Reporte Mensual del

Sector Eléctrico

Diciembre 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 diciembre2018

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

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C

a

p

t

¿Qué mantiene la línea HVDC en la planificación del sistema

eléctrico nacional?

En enero de 2018 el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publicó

la “Propuesta de Expansión de Transmisión del Sistema Eléctrico

Nacional”, donde identifica las necesidades de expansión del

sistema eléctrico en un horizonte de 20 años. Esta propuesta incluyó

una línea en corriente continua de 1.500 km de longitud con 4

estaciones conversoras, para evacuar energía ERNC desde el

Norte Grande hasta el gran centro de carga del país, la Región

Metropolitana. Esta obra, la de mayor inversión histórica en

transmisión, con un monto de 1.305 MMUSD, representa el 77,7% del

presupuesto total de la propuesta de planificación.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo responsable de

aprobar y decretar las expansiones que deberán ser licitadas y

construidas en la transmisión nacional y zonal, en febrero del

presente año publicó el Plan de Expansión de la Transmisión

(RE163/2018). Este contiene las obras que deberán empezar su

proceso de licitación en los próximos 12 meses. En este Decreto

destaca la línea HVDC con un costo de 1.788 MMUSD, esto es 483

MMUSD mayor al calculado por el CEN.

El Plan de Expansión decretado por la CNE, fue sometido a

discrepancia por Collahuasi al Panel de Expertos, donde este

último concluyó que retrasar la construcción de la línea HVDC

traería beneficios para el costo de operación del sistema, de

acuerdo con los presentados por la CNE en el escrito de la

discrepancia. Por lo tanto, el Panel por unanimidad acuerda en su

Dictamen 7/2018 “Modificar el Informe Final, en el sentido de no

considerar dentro de las obras nuevas la línea HVDC”. En función

de los análisis realizados para la discrepancia, así como los

efectuados posteriormente por la CNE, en el Informe Técnico

Preliminar con el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el

año 2018 (RE747/2018), se propone nuevamente la línea HVDC

como una obra de ejecución inmediata. Cabe preguntarse

entonces ¿Cuáles fueron los cambios en los supuestos que

ratificaron la propuesta de la línea HVDC de ejecución inmediata?

Analizando la nueva propuesta y justificaciones presentadas por la

CNE, se observa que la capacidad de transporte por polo baja de

3.000 MW a 2.000 MW, y el Valor de Inversión disminuye 612 MMUSD,

lo que significa un valor de inversión de 1.176 MMUSD.

Para entender la decisión del proceso de planificación y las

diferencias entre el resultado de la RE163/2018 y la RE747/2018, lo

más relevante es analizar los supuestos de generación ERNC y

demanda utilizados en los estudios, cuyas principales

características se resumen en las tablas mostradas a continuación. Tabla 1: Características de los escenarios utilizados en la RE163/2018.

Tabla 2: Características de los escenarios utilizados en la RE747/2018.

Al comparar ambas tablas, se aprecia que en la RE747/2018 se

amplió el número de escenarios y se atrasó el plan de obras de

generación ERNC. De la segunda tabla (RE747/2018), llama la

atención la similitud entre el escenario 2 y el escenario 5, cuya

única diferencia, es el año en el que empieza el alto desarrollo

ERNC; esto parece más bien una sensibilidad que un nuevo

escenario. Lo siguiente que se debe destacar, es que son

precisamente estos escenarios los que muestran mayores

beneficios económicos con la construcción de la línea HVDC. Sin

embargo, el escenario 3 es marginalmente rentable, mientras que

los escenarios 1 y 4, muestran siempre pérdidas económicas.

Al respecto, la RE711/2018, que establece la metodología

aplicable al proceso de planificación anual de la transmisión,

indica que solo se deben recomendar aquellos proyectos de

transmisión que hayan presentado beneficios netos positivos en al

menos el 50% de los escenarios. Al aplicar este criterio a la línea

HVDC, se observa que de cambiarse el escenario 5 por uno quizás

más parecido al escenario 4, que es el único que aborda alto

crecimiento eólico en el sur, el resultado será que hay una inversión

no atractiva de 1.176 MMUSD.

