaboración por el ejecutivo durante los últimos

meses. Por último, existe incertidumbre respecto a las

Licitaciones 2019/01. Dicho proceso, que adjudicaría contratos

de suministro a clientes regulados por 5.600 GWh anuales, ya

había sido pospuesto a noviembre de 2020. Dada la

contingencia actual, y considerando las menores expectativas

de crecimiento de la demanda eléctrica, es muy probable que

el proceso se posponga nuevamente.

La pandemia del Covid sumado a la crisis social, han modificado

las perspectivas futuras del sector eléctrico chileno. La caída en

las proyecciones de crecimiento económico provocará una

reducción en los planes de inversiones de las empresas del

sector. Adicionalmente, se espera un menor crecimiento de la

demanda eléctrica en el corto plazo; para el año 2020 se espera

en promedio una contracción del 2% del PIB, y una caída en la

demanda eléctrica. Por último, las empresas recibirían menos

ingresos en el corto y mediano plazo producto de la

postergación o reducción temporal en las cuentas eléctricas.

En este nuevo escenario, el gobierno se encuentra en una

encrucijada. Por una parte, la autoridad debe proteger a las

familias de menores ingresos, cuidando que no haya subsidios a

consumidores de mayores ingresos, y luego buscar aliviar el

estrés financiero a industrias y PYMES que no cuenten con

espalda financiera suficiente para enfrentar la crisis. Por otro

lado, los agentes del mercado también deben ayudar en la

solución. Sin embargo, lo anterior debe equilibrarse, de manera

de no hipotecar el futuro de la industria eléctrica, en particular

cuidando a aquellas empresas del sector que tienen mayor

riesgo de quiebra.

8 Adicionalmente, el 28 de marzo, el Ministerio publicó la RE 36/2020, la cual indica

la suspensión hasta el 17 de junio de los plazos asociados a la totalidad de

procedimientos administrativos en tramitación

Figura 1: Mecanismo de Estabilización considerando un tipo de cambio

constante de $850. (Fuente: Elaboración propia)

4 abril2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl

Análisis de operación

Generación

En el mes de marzo la generación total del SEN fue de

6.758 GWh/mes, un 6,2% inferior a febrero de 2020 (6.363

GWh/mes) y un 1,9% mayor que marzo 2019 (6.630

GWh/mes).

La participación de la generación mediante diésel, gas

y carbón aumentando en un 345,1%, 21,3% y 15,2%

respectivamente en relación con el mes de febrero. En

contraste, la participación de la generación mediante

energía de embalse, pasada, eólica y solar disminuyó

en un 20,3%, 17,6%, 6,7%, 1% respectivamente en

relación con el mes de febrero (ver Figura 1).

Durante marzo estuvieron en mantenimiento mayor las

unidades de embalse: Angostura, Pehuenche (11 días

cada una) y Rapel (3 días); las centrales de carbón y

Norgener NT01, Guacolda 1 y Guacolda 5, (26, 3 y 4

días respectivamente); la centrale diésel Los vientos (6

días) y las centrales de gas Kelar y Nueva Renca (1 y 3

días respectivamente).

Con respecto a la generación bruta del mes de marzo,

la potencia máxima generada fue de 10.763 MW el día

9, y la mínima fue de 7.250 MW el día 1. La Figura 2

muestra el ciclo de la generación durante el mes de

marzo, la cual es más alta durante los días hábiles y más

baja durante los fines de semana.

Hidrología

De forma similar al mes de enero, la energía embalsada

en el SEN no superó los niveles de marzo del año

anterior. Se mantiene aún en niveles históricamente

bajos, representando un 49% del promedio mensual

entre los años 1994 y 2019 (ver Figura 3). En lo que va del

año hidrológico 2019/2020 (marzo de 2020), el nivel de

excedencia observado es igual a 92%, es decir, se

ubica en el 8% de las hidrologías más secas observadas

a igual fecha.

