Reporte Mensual del Sector Eléctrico - Systep · 2021. 2. 26. · Reporte Mensual del Sector...
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Reporte Mensual del
Sector Eléctrico
Febrero 2021
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
febrero2021 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl 2
Nueva Ley de Eficiencia EnergéticaEl 13 de febrero de 2021 se publicó la Ley 21.3051 sobre
Eficiencia Energética (EE), luego de dos años de
tramitación. Esta corresponde a la primera Ley de EE para
el país, que plantea el “uso eficiente y racional de los
recursos energéticos, contribuyendo a mejorar la
productividad, la competitividad económica y la calidad
de vida de las personas”.
En Chile, las materias de EE han sido incorporadas
principalmente por grandes consumos privados como
medio para establecer estándares más competitivos, en
respuesta a escenarios de altos precios de energía, como
los observados durante la década de los 2000. No obstante,
los planes para establecer una iniciativa nacional fueron
desarrollándose desde el año 2005 con la creación del
Programa País de Eficiencia Energética (PPEE) y firmas de
acuerdos internacionales en esta materia, que
establecieron las bases institucionales, un marco
regulatorio, y llevaron a la creación una Agencia de EE.
El año 2010 junto con la creación del Ministerio de Energía
(ME), los aspectos de eficiencia considerados por el PPEE
fueron recogidos por la División de EE y la fundación de
derecho privado “Agencia Chilena de Eficiencia
Energética”. Estos centraron sus actividades en torno a
divulgación y educación en EE, apoyo técnico a empresas
y a iniciativas legislativas, como la ley de etiquetados de
artefactos eléctricos.
La nueva Ley se encarga principalmente de establecer
obligaciones de EE para diversos sectores. Se determina
que cada 5 años, el ME y ministerios sectoriales elaborarán
un Plan Nacional de EE (PNEE), en el cual se abordarán
temas relacionados con educación, capacitación, EE
residencial, edificación, transporte y otros sectores
productivos. Además, se establecerán estándares mínimos
y etiquetados de artefactos. Este proceso incluirá la
participación de la ciudadanía.
Adicionalmente, se incorpora la figura de los Consumidores
con Capacidad de Gestión de Energía (CCGE), los que
deberán informar anualmente su consumo al ME. Este
último establecerá cuatrienalmente el criterio para
catalogar a las empresas como CCGE, sin perjuicio de lo
anterior, se calificarán automáticamente las empresas con
consumo superior a 50 Tcal al año (Cerca de 58 GWh). Estas
deberán implementar Sistemas de Gestión de Energía (SGE)
que cubran al menos el 80% de su consumo, y tendrán la
obligación de emitir informes anuales al ME sobre el
funcionamiento y oportunidades de mejora. Estos sistemas
deberán ser auditados cada tres años con cargo a la
empresa responsable. El ME por su parte, emitirá informes
respecto a la información entregada, analizará
cumplimientos de objetivos y cruces con el PNEE, el cual
contendrá metas de eficiencia de corto, mediano y largo
plazo para los CCGE.
Para el primer PNEE, según las disposiciones transitorias de
la Ley, se plantea una reducción de la intensidad
energética nacional2 de un 10% al año 2030 respecto al
año 2019 y de al menos un 4% para los CCGE.
Por otra parte, la Ley incorpora la calificación energética
(sin establecer estándares mínimos de diseño) en
edificaciones, tales como viviendas, edificios de uso
público, comerciales y oficinas, que serán requeridos para
la recepción final por parte de la dirección de obras de los
1 Ley de Eficiencia Energética
2 Definido como la relación entre la demanda o consumo energético y el producto interior bruto
municipios y que además será considerada como
información comercial básica. La calificación estará a
cargo del MINVU a través de un “Registro Nacional de
Evaluadores Energéticos”.
Se incorpora la EE para el transporte y la calificación
energética de vehículos, en el que el ME fijará estándares
mínimos, con sanciones en caso de incumplimientos. Se
incluye además un beneficio tributario para vehículos de
cero emisiones, puedan tener depreciación acelerada por
los próximos 10 años (3 años vida útil normal y 1 año
acelerada). Además, el ME regulará la interoperatividad de
los sistemas de carga de vehículos eléctricos.
Los organismos públicos también estarán sujetos a la
normativa de EE, debiendo reportar sus indicadores
energéticos al ME. Estos contarán con un “Gestor
Energético” que coordinará los SGE en el sector. La nueva
Ley además incorpora la clasificación del hidrógeno y
derivados como combustibles, incluyendo en el registro SEC
a las empresas que exploten este producto, y otorga al ME
atribuciones respecto de la regulación de aspectos
relacionados con el hidrógeno.