La RE747/2018 argumenta varias razones por las que no sería

apropiado atrasar la entrada en operación del sistema HVDC. Una

de ellas es la alta probabilidad de creciente penetración ERNC,

justificada en la disminución de los costos de inversión, que indica

el Informe Final del Proceso de Planificación Energética de Largo

Plazo del Ministerio de Energía. Sin embargo, cabe formularse ¿por

qué se consideró tanta energía solar en el norte del país y tan poca

energía eólica en el sur?. Un segundo argumento a favor de esta

obra es que para el 2033 existiría un requerimiento de demanda de

aproximadamente 22.000 GWh. Sin embargo, de nuevo cabe

preguntarse ¿Por qué abastecerla desde el norte y no desde el sur?

El tercer argumento afirma que por efecto del cambio climático se

prevé hidrologías más secas, sin embargo, esta situación no se

resuelve agregando líneas HVDC; quizás ante esta situación lo más

apropiado sea utilizar en las proyecciones de largo plazo las

hidrologías que se consideren más representativas y planificar el

sistema en función de eso. Por otro lado, se destaca que la

principal consecuencia del cambio climático son condiciones

climáticas más extremas, lo que puede desencadenar tanto

hidrologías mucho más húmedas como mucho más secas.

El último argumento descrito en la RE747/2018, para no retrasar la

construcción de la obra, son las posibles demoras que puede

enfrentar la ejecución de la línea HVDC, entre ellos, el estudio de

franja que debe realizar la CNE para ser aprobada por el Consejo

de Ministros para la Sustentabilidad. Con respecto a este punto,

cabe preguntarse ¿por qué no se ajusta la Ley para que sea

posible anticipar el estudio de franjas?, Esta acción sería

beneficiosa, tanto en caso de que se demuestre una de las

siguientes alternativas: a) la línea HVDC debe comenzar su proceso

de construcción de manera inmediata; b) la línea HVDC debe

retrasar su construcción 1 año o más; c) la línea HVDC debe entrar

en servicio en etapas; d) se construye una nueva línea HVAC.

Finalmente, la RE747/2018 cierra explicando que la ejecución de la

línea HVDC queda condicionada a que el último Informe Técnico

Definitivo del Plan de Expansión Anual de Transmisión, que debe ser

publicado previo a las próximas licitaciones, contenga al menos en

el 50% de los escenarios evaluados, 3.000 MW o más de generación

al norte de la SE Cumbres. Por otro lado, los usuarios inscritos deben

estar atentos a la publicación de este informe, ya que solo tendrán

10 días para presentar eventuales observaciones, de lo contrario

no podrán presentar discrepancias al Panel.

Escenario DemandaInicio

PenetraciónRegiones Tecnologías

1 Baja 2027 I, II y III Solar

2 Alta 2024 I - XSolar, Eólico y

Termosolar

3 Alta 2024 I - XSolar, Eólico y

Termosolar

* El precio combustible proyectado es el mismo para todos los escenarios

Escenario DemandaInicio

PenetraciónRegiones Tecnologías

1 Baja 2026 I y II Solar

2 Alta 2026 I, II y IVSolar, Eólico y

Termosolar

3 Media 2026 II y IV Solar y Eólico

4 Baja 2026 II, IV y VIII Solar y Eólico

5 Alta 2027 I, II y IVSolar, Eólico y

Termosolar

3 diciembre2018 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 SEN

Norte fue de 1.530 GWh/mes, un 3,0 % mayor a octubre

de 2018 (1.485 GWh/mes). La generación máxima bruta

fue de 2.915 MW el día 30, mientras que la mínima fue

de 1.259 MW el día 14.

La participación de la generación se mantuvo

constante para todas las tecnologías con respecto al

mes de octubre.

