reporte mensual del sector eléctrico - systep
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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Octubre 2020
Contenido
Editorial 2
Análisis de operación 3
Generación 3
Hidrología 3
Costos Marginales 4
Proyección de costos marginales Systep 5
Análisis por empresa 6-7
Suministro a clientes regulados 8
Energías Renovables No Convencionales 8
Expansión del Sistema 9
Proyectos en SEIA 10
Seguimiento regulatorio 10
2 octubre2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Estabilización de tarifas: futura alza en las cuentas o creación de un
nuevo mecanismoA más de un año de su promulgación, ha vuelto a surgir el debate
respecto al perfeccionamiento de la ley de estabilización de
precios de energía eléctrica, iniciativa que congeló
transitoriamente los cargos de energía y potencia que son
traspasados a los clientes regulados. Según las cifras publicadas
por la CNE en el Informe Técnico Preliminar del Precio Nudo
Promedio correspondiente a la fijación de enero de 20211. los
saldos no recaudados llegarán a 1.169 MMUS$ en junio de 2021,
alcanzando casi un 87% del monto límite (1.350 MMUS$). La
reanudación de la discusión se da ante la posibilidad de que los
saldos no recaudados por los generadores alcancen su tope
máximo, a fines de 2021, lo que contrasta con el diseño inicial del
fondo que esperaba estabilizar las tarifas hasta el segundo
semestre de 2023. Este hito gatillaría alzas desde un 10% en el
cargo de energía y potencia de las tarifas eléctricas de los clientes
regulados, si se mantienen los niveles de tipo de cambio actuales.
Luego del estallido social y como respuesta a las alzas en las tarifas
eléctricas en el año 2019, el ejecutivo impulsó medidas para la
estabilización de las tarifas eléctricas de los clientes regulados. La
primera medida instaurada congeló a la componente
correspondiente al cargo por energía y potencia asociada al
segmento de generación, la segunda al Valor Agregado de
Distribución (VAD) y la tercera al cargo de transmisión nacional y
zonal. El congelamiento de estos cargos implica una acumulación
de fondos que deberán recuperarse paulatinamente en el
periodo 2025-2027. Los cargos de energía y potencia se
congelaron con el fin de proteger a los clientes del alza producto
del tipo de cambio, de la inflación y de otras variables
macroeconómicas. La estabilización de los cargos llevó a la
implementación de un fondo que acumulara saldos no
recaudados por los generadores producto de las diferencias entre
los precios traspasados a los clientes regulados y el precio
establecido en los contratos con las generadoras (actualizados
semestralmente en el decreto de Precio Nudo). Sin embargo, los
saldos no recaudados no podían acumularse por sobre un monto
límite (1.350 MMUS$) ni luego de una fecha límite (1 de julio 2023),
descongelándose los cargos en el evento de que se cumpliera
uno de los dos hitos mencionados.
De acuerdo con nuestras estimaciones, si el tipo de cambio se
mantiene sobre los 790 CLP/USD2, el límite de saldos se alcanzará
durante el segundo semestre del año 2021 (ver Figura 1). Lo
anterior implicaría alzas en las tarifas de clientes regulados por
sobre el 6% en un período de un año. Un alza de este nivel puede
tener un gran impacto para la tarifa de clientes del tipo
residencial, donde el cargo por energía representa hasta un 70%
del total de la tarifa. A modo de ejemplo, un cliente residencial de
la comuna de Santiago, cuyo consumo promedio mensual es de
180 kWh, debe pagar alrededor de $22.7403 al mes. Si se considera
una variación del 10% en los cargos de energía y potencia,
implicaría hoy un pago adicional mensual para el mismo cliente
BT1 de más de $1.376.
Figura 1: Proyecciones del mecanismo de estabilización a partir de cifras
proyectadas de la CNE y estimaciones de Systep, considerando un tipo de
cambio de 790 CLP/USD Adicionalmente, se debe tomar en cuenta que durante 2021 se
ejecutará el cobro de cuotas a aquellos clientes que postergaron
sus cuentas por efecto de la Ley de Servicios Básicos. Por esto, es
importante que el ejecutivo considere que el alza de las tarifas no
se ejecute en paralelo a estos cobros.