Para mayor detalle de la operación del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Datos de Operación del SEN

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

Figura 3: Generación bruta del SEN marzo 2020 (Fuente: CEN)

Figura 4: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)

9%

13%

5%

8%

23%1%

37%

3%Mar 2019

8%

11%

5%

9%

23%

1%

39%

3%Mar 2020

Embalse Pasada Eólico Solar Gas Diésel Carbón Otros

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Po

ten

cia

Bru

ta (M

W)

DíaPotencia máxima y mínima Percentiles 25 y 75 Promedio

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

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

GW

h

2020 2019 Promedio mensual 1994 - 2019

Generación

total del

mes

Potencia máxima mes

7.250 MW Potencia mínima mes

10.763 MW

6.630 GWh/mes

6.758 GWh/mes

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

abril2020

Análisis de operación

Costos Marginales

En marzo 2020 el costo marginal de la barra Crucero 220

fue de 64,3 US$/MWh, lo cual registró un aumento del

60% con respecto a febrero del mismo año (40,1

US$/MWh), y un aumento de 31% respecto a marzo de

2019 (49,1 US$/MWh). Los costos en demanda alta

fueron determinados por el gas y diésel, y en demanda

baja principalmente por el carbón (ver Figura 4).

Por su parte, el costo marginal de la barra

Alto Jahuel 220 en marzo de 2020 fue de 68,7 US$/MWh,

lo cual refleja un aumento en 57% con respecto a

febrero del mismo año (43,5 US$/MWh), y un aumento

de 8,1% respecto a marzo de 2019 (63,5 US$/MWh). Estos

costos estuvieron determinados por el valor del gas en

demanda baja y por el valor del agua y del diésel en

demanda alta (ver Figura 5).

Durante marzo se observaron variaciones de costos

marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente

debido a la congestión en las líneas de transmisión que

unen el norte – centro y el centro – sur del sistema (ver

Figura 6). El total de desacoples del SEN fue de 262

horas.

Los tramos con mayores desacoples Cautín 220 – Tap

Rio Toltén 220 (21 eventos), D.Almagro 220 – Cachiyuyal

220 y N.Cardones 500 – Cumbres 500 (8 eventos cada

uno), Quillota 110 – S.Pedro 110 (7 eventos) con un

desacople promedio de 51,4 US$/MWh, 38,4 US$/MWh,

46,0 US$/MWh y 32,5 US$/MWh respectivamente.

Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Precios del SEN.

Los costos marginales presentados provienen del portal de estadística del CEN, que no se encuentra

ajustados mediante informe de Balance de transferencias.

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

marzo para Crucero 220 (Fuente: CEN)

Figura 6: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de

marzo para Alto Jahuel 220 (Fuente: CEN)

Figura 7: Costo marginal promedio de marzo en barras representativas del

Sistema (Fuente: CEN)

Tabla 1: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de

transmisión (Fuente: CEN)

0

40

80

120

160

200

1 3 5 7 9

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

US$

/MW

h

Día

CMg Máx y Min (A. Jahuel 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (A. Jahuel 220)

Carbón, CVar Promedio GNL, CVar San Isidro (Promedio 1 y 2)

Diésel, CVar Nueva Renca Agua, Rapel

0

40

80

120

160

200

1 3 5 7 9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

US$

/MW

h

Día

CMg Máx y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)

Carbón, CVar Promedio GNL, CVar Tocopilla

Diésel, CVar Atacama

Santiago

SIC

-SI

NG

Inte

rco

ne

xió

n

Encuentro 220

Cardones 220

Alto Jahuel 220

Charrúa 220

Puerto Montt 220

Maitencillo 220

SEN Norte Grande

SEN Sur

2,300 km

Resto delSEN Norte

Resto del SEN Sur

N

SEN Norte Chico

64,3 USD/MWh

USD/MWh

65,6 USD/MWh

64,8 USD/MWh

68,7 USD/MWh

67,5 USD/MWh

77,0 USD/MWh

Crucero 220

64,3

Lineas con desacoples HorasDesacople promedio

USD/MWhLineas con desacoples Horas

Desacople promedio

USD/MWh

CAUTIN 220 - TAP 220 88 51,4 ITAHUE 220 - ITAHUE 154 20 28,0

D.ALMAGRO 220 - CACHIYUYAL 220 25 38,4 N.MAITENCILLO 500 - N.CARDONES 500 7 2,6

N.CARDONES 500 - CUMBRES 500 52 46,0 MELIPULLI 220 - MELIPULLI 110 7 74,2

QUILLOTA 110 - S.PEDRO 110 35 32,5 A.JAHUEL 220 - A.JAHUEL 154 1 6,1

N.MAITENCILLO 500 - N.MAITENCILLO 220 24 7,8 N.P.AZUCAR 500 - N.P.AZUCAR 220 3 10,2

6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl abril2020

Proyección Systep de costos marginales a 12 meses

Figura 8: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)