El establecimiento de esta ley viene a regular estándares de
EE a los consumos, además de la ejecución de un plan
nacional, esto en el entendido de que existen barreras para
la creación de un mercado de EE, basados en aspectos
informativos, de incentivos, financieros etc. Por esto, la Ley
impone la obligación de establecer sistemas de gestión de
energía, los que, si pueden ser llevados a cabo
adecuadamente, permitirían disminuir la intensidad
energética de los consumos. Adicionalmente, la
calificación energética de edificios y transporte puede
desarrollar incentivos a la demanda de estos bienes, con el
consecuente aumento en la producción de viviendas y
transportes cada vez más eficientes3.
La Ley sin duda plantea las bases respecto de la gestión
energética en los grandes consumos, así como también en
el sector público, inmobiliario y de transporte. Sin embargo,
para tener éxito en el desarrollo de las metas planteadas,
es necesario que los reglamentos y normativas que deriven
de esta Ley planteen estrategias de control y fiscalización
eficientes, estándares adecuados para las empresas
auditoras, y mecanismos flexibles para la implementación
de los SGE de manera que los procesos sean expeditos y no
constituyan un sobrecosto en los involucrados. Sin perjuicio
de lo anterior, resulta interesante analizar las leyes de países
altamente eficientes, como Japón4, donde existen
incentivos de mercado para la adquisición de tecnología
eficiente, I+D, incentivos tributarios, entre otros.
De este modo, permanece abierta la interrogante de
cuáles serán las estrategias para materializar las metas de
los PNEE. En este sentido, existen alternativas tales como
incluir esquemas de impuestos, establecer límites
normativos más estrictos o la impulsión de la EE a través del
desarrollo de un mercado que permita incorporar servicios
de eficiencia, el desarrollo de nuevas tecnologías e
innovación. Desde este punto de vista, la Ley no establece
incentivos en el empleo de los SGE, salvo obligaciones que
pudiesen desembocar en procesos burocráticos inciertos.
Un adecuado establecimiento de señales de precios en
torno a la EE se plantea como una posibilidad interesante,
que puede estimular de mejor manera la EE.
3 Reporte: "Study on the impact of the energy label and potential changes to it on consumer",
London Economics, Ipsos, 2013.
4 Eficiencia energética en Japón
3 febrero2021 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 enero la generación total del SEN fue de
6.769 GWh/mes, un 1,5% inferior a diciembre de 2020
(6.873 GWh/mes) y un 0,4% inferior a enero de 2020
(6.798 GWh/mes) (Ver Figura 1).
La participación de la generación de emblase y gas
disminuyó un 15,8% y 44,2% en relación con la de enero
de 2020. En contraste, la participación de la generación
mediante energía eólica, solar, pasada, carbón y diésel
aumentó en un 34,4%, 37,3%, 1,6%, 5,3%, y 1.537,5%
respectivamente en relación con enero 2020 (Ver figura
1).
Durante enero estuvo en mantenimiento mayor la
central hidráulica de embalse Rapel (8 días); las
centrales de carbón Campiche (26 días); la unidad de
GNL Nehuenco 2 (16 días) y, por último, las unidades
diésel Los Guindos TG2 y Nehuenco 1 (5 y 6 días
respectivamente).
Con respecto a la generación bruta del mes de enero,
la potencia máxima generada fue de 10.860 MW el día
4, y la mínima fue de 7.068 MW el día 31. La Figura 2
muestra el ciclo de la generación durante el mes de
enero, la cual es más alta durante los días hábiles y más
baja durante los fines de semana.
Hidrología
De forma análoga a lo ocurrido en el mes anterior
(diciembre) la energía embalsada en el SEN en enero
del presente año no superó los niveles de enero del año
anterior. Se mantiene aún en niveles históricamente
bajos, representando un 53% del promedio mensual
entre los años 1994 y 2020 (ver Figura 3). En lo que va del
año hidrológico 2020/2021 (enero de 2020), el nivel de
excedencia observado es igual a 91,7%, es decir, se
ubica en el 8,3% 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 enero 2021 (Fuente: CEN)
Figura 3: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE – CEN)
12%
17%
6%
10%19%
0%
33%
3%Ene 2020
10%
17%
8%
14%11%2%
35%
3%Ene 2021
Embalse Pasada Eólico Solar Gas Diésel Carbón Otros
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Po
ten
cia
Bru
ta (
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
2021 2020 Promedio mensual 1994 - 2020
Generación
total del
mes
Potencia máxima mes
7.068 MW Potencia mínima mes
10.860 MW
6.798 GWh/mes
6.769 GWh/mes
4 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl febrero2021
Análisis de operación
Costos Marginales
En enero 2021 el costo marginal de la barra Crucero 220
fue de 50,8 US$/MWh, lo cual registró un aumento de
18% con respecto a diciembre del año anterior (43,1
US$/MWh), y un aumento de 21% respecto a enero de
2020 (41,9 US$/MWh). Los costos en demanda alta
fueron determinados por el gas y diésel, y en demanda
baja principalmente por el carbón (ver Figura 4).