1 https://www.cne.cl/tarificacion/electrica/precio-nudo-promedio/ 2 Valor escogido considerando que el valor promedio del dólar observado de los últimos 12 meses rodea los 796 CLP/USD (fuente : http://www.sii.cl/valores_y_fechas/dolar/dolar2020.htm) 3 Según datos publicados en informe de septiembre de Empresas Eléctricas A.G. Tarifas vigentes a mayo
de 2020.
Inicialmente la medida de congelamiento de los cargos de
energía y potencia apostaba a la baja de precios en los contratos
a partir del 2024 para lograr compensar el alza producida por el
cobro de saldos adeudados a generadores. En cambio, dentro del
escenario actual esto no sería posible, puesto que el límite máximo
del fondo se alcanzará antes. Está por verse si el ejecutivo buscará
alternativas para evitar el alza de las tarifas, sobre todo
considerando que el monto límite del fondo de estabilización se
alcanzaría dentro de la actual administración. En este sentido, la
Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, citó al
Ministro de Energía4 para discutir la situación del mecanismo de
estabilización implementado por la ley, sin embargo, dicha sesión
no fue realizada, por lo que aún se desconocen las posibles
propuestas del gobierno.
En este contexto, una primera alternativa que podría llegar a
proponer el ejecutivo sería aumentar el límite máximo de saldos
adeudados a los generadores. Si bien esto permitiría retrasar el alza
de las tarifas, la medida sería poco efectiva puesto que no solo
aumentaría la deuda total a recaudar, sino que además
representaría un mayor riesgo para la generación, en especial
para las pequeñas empresas y los nuevos proyectos. Los saldos no
recaudados solo comenzarán a devengar interés a partir del año
2026, lo cual implica un costo financiero para los generadores en
el período 2019 – 2025. Considerando que una parte de las ofertas
adjudicadas en los procesos 2013/03 (2do llamado) y 2015/02
están ligadas a nuevos proyectos de generación financiados con
deuda, los saldos no recaudados por estos proyectos reducirán su
flujo de caja disponible para la cobertura de dicha deuda,
aumentando el riesgo de default hasta el año 2023. Incluso, en el
escenario actual, ya algunas empresas generadoras están
buscando alternativas de financiamiento para afrontar esta
menor recaudación transitoria5. Aumentar el límite máximo de
saldos adeudados no sólo podría generar problemas a los
generadores, sino que además podría afectar al proyecto de ley
de Portabilidad Eléctrica. Esto debido a que la implementación de
un nuevo fondo implicaría un retraso en la migración de clientes
regulados hacia un régimen libre ya que los generadores deberán
primero recaudar los saldos adeudados antes de permitir un
cambio de suministrador por parte de los clientes regulados.
Una segunda alternativa, que podría llegar a proponer la
autoridad, corresponde a limitar la aplicación del fondo de
estabilización para que únicamente cubra a los clientes
residenciales (clientes regulados con tarifa BT1). Considerando
que estos representaban en 2019 el 54%6 de la demanda total de
clientes regulados, esta medida permitiría reducir en un 46% a la
deuda asociada. Esta solución permitiría extender la duración del
fondo de estabilización de los cargos por energía y potencia,
además de disminuir el costo financiero implicado para los
generadores, reduciendo así el riesgo para las empresas más
pequeñas. En cuanto al proyecto de ley de Portabilidad Eléctrica,
esta alternativa no implicaría efectos potencialmente adversos,
puesto que se acotaría la cantidad de clientes regulados que no
podrían cambiarse al régimen libre. Sin embargo, esta política
dejaría fuera al pequeño comercio y a las pymes, por lo que la
medida podría no ayudar a mitigar el descontento social. En
contraste, otra posible solución que podría plantear el gobierno
sería la asignación de un bono/subsidio que permita estabilizar la
tarifa de los clientes regulados más vulnerables económicamente.