Durante noviembre estuvo en mantenimiento la central

Mejillones, unidad CTM 3 (165 MW), durante 30 días.

La generación total del SEN Sur en el mes de noviembre

fue de 4.593 GWh/mes, un 3,6% menor que en octubre

de 2018 (4.764 GWh/mes). La máxima generación bruta

fue de 8.304 MW el día 21, mientras la mínima fue de

4.496 MW el día 11 del mes.

La participación de la generación hidroeléctrica y solar

aumentó en un 6% y 1%, respectivamente, con respecto

al mes anterior. En contraste, la participación con base

a carbón y otras fuentes disminuyó en un 6% y 1%,

respectivamente, en relación con el mes de octubre. La

participación del GNL y del viento se mantuvo

constante durante el periodo.

Durante noviembre estuvieron en mantenimiento las

centrales Candelaria 1 (123 MW), Santa María (350 MW)

y Nehuenco Gas (360 MW) por 15, 20 y 19 días,

respectivamente.

Hidrología

Al igual que en el mes de octubre de 2018, durante

noviembre la energía embalsada en el SEN superó los

niveles del año anterior. No obstante, se mantiene aún

en niveles históricamente bajos, representando un 79%

del promedio mensual histórico (ver Figura 4). En lo que

va del año hidrológico 2018/2019 (abril de 2018 –

noviembre de 2018), 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 2: Energía mensual generada en el SEN Norte (Fuente: CEN)

Figura 3: Energía mensual generada en el SEN Sur (Fuente: CEN)

Figura 4: 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%

9%

12%

4%

71%

1%Nov 2017

0%

4%

12%

21%

0%

61%

2%Nov 2018

Hidro Eólico Solar GNL Diésel Carbón Geotérmica

37%

31%

6%

6%

3%

1% 13%

4%

Nov 2017

34%

29%

6%

8%

4%

1%15%

3%

Nov 2018

Embalse Pasada Eólico Solar GNL Diésel Carbón Otros

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

1.259 MW

2.915 MW Generación

total del mes

Potencia

máxima mes

Potencia

mínima mes

Generación

total del mes

Potencia

máxima mes 8.304 MW Potencia

mínima mes 4.496 MW

1.530 GWh/mes

4.593 GWh/mes

4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

Análisis de operación

Costos Marginales

En el SEN Norte, el costo marginal de noviembre en la

barra Crucero 220 fue de 55,3 US$/MWh, lo cual es un

1,6% menor al costo de octubre de 2018 (56,2

US$/MWh), y un 7,8% menor respecto a noviembre de

2017 (60,0 US$/MWh). Los costos en demanda alta

fueron determinados por el diésel y en demanda baja

por el carbón, observándose máximos por sobre los 200

US$/MWh y escenarios de vertimiento (ver Figura 5).

Por su parte, el costo marginal del SEN Sur en noviembre

promedió 48,1 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo

cual es un 14,1% menor respecto a octubre de 2018

(56,0 US$/MWh) y un 42,7% mayor respecto al

noviembre de 2017 (33,7 US$/MWh). Estos costos

estuvieron fuertemente determinados por el valor del

agua, observándose escenarios de vertimiento a lo

largo del mes. Los peaks alcanzaron los 90 US$/MWh

(ver Figura 6).

Durante noviembre 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 centro – sur del sistema (ver

Figura 7). El total de desacoples del SEN fue de 608

horas.

Los tramos con mayores desacoples troncales fueron L.

Vilos 220 - L. Palmas 220 (41 eventos), Don Goyo 220 –

P.Azucar 220 (43 eventos), C.Navia 220 – C.Navia 110 (1

evento), P.Azucar 220 – P.Colorada 220 (15 eventos) y

D.Almagro 220 – Cachiyuyal 220 (6 eventos), con un

desacople promedio de 15,6 US$/MWh, 42,7 US$/MWh,

0,4 US$/MWh, 7,5 US$/MWh y 41,2 US$/MWh,

respectivamente.

