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 reporte@systep.cl 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%

2%

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5.000

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25.000

30.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Cap

acid

ad In

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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5.000

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15.000

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25.000

30.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Capa

cida

d In

stal

ada

[MW

]

Demanda Max [MW] Cap. Instalada / dda Max

0

10.000

20.000

30.000

40.000

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70.000

2017

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202

5

2026

2027

2028

2029

203

0

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 reporte@systep.cl 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 reporte@systep.cl 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)

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160

1 2 3 4 5 6 7 8 91

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12

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52

62

72

82

93

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

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80

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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 reporte@systep.cl 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

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

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 reporte@systep.cl 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$

7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl julio2018

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.

.

8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl julio2018

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

9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl julio2018

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

10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl julio2018

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

Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl julio2018

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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. | Líder de proyectos

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.

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