La perspectiva actual resulta sumamente compleja para el
ejecutivo, que deberá definir si propondrá un nuevo mecanismo
de estabilización, el que además deberá proteger a los nuevos
proyectos y pequeños generadores, a la vez permitiendo
mantener la cadena de pagos, recuperar los saldos acumulados,
todo esto sin que la tarifa efectiva de los clientes regulados
aumente de manera considerable.
4 Sesión planificada para el 28 de octubre , sin embargo, fue suspendida
5 Facilidad de Liquidez para la Estabilización de Tarifas Eléctricas I
6 Consumo Eléctrico Anual por Comuna y Tipo de Cliente (Información procesada a partir de las entregas de
antecedentes de empresas distribuidoras a la CNE disponible en URL:
http://energiaabierta.cl/catalogo/electricidad/)
3 octubre2020 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Análisis de operación
Generación
En el mes de septiembre la generación total del SEN fue
de 6.167 GWh/mes, un 4,5% inferior a agosto de 2020
(6.458 GWh/mes) y un 1,1% superior a septiembre 2019
(6.101 GWh/mes) (Ver Figura 1).
La participación de la generación de embalse y carbón
disminuyó un 4,8% y 9,9% en relación con el septiembre
2019. En contraste, la participación de la generación
mediante energía eólica, solar, pasada, gas y diésel
aumentó en un 29,1%, 19,1%, 0,2%, 8,8% y 58,5%
respectivamente en relación con septiembre 2019 (Ver
figura 1).
Durante septiembre estuvieron en mantenimiento
mayor la unidad de pasada Antuco, La Higuera,
Hornitos-CTH y La Confluencia (30, 1, 22 y 3 días
respectivamente); la central hidráulica de embalse El
Toro (10 días); las centrales de carbón Norgener NTO2,
Bocamina 2 y Angamos-ANG1 (12, 5 y 1 día
respectivamente); la central de gas Nueva Renca GNL
y Candelaria 2 (14 y 6 días respectivamente) y, por
último, las unidades diésel Espinos, Olivos y Candelaria 2
Diésel (1, 1 y 6 días respectivamente).
Con respecto a la generación bruta del mes de
septiembre, la potencia máxima generada fue de
10.299 MW el día 1, y la mínima fue de 6.837 MW el día
19. La Figura 2 muestra el ciclo de la generación
durante el mes de septiembre, la cual es más alta
durante los días hábiles y más baja durante los fines de
semana.
Hidrología
De forma similar al mes de agosto, la energía
embalsada en el SEN no superó los niveles de
septiembre del año anterior. Se mantiene aún en niveles
históricamente bajos, representando un 56% del
promedio mensual entre los años 1994 y 2019 (ver Figura
3). En lo que va del año hidrológico 2020/2021
(septiembre de 2020), el nivel de excedencia
observado es igual a 96%, es decir, se ubica en el 4% 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 1: Energía mensual generada en el SEN (Fuente: CEN)
Figura 2: Generación bruta del SEN septiembre 2020 (Fuente: CEN)
Figura 3: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
14%
15%
6%
9%
15%0%
38%
3%Sep 2019
13%
15%
8%
11%16%0%
34%
3%Sep 2020
Embalse Pasada Eólico Solar Gas Diésel Carbón Otros
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
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
Po
ten
cia
Bru
ta (
MW
)
Potencia máxima y mínima Percentil 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
6.837 MW Potencia mínima mes
10.299 MW
6.167 GWh/mes
6.101 GWh/mes
4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
octubre2020
Análisis de operación
Costos Marginales
En septiembre 2020 el costo marginal de la barra
Crucero 20 fue de 29,2 US$/MWh, lo cual registró una
disminución de 3,9% con respecto a agosto del mismo
año (30,4 US$/MWh), y una disminución de 28% respecto
a septiembre de 2019 (40,8 US$/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 septiembre de 2020 fue de 29,3
US$/MWh, lo cual reflejó una disminución de 7% con
respecto a agosto del mismo año (31,5 US$/MWh), y
una disminución de 27% respecto a septiembre de 2019
(42,9 US$/MWh). Estos costos estuvieron determinados
por el valor del gas en demanda baja y por el valor del
agua y del diésel en demanda alta (ver Figura 5).