Para mayor detalle sobre precios del Sistema, ver

Estadísticas Systep, sección Precios del SIC-SING.

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

noviembre para el SEN Norte (Fuente: CEN)

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

noviembre para el SEN Sur (Fuente: CEN)

Figura 7: Costo marginal promedio de octubre en barras representativas

del Sistema (Fuente: CEN)

Tabla 3: Desacople promedio por tramo congestionado en sistema de

transmisión (Fuente: CEN)

0

40

80

120

160

200

1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

21

31

41

51

61

71

81

92

02

12

22

32

42

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

40

80

120

160

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

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

55,2 USD/MWh

USD/MWh

51,5 USD/MWh

50,8 USD/MWh

48,3 USD/MWh

46,0 USD/MWh

46,4 USD/MWh

Crucero 220

55,2

Lineas con desacoples Horas

Desacople

promedio

USD/MWh

Lineas con desacoples Horas

Desacople

promedio

USD/MWh

L.VILOS 220 - L.PALMAS 220 211 15,6 NOGALES 220 - L.VILOS 220 11 0,2

DON_GOYO 220 - P.AZUCAR 220 202 42,7 L.CHANGOS 220 - KAPATUR 220 9 218,3

C.NAVIA 220 - C.NAVIA 110 84 0,4 LAGUNILLAS 154 - QUINENCO 154 8 0,1

P.AZUCAR 220 - P.COLORADA 220 43 7,5 ITAHUE 220 - ITAHUE 154 6 0,1

D.ALMAGRO 220 - CACHIYUYAL 220 14 41,2 CUMBRES 500 - L.CHANGOS 500 4 43,6

5 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

Proyección Systep de costos marginales a 12 meses

Figura 8: 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 4 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 4.

Tabla 4: 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 912 MW de nueva capacidad, de los cuales

98 MW son solares, 381 MW eólicos, 16 MW de pasada y 417

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

0306090

120150180210

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

2018 2019

Cas

o A

lto

0306090

120150180210

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

2018 2019

Cas

o B

ase

Crucero 220

0306090

120150180210

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

2018 2019

Cardones 220

0306090

120150180210

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

2018 2019

Alto Jahuel 220

0306090

120150180210

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

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

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

2018 2019

0306090

120150180210

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

2018 2019

Caso Bajo Caso Base Caso Alto

4,7% 4,7% 4,7%

2,9% 2,9% 2,9%

3,0% 3,0% 3,0%

Mejillones 94,5 105,0 115,5

Angamos 91,9 102,1 112,3

Tocopilla 97,6 108,5 119,3

Andina 90,4 100,4 110,5

Hornitos 89,7 99,7 109,7

Norgener 92,8 103,1 113,4

Tarapacá 92,1 102,3 112,5

N. Ventanas 95,1 105,6 116,2

Quintero 76,8 85,3 93,9

Mejillones 55,0 61,1 67,2

San Isidro 6,7 7,5 8,2

Nehuenco 6,7 7,5 8,2

Nueva Renca 6,8 7,5 8,3

Mejillones, Tocopilla 4,4 4,9 5,4

Kelar 9,1 10,1 11,1

Crecimiento

demanda2018 (Proyectada)

2019 (Proyectada)

Precios

combustibles

Carbón

US$/Ton

Diesel

US$/Bbl

GNL

US$/MMBtu

Supuestos

2017 (Real)

6 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

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 noviembre, Enel Generación aumentó su generación térmica y disminuyó su generación hidráulica. Colbún y AES

Gener se comportaron de manera contraria a Enel, donde aumentaron su generación hidráulica y disminuyeron su

generación térmica (carbón y gas). Engie aumentó su producción térmica, mientras que Guacolda y Tamakaya

disminuyeron su generación térmica.

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

Guacolda fue excedentaria.

Enel Generación

Colbún

AES Gener

*Incluye Cochrane y Angamos entre otras.