Dada la actual contingencia producto de la pandemia

originada por el COVID-19, la proyección de la

demanda considera una contracción para los próximos

12 meses de 0,9% con respecto a mismo periodo móvil

anterior. Conforme a la información publicada en los

últimos informes de programación y operación del

Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una

proyección de costos marginales a 12 meses. Se

definieron tres escenarios de operación distintos: Caso

Base que considera los supuestos descritos en la Tabla 2

y un nivel de generación de las centrales que utilizan

GNL igual o mayor al proyectado por el CEN; Caso Bajo

que considera una alta generación GNL y bajos costos

de combustibles; y un Caso Alto en el cual se considera

que solamente San Isidro y U16 tienen disponibilidad de

GNL, y los supuestos presentados en la Tabla 2.

Tabla 2: Supuestos considerados en las simulaciones

Es importante mencionar que, dadas las posibles

modificaciones al plan de obras de generación y

transmisión considerado, junto a la postergación de los

mantenimientos informados por el Coordinador, no es

posible garantizar que los supuestos anteriores ocurran

exactamente como se han modelado, pudiendo existir

divergencias en los costos marginales proyectados con

respecto los costos reales.

En los siguientes 12 meses se espera la entrada en

operación de 3418 MW de nueva capacidad, de los cuales

1275 MW son solares, 885 MW son eólicos, 716 MW

hidráulicos y 542 MW térmicos.

En los gráficos de la Figura 8, se muestra un análisis

estadístico de los costos marginales proyectados por

Systep, en el cual se destacan distintos percentiles que

revelan el efecto de considerar simultáneamente, tanto la

variabilidad hidrológica como los distintos niveles de

demanda que pueden ocurrir durante los meses.

La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos

marginales esperados para las distintas barras. El área azul

contiene el 90% de los costos marginales calculados

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

bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,

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

marginales calculados (registros entre el percentil 0% y

100%).

Cas

oB

ajo

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Cas

o A

lto

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Cas

o B

ase

Crucero 220

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Cardones 220

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Alto Jahuel 220

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Charrúa 220

Percentiles 0 y 100 Percentiles 5 y 95 Promedio estadístico Promedio estadístico Caso Base

US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

0

30

60

90

120

150

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

2020 2021

Caso Bajo Caso Base Caso Alto

0.5% 0.5% 0.5%

-0.9% -0.9% -0.9%Mejillones 82.9 92.1 101.3

Angamos 66.3 73.6 81.0

Tocopilla 119.6 132.8 146.1

Andina 70.1 77.9 85.7

Hornitos 69.7 77.5 85.2

Norgener 70.6 78.4 86.3

N. Ventanas 72.0 80.0 88.0

Quintero 49.0 54.5 59.9

Mejillones 47.5 52.8 58.1

San Isidro 5.4 6.0 6.6

Nehuenco 7.1 7.9 8.7

Nueva Renca 5.4 6.0 6.6

Mejillones, Tocopilla 5.2 5.8 6.3

Kelar 7.1 7.9 8.7

Supuestos

Crecimiento

demanda

2019 (Real)

2020 (Proyectada)

Carbón

US$/Ton

Precios

combustiblesDiesel

US$/Bbl

GNL

US$/MMBtu

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Análisis por empresa

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

consolidada del SEN.

En marzo, Enel Generación elevó su generación a partir de carbón y Gas, mientras que disminuyó su generación

hidráulica. Por su parte, Colbún aumentó su generación de gas natural y carbón, pero disminuyó la generación

hidráulica. Por otro lado, AES Gener, aumentó la generación en base a gas. Engie aumentó considerablemente su aporte

en base a gas y disminuyó la producción de energía en base a carbón. Por último, Tamakaya aumentó

considerablemente su producción térmica de Gas Natural.

En marzo, las empresas Enel, Tamakaya y Engie fueron deficitarias, mientras que Colbún y AES Gener fueron

excedentarias.

Enel Chile

*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.

Colbún

AES Gener

*Incluye Guacolda, Cochrane y Angamos, entre

otras.

Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020

Diésel 0 0 10

Carbón 386 162 90

Gas Natural 431 316 455

GNL 546 8 154

Hidro 734 765 594

Solar 108 102 101

Eólico 143 142 132

Getérmica 16 19 24

Total 2.364 1.514 1.560

Generación por Fuente (GWh)

Central Feb 2020 Mar 2020

Bocamina (prom. I y II) 37,7 37,3

San Isidro GNL (prom. I y II) 37,0 37,5

Taltal Diesel 182,9 188,4

Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 125,9 131,0

Celta Carbón (CTTAR) 32,2 32,2

Total Generación (GWh) 1.560

Total Retiros (GWh) 1.658

Transf. Físicas (GWh) -97

Transf. Valorizadas (MMUS$) -12

Costos variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía marzo 2020-100

-80-60-40-20 -

20 40 60 80

100

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3

2017 2018 2019 2020

-500-400-300-200-1000100200300400500

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

Gw

h

MM

US$

Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020

Diésel 10 7 36

Carbón 257 199 235

Gas Natural 43 217 247

GNL 454 181 217

Hidro 338 359 301

Solar 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 1.101 962 1.036

Generación por Fuente (GWh)

Central Feb 2020 Mar 2020

Santa María 35,8 32,9

Nehuenco GNL (prom. I y II) 38,8 38,8

Nehuenco Diesel (prom. I y II) 107,8 112,5

Total Generación (GWh) 1.036

Total Retiros (GWh) 880

Transf. Físicas (GWh) 156

Transf. Valorizadas (MMUS$) 13

Costos Variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía marzo 2020

-40

-20

-

20

40

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3

2017 2018 2019 2020

-300

-100

100

300

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

GW

h

MM

US$

Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020

Diésel 0 0 0

Carbón 1.527 1.487 1.742

Gas Natural 5 1 2

GNL 0 0 0

Hidro 128 122 113

Solar 7 7 7

Eólico 0 0 0

Otro 0 0 0

Total 1.667 1.617 1.864

Generación por Fuente (GWh)

Central Feb 2020 Mar 2020

Ventanas prom. (prom. I y II) 53,7 51,1

N. Ventanas y Campiche 32,8 32,8

Angamos (prom. 1 y 2) 25,5 27,1

Guacolda III 31,2 28,8

Norgener (prom. 1 y 2) 31,2 32,2

Total Generación (GWh) 1.864

Total Retiros (GWh) 1.791

Transf. Físicas (GWh) 73

Transf. Valorizadas (MMUS$) 4

Costos variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía marzo 2020 -40

-20

-

20

40

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3

2017 2018 2019 2020

-600

-200

200

600

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

GW

h

MM

US$

8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl abril2020

Análisis por empresa

Engie

Tamakaya Energía (Central Kelar)

Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020

Diésel 0 0 1

Carbón 256 408 518

Gas Natural 164 96 64

GNL 46 111 132

Hidro 3 3 4

Solar 9 12 10

Eólico 0 0 0

Total 478 631 729

Generación por Fuente (GWh)

Central Feb 2020 Mar 2020

Andina Carbón 30,5 31,8

Mejillones Carbón 38,6 39,1

Tocopilla GNL 36,6 37,0

Total Generación (GWh) 729

Total Retiros (GWh) 1.070

Transf. Físicas (GWh) -341

Transf. Valorizadas (MMUS$) -27

*Considera Andina y Hornitos

Costos Variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía marzo 2020

-40

-30

-20

-10

-

10

20

30

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3

2017 2018 2019 2020

-500

-300

-100

100

300

500

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

GW

h

Mar 2019 Feb 2020 Mar 2020

Diésel 0 0 0

Carbón 0 0 0

Gas Natural 417 326 214

GNL 209 163 107

Hidro 0 0 0

Solar 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 626 489 321

Generación por Fuente (GWh)

Central Feb 2020 Mar 2020

Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 65,6 64,2

Total Generación (GWh) 107

Total Retiros (GWh) 295

Transf. Físicas (GWh) -188

Transf. Valorizadas (MMUS$) -11

Transferencias de Energía marzo 2020

Costos Variables prom. (US$/MWh)

-15

-10

-5

-

5

10

15

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3

2017 2018 2019 2020

-200

-100

0

100

200

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

GW

h

Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Información de empresas del

SEN.

.

abril2020 9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile

Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl

Suministro a clientes regulados

El precio promedio de los contratos firmados entre

generadores y empresas distribuidoras para el suministro

de clientes regulados, indexado a marzo de 2020, es de

90,7 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,

referidos a barra de suministro (ver Tabla 3).