Durante septiembre se observaron variaciones de
costos marginales a lo largo del SEN, fundamentalmente
debido a la congestión en las líneas de transmisión que
unen el norte – centro y el centro – sur del sistema (ver
Figura 6). El total de desacoples del SEN fue de 304
horas.
Los tramos con mayores desacoples fueron: Quillota 110
– San Pedro 110 (6 eventos), N. Pan de Azúcar 500 – N.
Pan de Azúcar 220 (4 eventos), Cautín 220 – Tap Río
Toltén 220 (4 eventos), Maitencillo 220 – Don Héctor 220
(4 eventos), D. Almagro 220 – Cachiyuyal 220 (2
eventos) con un desacople promedio de 12,3 US$/MWh,
21,3 US$/MWh, 26,6 US$/MWh, 25,5 US$/MWh y 22
US$/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 el informe de Balance de Transferencias.
Figura 4: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
septiembre para Crucero 220 (Fuente: CEN)
Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
septiembre para Alto Jahuel 220 (Fuente: CEN)
Figura 6: Costo marginal promedio de septiembre 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
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
200
240
280
1 3 5 7 9
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
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
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
29,2 USD/MWh
USD/MWh
27,8 USD/MWh
28,2 USD/MWh
29,3 USD/MWh
28,2 USD/MWh
29,9 USD/MWh
Crucero 220
29,1
Lineas con desacoples HorasDesacople
promedio USD/MWhLineas con desacoples Horas
Desacople
promedio
USD/MWh
QUILLOTA 110-S.PEDRO 110 22 12,3 N.MAITENCILLO 500-N.CARDONES 500106,9 13,8
N.P.AZUCAR 500-N.P.AZUCAR 220 15 21,3 D.ALMAGRO 220-D.ALMAGRO 110 8,7 170,5
CAUTIN 220-TAP 220 27 26,6 SALAR 220-CALAMA 220 8,6 26,0
MAITENCILLO 220-DON HECTOR 220 12 25,5 N.MAITENCILLO 500-N.MAITENCILLO 2204,9 21,9
D.ALMAGRO 220-CACHIYUYAL 220 64 22 MULCHEN 220-CAUTIN 220 7,1 89,6
5
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Proyección Systep de costos marginales a 12 meses
Figura 7: Costos marginales proyectados por barra (Fuente: Systep)
Conforme a la información publicada en los últimos
informes de programación y operación del Coordinador
Eléctrico Nacional (CEN), se realizó una proyección de
costos marginales a 12 meses. Considerando el
comportamiento real de la demanda hasta septiembre
2020 y la contingencia producto de la pandemia
originada por el COVID-19, la proyección de la
demanda considera un crecimiento total de 0,4% para
el año 2020 respecto del año 2019. Se definieron tres
escenarios de operación distintos: Caso Base que
considera los supuestos descritos en la Tabla 2; Caso Bajo
que considera una alta disponibilidad de Gas y bajos
costos de combustibles; y un Caso Alto en el cual se
considera que solamente San Isidro y U16 tienen
disponibilidad de Gas, además de 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 5434 MW de nueva capacidad, de los cuales 2.562 MW
son solares, 1.947 MW son eólicos, 28 MW son geotérmicos,
313 MW hidráulicos y 584 MW térmicos.
En los gráficos de la Figura 7, se muestra un análisis estadístico
de los costos marginales proyectados por Systep, en el cual
se destacan distintos percentiles que revelan el efecto de
considerar simultáneamente, tanto la variabilidad
hidrológica como los distintos niveles de demanda que
pueden ocurrir durante los meses.
La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos
marginales esperados para las distintas barras. El área azul
contiene el 90% de los costos marginales calculados
(registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos
bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,
mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos
marginales calculados (registros entre el percentil 0% y
100%).