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 30 6 4

Carbón 10 9 117

Gas Natural 52 157 156

Hidro 1.486 1.492 1.407

Solar 0 0 0

Eólico 11 14 14

Total 1.589 1.679 1.698

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018

Bocamina (prom. I y II) 53,7 53,8

San Isidro GNL (prom. I y II) 60,3 60,4

Taltal Diesel 207,9 208,2

Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 147,7 147,9

Celta Carbón (CTTAR) 42,3 42,3

Total Generación (GWh) 1.679

Total Retiros (GWh) 2.406

Transf. Físicas (GWh) -728

Transf. Valorizadas (MMUS$) -7

Costos variablesR283:T295 promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018-100

-50

-

50

100

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

2015 2016 2017 2018

-1.000

-500

0

500

1.000

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

Gw

h

MM

US$

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 1 9 0

Carbón 22 248 19

Gas Natural 35 33 54

Hidro 787 671 758

Solar 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 845 961 831

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018

Santa María 39,5 40,3

Nehuenco GNL (prom. I y II) 58,9 60,6

Nehuenco Diesel (prom. I y II) 113,7 111,9

Total Generación (GWh) 961

Total Retiros (GWh) 1.010

Transf. Físicas (GWh) -50

Transf. Valorizadas (MMUS$) -1

Costos Variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018

-50

-30

-10

10

30

50

11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9

2015 2016 2017 2018

-600

-400

-200

0

200

400

600

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

GW

h

MM

US$

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 0 0 0

Carbón 1.135 1.015 887

Gas Natural 59 0 0

Hidro 107 69 97

Solar 6 6 6

Eólico 0 0 0

Otro 1 4 2

Total 1.308 1.094 992

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018

Ventanas prom. (prom. I y II) 52,3 55,2

N. Ventanas y Campiche 53,9 53,9

Angamos (prom. 1 y 2) 48,3 47,8

Norgener (prom. 1 y 2) 0,0 0,0

Total Generación (GWh) 1.094

Total Retiros (GWh) 1.297

Transf. Físicas (GWh) -203

Transf. Valorizadas (MMUS$) 2

Costos variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018

-15

-10

-5

-

5

10

15

11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9

2015 2016 2017 2018

-600

-200

200

600

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

GW

h

MM

US$

7 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

Análisis por empresa

Engie

Tamakaya Energía (Central Kelar)

Guacolda

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 1 0 0

Carbón 420 235 259

Gas Natural 110 97 98

Hidro 4 3 3

Solar 2 2 2

Eólico 0 0 0

Total 537 337 363

Generación por Fuente (GWh)Central Oct 2018 Nov 2018

Andina Carbón 46,3 46,9

Mejillones Carbón 54,5 54,5

Tocopilla GNL 42,2 44,5

Total Generación (GWh) 337

Total Retiros (GWh) 851

Transf. Físicas (GWh) -514

Transf. Valorizadas (MMUS$) -27

*Considera Andinas y Hornitos

Costos Variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018

-30

-20

-10

-

10

20

30

11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9

2015 2016 2017 2018

-700

-500

-300

-100

100

300

500

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

GW

h

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 47 0 0

Carbón 0 0 0

Gas Natural 94 210 206

Hidro 0 0 0

Solar 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 142 210 206

Generación por Fuente (GWh)

Nov 2017 Oct 2018 Nov 2018

Diésel 0 0 0

Carbón 215 396 333

Gas Natural 0 0 0

Hidro 0 0 0

Solar 0 0 0

Eólico 0 0 0

Total 215 396 333

Generación por Fuente (GWh)

Central Oct 2018 Nov 2018

Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 71,8 73,0

Total Generación (GWh) 210

Total Retiros (GWh) 222

Transf. Físicas (GWh) -12

Transf. Valorizadas (MMUS$) 0

Costos Variables prom. (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018

Central Oct 2018 Nov 2018

Guacolda I y II 44,4 47,4

Guacolda III 42,1 46,2

Guacolda IV y V 44,8 47,8

Total Generación (GWh) 396

Total Retiros (GWh) 365

Transf. Físicas (GWh) 31

Transf. Valorizadas (MMUS$) 3

Costos Variables promedio (US$/MWh)