Por su parte, el costo marginal de la barra
Alto Jahuel 220 en enero de 2021 fue de 58,9 US$/MWh,
lo cual reflejó un aumento de 40% con respecto a
diciembre de año anterior (42,1 US$/MWh), y un
aumento de 42% respecto a enero de 2020 (41,6
US$/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).
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
enero para Crucero 220 (Fuente: CEN)
Figura 5: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de
enero para Alto Jahuel 220 (Fuente: CEN)
Figura 6: Costo marginal promedio de enero en barras representativas del
Sistema (Fuente: CEN)
0
40
80
120
1 3 5 7 9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
US$
/MW
h
Día
CMg Máx y Min (Crucero 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (Crucero 220)
Carbón, CVar Promedio GNL_A, CVar Tocopilla
Diésel, CVar Atacama
0
40
80
120
1 3 5 7 9
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31
US$
/MW
h
Día
CMg Máx y Min (A. Jahuel 220) CMg Promedio, percentiles 10 y 90 (A. Jahuel 220)
Carbón, CVar Promedio GNL_A, 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
50,8 USD/MWh
USD/MWh
53,6 USD/MWh
53,3 USD/MWh
58,9 USD/MWh
57,0 USD/MWh
86,9 USD/MWh
Crucero 220
50,8
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 diciembre
2020 y la contingencia producto de la pandemia
originada por el COVID-19, la proyección de la
demanda considera un crecimiento total de 3,3% para
el año 2021 respecto del año 2020. 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 5.550 MW de nueva capacidad, de los cuales 2.698 MW
son solares, 1.543 MW son eólicos, 28 MW son geotérmicos,
563 MW hidráulicos, 166 MW de biomasa y 718 MW térmicos.
Además, se considera el retiro de Ventanas II para agosto
2021, equivalente a 193,5 MW.
En los gráficos de la Figura 7, se muestra un análisis estadístico
de los costos marginales proyectados por Systep, en el cual
se destacan distintos percentiles que revelan el efecto de
considerar simultáneamente, tanto la variabilidad
hidrológica como los distintos niveles de demanda que
pueden ocurrir durante los meses.
La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos
marginales esperados para las distintas barras. El área azul
contiene el 90% de los costos marginales calculados
(registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos
bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas,
mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos
marginales calculados (registros entre el percentil 0% y
100%).
Caso Bajo Caso Base Caso Alto
Crecimiento
demanda3,3% 3,3% 3,3%
Mejillones 1 y 2 74,1 82,4 90,6
Angamos 55,1 61,3 67,4
Guacolda (promedio) 58,1 64,6 71,0
Andina 57,2 63,5 69,9
Hornitos 55,1 61,2 67,4
Norgener 60,3 67,0 73,6
N. Ventanas 63,0 70,0 77,0
Quintero 59,1 65,6 72,2
Mejillones 58,5 65,0 71,5
San Isidro 1 5,2 5,8 6,4Nehuenco 1 7,2 8,0 N/A
Mejillones CTM3 4,0 4,4 N/A
U16 4,1 4,5 5,0
Kelar 6,6 7,3 N/A
San Isidro 2 (1) 4,1 4,5 5,0
U16 (2) 4,1 4,5 5,0
Nehuenco 2 (1) 4,1 4,5 N/A
Nueva Renca (1) 4,1 4,5 N/A
(1) A partir de Enero 2021 (4.5 US$/MMBtu Nov-Mar, 5.3 US$/MMBtu Abr-Oct)
(2) A partir de Enero 2021 (4.5 US$/MMBtu Nov-Mar, GNL Abr-Oct)
Supuestos
2021 (Proyectada)
GN
US$/MMBtu
Carbón
US$/Ton
Diesel US$/Bbl
(Quintero)
GNL
US$/MMBtu
Precios
combustibles
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Análisis por empresa
A continuación, se presenta un análisis físico y financiero por empresa, en que se considera para cada una la operación
consolidada del SEN.