Ca
soB
ajo
0
30
60
90
120
150
10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
Ca
so A
lto
0
30
60
90
120
150
10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
Ca
so B
ase
Crucero 220
0
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60
90
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150
10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
0
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150
10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
Cardones 220
0
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60
90
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10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
0
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10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
Alto Jahuel 220
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10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
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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
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2020 2021
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2020 2021
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2020 2021
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10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2020 2021
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
0.5% 0.5% 0.5%
0.3% 0.3% 0.3%
4.1% 4.1% 4.1%
Mejillones 1 y 2 65.2 72.4 79.6
Angamos 56.5 62.8 69.1
Guacolda (promedio) 55.5 61.7 67.8
Andina 55.9 62.1 68.3
Hornitos 55.1 61.2 67.4
Norgener 57.9 64.3 70.7
N. Ventanas 61.8 68.7 75.6
Quintero 50.3 55.8 61.4
Mejillones 39.9 44.4 48.8
San Isidro 1 5.1 5.7 6.3
San Isidro 2 5.1 5.7 6.3
Nehuenco 1 5.9 6.6 No Aplica
Nehuenco 2 5.9 6.6 No Aplica
Mejillones CTM3 3.0 3.3 No Aplica
Nueva Renca 5.4 6.0 No Aplica
U16 4.3 4.8 5.3
Kelar 7.8 8.7 No Aplica
San Isidro 2 5.0 5.5 6.1
U16 4.5 5.0 5.5
Nehuenco 2 5.0 5.5 No Aplica
Nueva Renca 5.0 5.5 No Aplica
Supuestos
2019 (Real)
2020 (Proyectada)
Carbón
US$/Ton
Precios
combustibles
Diesel
US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
GN
US$/MMBtu
2021 (Proyectada)
Crecimiento
demanda
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octubre2020 6
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 septiembre, Enel Generación elevó su generación hidráulica, carbón y GNL. Por su parte, Colbún redujo su generación
de GNL e hidráulica y aumentó su generación de gas natural. Por otro lado, AES Gener, aumentó su generación de
carbón. Engie mantuvo su aporte en base a carbón y redujo sus aportes de gas natural y GNL. Por último, Tamakaya
redujo su producción térmica de gas.
En septiembre, las empresas Tamakaya, AES Gener y Engie fueron deficitarias, mientras que Enel Generación y Colbún
fueron excedentarias.
Enel Chile
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Guacolda, Cochrane y Angamos, entre
otras.
Sep 2019 Ago 2020 Sep 2020
Diésel 0 0 1
Carbón 276 190 209
Gas Natural 46 19 83
GNL 148 448 194
Hidro 1.021 830 842
Solar 94 78 80
Eólico 168 184 152
Getérmica 14 17 18
Total 1.769 1.765 1.580
Generación por Fuente (GWh)
Central Ago 2020 Sep 2020
Bocamina (prom. I y II) 31,0 31,3
San Isidro GNL (prom. I y II) 37,0 37,0
Taltal Diesel 125,8 127,4
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 91,8 92,8
Central Ago 2020 Sep 2020
Embalse Ralco 30,6 35,2
Total Generación (GWh) 1.580
Total Retiros (GWh) 1.544
Transf. Físicas (GWh) 36
Transf. Valorizadas (MMUS$) 0
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Costos variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía septiembre 2020
-100-80-60-40-20 -
20 40 60 80
100
9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9
2017 2018 2019 2020
-500-400-300-200-1000100200300400500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Gw
h
MM
US$
Sep 2019 Ago 2020 Sep 2020
Diésel 0 3 0
Carbón 0 187 188
Gas Natural 203 0 0
GNL 90 493 483
Hidro 401 515 477
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 693 1.198 1.148
Generación por Fuente (GWh)
Central Ago 2020 Sep 2020
Santa María 29,8 29,8
Nehuenco GNL (prom. I y II) 25,2 25,3