Transferencias de Energía octubre 2018

-15

-10

-5

-

5

10

15

11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9

2015 2016 2017 2018

-200

-100

0

100

200

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

GW

h

-30

-20

-10

-

10

20

11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9 11

1 3 5 7 9

2015 2016 2017 2018

-200

-100

0

100

200

Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$

MM

US$

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 diciembre2018

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 2018,

es de 84,5 US$/MWh para el Sistema Eléctrico Nacional,

referidos a barra de suministro (ver Tabla 5).

En la Tabla 6 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 5 y 6 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 5: Precio medio de licitación indexado a noviembre de 2018 por

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

Tabla 6: Precio medio de licitación indexado a noviembre 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 octubre de

2018, los retiros de energía afectos a obligaciones

establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron

iguales a 5.733 GWh, por lo tanto, las obligaciones

sumaron 455 GWh en total. A su vez, la generación

ERNC durante octubre fue igual a 1200 GWh, es decir,

se superó en un 164% la obligación ERNC.

La generación ERNC reconocida de octubre 2018 fue

un 0,4% mayor a la reconocida en octubre 2017 (1.195

GWh) y un 39,8% mayor a la reconocida en octubre

2016 (859 GWh) (ver Figura 10).

La mayor fuente ERNC corresponde a aportes solares

que representan un 56% (673 GWh) seguido por aportes

hidráulicos con un 20% (237 GWh), luego los aportes

eólicos con un 18% (214 GWh) y finalmente la biomasa

representó un 4% (56 GWh). Por su parte, la generación

geotérmica representa un 2% (22 GWh).

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

Figura 10: Generación ERNC reconocida en octubre 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 85,3 6.932

Pelumpén Colbún 84,7 380

Aes Gener Aes Gener 80,7 5.601

Guacolda Aes Gener 69,8 900

Engie Engie 94,5 4.546

Monte Redondo Engie 109,7 303

Amunche Solar First Solar 66,5 110

SCB II First Solar 69,3 88

Aela Generación Aela Generación 81,3 770

Diego de Almagro Prime Energía  112,5 220

I.Cabo Leones EDF Energy/ Ibereólica 91,5 195

Chungungo SunEdison 88,6 190

San Juan Latin America Power 101,5 240

Santiago Solar Andes Mining & Energy 79,6 120

Eléctrica Puntilla Eléctrica Puntilla 116,1 83

EE ERNC-1 BCI/ Antuko 112,9 60

E Cerro El Morado MBI Inversiones  116,1 40

Abengoa Abengoa Chile 99,4 39

E Eléctrica Carén Latin America Power. 109,8 49

Acciona Acciona 96,1 240

SPV P4 Sonnedix 97,9 20

Precio Medio de Licitación Sistema 84,5 40.932* Precios en Barra de Suminis tro** Contratos abastecidos por el resto de los generadores

Empresa

GeneradoraEmpresa Matriz

Precio Medio Licitación Energía Contratada Precio Medio Reajustado

US$/MWh GWh/año US$/MWhEnel Distribución 69,6 15.226 76,2

Chilquinta 94,1 3.724 92,7

EMEL 87,6 950 91,9

CGED 100,9 13.336 89,9

SAESA 78,1 5.133 84,7

EMEL-SING 86,1 2.562 90,7

Precio Medio de Licitación Sistema 84,5 40.932 84,5

* Precios en Barra de Suministro

Empresa Distribuidora

oct-15

oct-16

oct-17

oct-18

Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica

142218

112

150

159

268

142

290227

404

117

437

10

237214

56

673

22

GWh

20%

18%

4%

56%

2%

1.201

Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica

GWhoct-18

9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

Expansión del Sistema

Plan de obras

De acuerdo con la RE 767 CNE (23-11-2018) “Declara y

actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en

construcción", se espera la entrada de 3.124 MW de

capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a

marzo de 2024. De estos, 34% corresponde a tecnología

hidráulica (1.062 MW), un 30% a tecnología térmica (973

MW), un 12% a tecnología solar (373 MW) y un 24% a

tecnología eólica (742 MW).