En la Tabla 4 se muestran los precios de licitación

promedios de algunas empresas distribuidoras, utilizando

como referencia la barra Polpaico 220. Se observa que

actualmente Enel Distribución y SAESA acceden a

menores precios, mientras que CGED accede a los

precios más altos en comparación con las restantes

distribuidoras.

Los valores de la Tabla 3 y 4 consideran los contratos

adjudicados hasta el proceso 2015/02.

Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver

Estadísticas Systep, sección Precios de licitación SEN

Tabla 3: Precio medio de licitación indexado a marzo de 2020 por generador,

en barra Polpaico 220 (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)

Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a marzo de 2020 por distribuidora,

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

Energías Renovables No Convencionales

De acuerdo con el balance de Energías Renovables No

Convencionales (ERNC) correspondiente a febrero de

2020, los retiros de energía afectos a obligaciones

establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron

iguales a 4.705 GWh, por lo tanto, las obligaciones

sumaron 462 GWh en total. A su vez, la generación ERNC

durante enero fue igual a 1.287 GWh, es decir, se superó

en un 180% la obligación ERNC.

La generación ERNC reconocida de febrero 2020 fue un

28,6% mayor a la reconocida en febrero 2019 (1.000

GWh) y un 34,1% mayor a la reconocida en febrero 2018

(960 GWh) (ver Figura 9).

La mayor fuente ERNC corresponde al aporte solar que

representa un 51% (657 GWh) seguido por el aporte

eólico con un 31% (393 GWh), luego los aportes de tipo

hidráulico con un 8,3% (107 GWh) y finalmente los aportes

de la generación con biomasa y geotérmica que

representaron un 8,8% y 1,3% respectivamente (113 y 16

GWh).

Figura 9: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)

Figura 10: Generación ERNC reconocida en febrero 2020 (Fuente: CEN)

Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio

US$/MWh GWh GWh/año

Enel Distribución 80,6 238.044 17.835

Chilquinta 97,3 53.447 3.813

CGE Distribución 105,6 194.457 14.528

Frontel 83,3 19.697 1.631

Luz Osorno 85,3 2.797 234

SAESA 83,7 43.061 3.574

CEC 85,2 2.552 215

Codiner 84,5 1.489 121

Coelcha 93,0 1.341 110

Conafe 100,4 26.697 1.932

Coopelan 86,4 1.666 138

Cooprel 88,1 937 76

Copelec 86,4 3.803 308

Crell 90,9 2.115 174

EDECSA 99,6 1.317 93

EEPA 74,0 6.849 572

Elecda 78,4 20.512 1.366

Eliqsa 78,3 11.482 764

Emelari 78,4 5.964 395

Emelat 86,9 14.850 1.103

EMELCA 108,9 445 33

Litoral 97,1 1.955 138

LuzLinares 97,5 2.611 180

LuzParral 101,4 2.304 160

Socoepa 82,4 773 65

Emetal 69,8 1.081 72

Precio Medio de Licitación Sistema 90,7 662.246 49.631

* Precios en Barra de Suministro

** Todos los procesos hasta la fecha indexados al 3/2020, ponderado por energía contratada

Empresa Distribuidora

Precio Medio Contratos** Energía Contratada** Energía Contratada Promedio

US$/MWh GWh GWh/año

Enel Distribución 80,6 238.044 17.835

Chilquinta 97,3 53.447 3.813

CGE Distribución 105,6 194.457 14.528

Conafe 100,4 26.697 1.932

SAESA* 83,6 65.555 5.440

Precio Medio Muestra 91,8 578.200 43.548

* Considera Frontel y Luz Osorno

** Todos los procesos hasta la fecha indexados al 3/2020, ponderado por energía contratada

Empresa Distribuidora

feb-17

feb-18

feb-19

feb-20

Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica

111

226

120

310116

227144

455

17

120246

101

517

16

107

393

113

657

17

GWh

10%

34%

6%

49%

1%

1.287

Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica

GWhfeb-20

10

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

abril2020

Expansión del Sistema

Plan de obras

De acuerdo con la RE 101 CNE (31-03-2020) “Declara y

actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en

construcción", se espera la entrada de 6.131 MW de

capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a

marzo de 2024. De estos, 46% corresponde a tecnología

solar (2.823 MW), un 23,8% a tecnología eólica (1.459

MW), un 17,8% a tecnología hidráulica (1.090 MW), un

9,2% a tecnología térmica (561 MW), un 2,7% a biomasa

(166 MW), y un 0,5% a tecnología geotérmica (33 MW).