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 73,7 75,5
Central Ago 2020 Sep 2020
Embalse Colbún 33,0 33,4
Total Generación (GWh) 1.148
Total Retiros (GWh) 883
Transf. Físicas (GWh) 265
Transf. Valorizadas (MMUS$) 8
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía septiembre 2020
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-20
-
20
40
9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2017 2018 2019 2020
-300
-100
100
300
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
Sep 2019 Ago 2020 Sep 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 1.710 1.297 1.386
Gas Natural 1 1 1
GNL 0 0 0
Hidro 55 49 55
Solar 7 16 18
Eólico 0 0 0
Otro 0 0 0
Total 1.773 1.364 1.460
Generación por Fuente (GWh)
Central Ago 2020 Sep 2020
Ventanas prom. (prom. I y II) 39,9 41,0
N. Ventanas y Campiche 31,7 31,7
Angamos (prom. 1 y 2) 25,4 25,4
Guacolda III 28,0 27,1
Norgener (prom. 1 y 2) 30,6 30,3
Total Generación (GWh) 1.460
Total Retiros (GWh) 1.605
Transf. Físicas (GWh) -144
Transf. Valorizadas (MMUS$) 5
Transferencias de Energía septiembre 2020
Costos variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9
2017 2018 2019 2020
-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 [email protected] www.systep.cl octubre2020
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Sep 2019 Ago 2020 Sep 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 327 327 325
Gas Natural 128 138 45
GNL 45 88 85
Hidro 15 15 13
Solar 11 12 12
Eólico 6 11 6
Total 533 591 487
Generación por Fuente (GWh)
Central Ago 2020 Sep 2020
Andina Carbón 29,6 29,8
Mejillones Carbón 46,8 46,8
Tocopilla GNL 30,5 34,8
Total Generación (GWh) 487
Total Retiros (GWh) 950
Transf. Físicas (GWh) -463
Transf. Valorizadas (MMUS$) -14
*Considera Andina, Hornitos, Los Loros y Monte Redondo
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía septiembre 2020
-40
-30
-20
-10
-
10
20
30
9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2017 2018 2019 2020
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Sep 2019 Ago 2020 Sep 2020
Diésel 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 240 288 168
GNL 120 144 84
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 360 431 252
Generación por Fuente (GWh)
Central Ago 2020 Sep 2020
Kelar GNL (TG1 + TG2 + TV) 61,3 61,7
Total Generación (GWh) 84
Total Retiros (GWh) 253
Transf. Físicas (GWh) -169
Transf. Valorizadas (MMUS$) -5
Transferencias de Energía septiembre 2020
Costos Variables prom. (US$/MWh)
-15
-10
-5
-
5
10
15
9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2017 2018 2019 2020
-200
-100
0
100
200
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$ G
Wh
Para mayor detalle sobre empresas del Sistema, ver
Estadísticas Systep, sección Información de empresas del
SEN.
.
octubre2020 8 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] 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 septiembre de 2020,
es de 87 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 septiembre de 2020 por
generador, en barra Polpaico 220 (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a septiembre 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 agosto de
2020, los retiros de energía afectos a obligaciones
establecidos en la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron
iguales a 4.819 GWh, por lo tanto, las obligaciones
sumaron 467 GWh en total. A su vez, la generación ERNC
durante julio fue igual a 1.474 GWh, es decir, se superó en
un 216 % la obligación ERNC.
La mayor fuente ERNC corresponde al aporte eólico que
representa un 41% (597 GWh) seguido por el aporte solar
con un 39% (575 GWh), luego los aportes de tipo
hidráulico, biomasa y geotérmica con un 14%, 6% y 1%
respectivamente (201, 85 y 16 GWh respectivamente).
Durante septiembre, se registraron 49 GWh de energía
solar y eólica vertida, lo que refleja un aumento del 23%
con respecto a agosto 2020 (40 GWh) y un aumento de
286% con respecto a septiembre de 2020 (13 GWh), ver
Figura 9.
Figura 8: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 9: Vertimiento renovable durante el mes de septiembre (Fuente: CEN).