De acuerdo con la información anterior y a

consideraciones adicionales, la Tabla 7 y la Tabla 8

resumen los supuestos de los planes de obras 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 SIC- SING.

Tabla 7: Centrales mayores a 10 MW en Plan de Obras a 12 meses (Fuente:

CNE, Systep)

Tabla 8: Proyectos de Transmisión Nacional a un año (Fuente: CNE, Systep)

Proyecto TecnologíaPotencia neta

[MW]

Fecha conexión

Systep

Aconcagua Cogeneración 42 dic-18

Convento Viejo Pasada 16 dic-18

Punta Sierra Eólica 82 dic-18

IEM Térmica 375 abr-19

Aurora Eólica 129 ene-19

Sarco Eólica 170 feb-19

Huatacondo Solar 98 abr-19

Proyecto Responsable Decreto

Fecha

conexión

Decreto

Fecha

conexión

Systep

Pan de Azúcar- Polpaico 500 kV Interchile 115/2011 ene-18 mar-19

10 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto

Ambiental (SEIA)

En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de

generación en calificación totalizan 4.303 MW con una

inversión de MMUS$ 6.660, mientras que los proyectos

aprobados totalizan 48.452 MW con una inversión de

MMUS$ 105.740.

En el último mes se aprobaron los proyectos “Parque

Fotovoltaico Sol de Vallenar” de 250 MW y MMUS$ 620,

“Central a Gas Diego de Almagro” de 40 MW y

MMUS$30,” Proyecto Fotovoltaico Covadonga” de

9MW y MMUS$12, “Parque Fotovoltaico Gabriela” de

9MW y MMUS$12. Adicionalmente, se rechazó el

proyecto “Parque Eólico Cateao” de 100 MW Y

MMUS$224.

Tabla 9: 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 N°761/2018, aprueba Informe Técnico Final de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de

Transmisión para el Período 2020-2023 (ver más).

• Resolución Exenta N°767/2018, declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción (ver

más).

• Resolución Exenta N°795/2018, rectifica Informe Técnico Definitivo de julio de 2018, para la fijación de precios de

nudo de corto plazo. Se cambian los factores de modificación (ver más).

• Resolución Exenta N°801/2018, aprueba Informe de Definición de Servicios Complementarios (ver más).

• Resolución Exenta N°802/2018, aprueba Informe Técnico Preliminar de Determinación del valor Anual de Los

Sistemas de Transmisión Zonal (ver más).

Coordinador Eléctrico Nacional

• Se publicó Informe Preliminar del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (ver más).

• Se publicó el Informe de Verificación y Seguimiento del Cumplimiento Efectivo de Servicios Complementarios

prestados durante octubre de 2018 (ver más).

• Se publicó el Informe Final del Estudio de Esquema de Desconexión Automática de Carga (ver más).

• Se publicó el Informe Final del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas (ver más).

• Se publicó Informe Preliminar del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (ver más).

Panel de Expertos

• Discrepancia N15-2018: Discrepancia al Informe de Calificación de Instalaciones de los Sistemas Transmisión para el

Período 2020-2023 (ver más).

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$)

Potencia

(MW)

Inversión

(MMUS$)

Solar 1.497 2.021 19.154 53.041

GNL 1.127 1.530 5.713 5.363

Eólico 1.381 2.300 9.514 19.349

Carbón 0 0 7.030 13.603

Diésel 41 20 2.558 6.380

Geotérmica 50 200 120 510

Hidráulica 207 589 3.900 6.574

Biomasa/Biogás 0 0 463 920

Total 4.303 6.660 48.452 105.740

En calificación Aprobados

Tipo de Combustible

11

Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 reporte@systep.cl www.systep.cl diciembre2018

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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.

Diciembre2018

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