De acuerdo con la información anterior y a

consideraciones adicionales, la Tabla 5 resume los

supuestos del plan de obras de generación utilizados

para la proyección de costos marginales a 12 meses

(página 5).

Para mayor detalle sobre expansión del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Infraestructura del SEN.

Tabla 5: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:

CNE, Systep)

Proyecto Tecnología Potencia Neta [MW] Fecha conexión Systep

Andes Solar I I Solar 80 may-20

Pajonales Diesel 100 may-20

Prime Los Cóndores Diesel 100 jun-20

Tatara (ex Maitencillo) Diesel 66.9 jul-20

Tolpán Sur Eólica 84 jul-20

USYA Solar 52.4 jul-20

Cabo Leones I I Eólica 205.8 sep-20

Combarbalá Diesel 75 sep-20

San Javier Etapa I Diesel 25 sep-20

Cabo Leones I I I Eólica 78.1 oct-20

Quillagua Solar 100 oct-20

San Javier Etapa I I Diesel 25 oct-20

Santa Isabel Etapa I Solar 155 oct-20

Llanos Blancos Diesel 150 nov-20

Alfalfal 2 Pasada 264 ene-21

Atacama Solar (fase I I ) Solar 150 ene-21

Campos del Sol Sur Solar 399 ene-21

Cerro Dominador CSP Termosolar 110 ene-21

La Huella Solar 84 ene-21

Las Lajas Pasada 267 ene-21

Río Escondido Solar 145 ene-21

Tchamma Eólica 150.4 ene-21

Alena Eólica 84 mar-21

Cerro Tigre Eólica 184.8 mar-21

Lomas de Duqueco Eólica 58.8 mar-21

Los Cóndores Embalse 150 mar-21

11 11

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abril2020 11

Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto

Ambiental (SEIA)

En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de

generación en calificación, a marzo de 2020, totalizan

11.115 MW con una inversión de MMUS$ 18.703, mientras

que los proyectos aprobados totalizan 53.547 MW con

una inversión de MMUS$ 111.898.

Durante el último mes se aprobaron 5 proyectos solares,

con una capacidad total de de 770 MW. Por otro lado,

entraron en calificación 27 nuevos proyectos con una

capacidad instalada de 2.361 MW, de los cuales se

destaca el proyecto fotovoltaico de Andes Green

Company con su proyecto Seongnam (1007 MW) y el

proyecto Alfa Solar (854 MW) de la sociedad Pleiades

S.A.

Tabla 6: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto

ambiental en el Sistema Eléctrico Nacional (Fuente: SEIA)

Para mayor detalle sobre Proyectos en Evaluación SEIA, ver

Estadísticas Systep, sección Infraestructura SEN.

Seguimiento regulatorio

Comisión Nacional de Energía

• Informe Preliminar Precio de Nudo Promedio (ver más).

• Segunda Versión del Informe de Avances N°2 del Estudio de Valorización de las Instalaciones del Sistema de

Transmisión Nacional (ver más).

• Informe Técnico Definitivo de Clasificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión (ver más).

Ministerio de Energía

• En Consulta Pública, Guía para el Desarrollo de Proyectos de Energía, Tomo Etapa previa al SEIA y Evaluación

Ambiental (ver más).

Coordinador Eléctrico Nacional

• Estudio de Plan de Recuperación de Servicio (ver más).

• Estudio de Sintonización de Estabilizadores de Sistemas de Potencia (ver más).

Panel de Expertos

• Presentación de Discrepancia asociada a las Bases de Cálculo del Valor Agregado de Distribución (ver más).

Resumen Sistema Eléctrico Nacional

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$)

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$) Eólico 2.979 3.334 10.430 20.946

Hidráulica 173 447 3.933 6.677

Solar 8.304 11.195 21.597 55.976

Gas Natural 0 0 6.397 6.258

Geotérmica 0 0 170 710

Diesel 129 62 2.758 6.473

Biomasa/Biogás 0 0 463 920

Carbón 0 0 7.030 13.603

Termosolar 300 4.000 0 0

Total 11.885 19.037 52.777 111.564

Tipo de Combustible

En calificación Aprobados

12

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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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