Precio Medio Contratos* Energía Contratada año 2020
US$/MWh GWh
ENDESA 80,6 16.705
COLBÚN 91,7 4.850
PANGUIPULLI 125,0 565
Empresa Eléctrica Carén S.A. 119,0 85
Empresa Eléctrica ERNC-1 SpA. 122,7 60
Chungungo S.A. 96,3 190
Energía Cerro El Morado S.A. 126,2 40
SPV P4 S.A. 106,4 20
M. REDONDO 114,7 303
D. ALMAGRO 120,9 220
PUNTILLA 122,4 83
AES GENER 78,2 5.601
GUACOLDA 65,5 900
PUYEHUE 97,7 160
E-CL 90,8 7.570
San Juan SpA. 111,1 420
Pelumpén S.A. 88,5 380
Santiago Solar S.A. 86,5 120
ACCIONA 102,8 600
Aela Generación S.A. 82,9 768
Consorcio Abengoa Chile S.A., Abengoa
Solar Chile SpA y Abengoa Solar S.A.105,4 39
Ibereolica Cabo Leones I S.A. 97,0 195
SCB II SpA 73,5 88
Amunche Solar SpA 70,4 110
El Campesino 92,0 4.000
Abengoa 124,3 950
Norvind 122,6 50
Precio Medio de Licitación 87,0 45.070
Empresa Generadora
Precio Medio Contratos* Energía Contratada año 2020
US$/MWh GWh
Enel Distribución 73,1 16.316
Chilquinta 94,0 3.481
CGE Distribución 101,0 13.024
SAESA* 97,6 4.312
Precio Medio Muestra 87,7 37.134
* Todos los procesos hasta la fecha indexados al 9/2020, ponderado por energía contratada del año 2020
Empresa Distribuidora
ago-17
ago-18
ago-19
ago-20
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
177
307
135
331167
337
147
418
23
212
513
102
497
15
202
597
85
575
16
GWh
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2019 2020
Po
rció
n d
e R
ed
ucc
ión
Ge
ne
raci
ón
Re
no
vab
le (M
Wh
)
Generación Eólica Generación Solar Promedio Mensual Eólico Promedio Mensual Solar
10
9 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
octubre2020
Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE-372 CNE (29-10-2020) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 7.262 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
octubre de 2024. De estos, 46,2% corresponde a
tecnología solar (3.356 MW), un 26,4% a tecnología
eólica (1.916 MW), un 18,0% a tecnología hidráulica
(1.305 MW), un 6,7% a tecnología térmica (486 MW), un
2,3% a biomasa (166 MW), y un 0,5% a tecnología
geotérmica (33 MW).
De acuerdo con la información anterior, la Tabla 5
resume el plan de obras de generación de la CNE a 12
meses (Tabla 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)
Proyecto Fecha estimada de Interconexión Tipo de tecnología Potencia Neta [MW]
Campos del Sol nov -20 Solar Fotov oltaico 381
Las Lajas jul-21 Hidro – Pasada 267
Alfalfal II sep-21 Hidro – Pasada 264
Parque FV Domeyko may-21 Solar Fotov oltaico 186
Parque Eólico Cerro Tigre feb-21 Eólico 185
Planta FV Sol del Desierto Fase I abr-21 Solar Fotov oltaico 175
Cabo Leones II Segunda Etapa nov -20 Eólico 172
MAPA oct-21 Biomasa 166
Parque FV Malgarida II abr-21 Solar Fotov oltaico 163
Santa Isabel Etapa I oct-20 Solar Fotov oltaico 159
PE Llanos del Viento ago-21 Eólico 156
Parque Eólico Tchamma dic-20 Eólico 155
PE Puelche Sur nov -21 Eólico 152
Sol de Lila nov -20 Solar Fotov oltaico 152
Parque Eólico Calama ago-21 Eólico 150
Llanos Blancos dic-20 Diésel 150
Atacama Solar II nov -20 Solar Fotov oltaico 150
Valle del Sol ago-21 Solar Fotov oltaico 150
Río Escondido feb-21 Solar Fotov oltaico 145
Parque Eólico Renaico II nov -20 Eólico 144
Parque Eólico Malleco – Fase II feb-21 Eólico 138
Ñuble jul-22 Hidro – Pasada 136
Parque Eólico Malleco – Fase I oct-20 Eólico 135
Ampliación Finis Terrae Etapa I sept-20 Solar Fotov oltaico 126
PV Tamaya Solar jun-21 Solar Fotov oltaico 114
Cabo Leones III Fase 2 abr-21 Eólico 110
Parque Eólico Ckani jul-21 Eólico 107
Parque Fotov oltaico San Pedro oct-20 Solar Fotov oltaico 106
Valle Escondido abr-21 Solar Fotov oltaico 105
Prime Los Cóndores sept-20 Diésel 100
Parque Solar Fotov oltaico Nuev o Quillagua sept-20 Solar Fotov oltaico 100
Parque FV Pampa Tigre abr-21 Solar Fotov oltaico 100
Los Olmos ago-21 Eólico 100
Sol de Los Andes jun-21 Solar Fotov oltaico 89
Parque Solar Capricornio feb-21 Solar Fotov oltaico 88
Parque Eólico Alena dic-20 Eólico 84
Parque Fotov oltaico La Huella oct-20 Solar Fotov oltaico 84
PSF Sol de Atacama ago-21 Solar Fotov oltaico 81
Combarbalá oct-20 Diésel 75
Central de Respaldo Maitencillo nov -20 Diésel 67
Parque Eólico Mesamáv ida mar-21 Eólico 60
Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I may-21 Eólico 60
Parque FV Azabache dic-20 Solar Fotov oltaico 60
PE Lomas de Duqueco jul-21 Eólico 57
Planta FV Sol del Desierto Fase II abr-21 Solar Fotov oltaico 55
La Cruz Solar ene-21 Solar Fotov oltaico 50
Parque Eólico La Estrella feb-21 Eólico 50
Parque Eólico Negrete – Etapa I ene-21 Eólico 36
Cardones oct-21 Solar Fotov oltaico 35
Cerro Pabellón Unidad 3 dic-20 Geotérmica 33
Parque FV Malgarida I abr-21 Solar Fotov oltaico 28
San Jav ier etapa I nov -20 Diésel 25
San Jav ier etapa II nov -20 Diésel 25
Digua dic-20 Hidro-Pasada 20
Trupán dic-20 Hidro – Pasada 20
El Pinar dic-20 Hidro – Pasada 11
11 11
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octubre2020 10
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación, a septiembre de 2020,
totalizan 12.431 MW con una inversión de MMUS$ 19.461
mientras que los proyectos aprobados totalizan 55.588
MW con una inversión de MMUS$ 114.709.
Durante el último mes se aprobaron 8 proyectos solares,
con una capacidad total de 543 MW. Por otro lado,
entraron en calificación 12 nuevos proyectos con una
capacidad instalada de 708 MW, de los cuales se
destaca el proyecto fotovoltaico Sierra Gorda Solar de
400 MW y el proyecto Pedro de Valdivia de 140 MW de
tecnología solar fotovoltaica.
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
Ministerio de Energía
• Se publica en el Diario Oficial el DS 88 sobre Medios de Generación de Pequeña Escala (Reglamento PMGD, ver más).
• Se retira de Contraloría el Reglamento de Planificación de la Transmisión (ver más).
Panel de Expertos
• Discrepancia finalizada sobre el Informe de Servicios Complementarios (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Se inicia proceso de licitación internacional proyecto HDVC Kimal – Lo Aguirre (ver más).
Cámara de Diputados
• Se aprueba en Cámara y se remite a la Comisión de Medioambiente el Proyecto de Ley que Prohíbe la instalación y
funcionamiento de centrales termoeléctricas a carbón en todo el país al año 2025 (ver más)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$) Eólico 3.803 4.656 10.447 20.963
Hidráulica 173 447 3.933 6.677
Solar 8.026 10.297 24.391 59.105
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 12.431 19.461 55.588 114.709
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
11
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