En enero, Enel Generación elevó su generación de carbón y diésel, y disminuyó su contribución hidráulica. Por su parte,
Colbún aumentó su producción en base a carbón y redujo su generación hidráulica. Por otro lado, AES Gener, aumentó
su generación de carbón. Engie aumentó su generación en base a gas natural y carbón y redujo su producción de GNL.
Por último, Tamakaya aumentó su producción térmica de gas.
En enero, las empresas Tamakaya, Enel, Colbún y Engie fueron deficitarias, mientras que AES Gener fue excedentaria.
Enel Chile
*Incluye Pehuenche y GasAtacama, entre otros.
Colbún
AES Gener
*Incluye Guacolda, Cochrane y Angamos, entre
otras.
Ene 2020 Dic 2020 Ene 2021
Diésel 0 8 4
Carbón 86 131 197
Gas Natural 316 80 71
GNL 64 224 203
Hidro 1.004 1.038 875
Solar 109 118 115
Eólico 150 163 157
Getérmica 18 27 20
Total 1.748 1.789 1.642
Generación por Fuente (GWh)Central Dic 2020 Ene 2021
San Isidro GNL_A (TG1+TV1, prom. I y II) 38,4 51,8
San Isidro GN_A (TG1+TV1, prom. I y II) 36,1 35,2
Taltal Diesel (Prom I y II) 136,3 150,2
Atacama Diesel (TG1A+TG1B+TV1C) 99,2 108,8
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Central Dic 2020 Ene 2021
Embalse Ralco 39,8 36,7
Transferencias de Energía enero 2021
Total Generación (GWh) 1.642
Total Retiros (GWh) 1.962
Transf. Físicas (GWh) -320
Transf. Valorizadas (MMUS$) -19
Costos variables promedio (US$/MWh)
-100-80-60-40-20 -
20 40 60 80
100
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 10 11 12 1
2018 2019 2020 2021
-500-400-300-200-1000100200300400500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
Gw
h
MM
US$
Ene 2020 Dic 2020 Ene 2021
Diésel 1 4 29
Carbón 184 202 221
Gas Natural 328 0 0
GNL 0 1 7
Hidro 412 583 379
Solar 2 3 2
Eólico 0 0 0
Total 928 793 638
Generación por Fuente (GWh)Central Dic 2020 Ene 2021
Santa María 30,6 31,1
Nehuenco GNL_A (TG1+TV1, Prom. I y II) 42,2 43,4
Nehuenco GN_A (TG1+TV1, Prom. I y II) 35,8 35,8
Nehuenco Diesel (TG1+TV1, Prom. I y II) 80,9 87,1
Central Dic 2020 Ene 2021
Embalse Colbún 39,2 141,9
Total Generación (GWh) 638
Total Retiros (GWh) 823
Transf. Físicas (GWh) -185
Transf. Valorizadas (MMUS$) -7
Valor del Agua promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía enero 2021
Costos Variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1
2018 2019 2020 2021
-300
-100
100
300
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
GW
h
MM
US$
Ene 2020 Dic 2020 Ene 2021
Diésel 0 0 0
Carbón 1.564 1.492 1.577
Gas Natural 1 1 2
GNL 0 0 0
Hidro 140 149 135
Solar 8 26 25
Eólico 0 0 0
Otro 0 0 0
Total 1.713 1.668 1.739
Generación por Fuente (GWh)Central Dic 2020 Ene 2021
Ventanas II 37,3 37,3
N. Ventanas y Campiche 34,1 34,1
Angamos (prom. 1 y 2) 25,9 27,1
Guacolda III 28,0 28,7
Norgener (prom. 1 y 2) 29,8 31,2
Total Generación (GWh) 1.739
Total Retiros (GWh) 1.438
Transf. Físicas (GWh) 301
Transf. Valorizadas (MMUS$) 18
Transferencias de Energía enero 2021
Costos variables promedio (US$/MWh)
-40
-20
-
20
40
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 10 11 12 1
2018 2019 2020 2021
-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 febrero2021
Análisis por empresa
Engie
Tamakaya Energía (Central Kelar)
Ene 2020 Dic 2020 Ene 2021
Diésel 0 3 0
Carbón 373 337 367
Gas Natural 15 56 146
GNL 138 69 32
Hidro 3 5 4
Solar 12 12 12
Eólico 0 9 7
Total 541 491 567
Generación por Fuente (GWh)Central Dic 2020 Ene 2021
Andina Carbón 33,0 33,1
Mejillones Carbón 43,4 43,4
Tocopilla GNL_A (U16-TG1+TV1) 38,6 36,7
Total Generación (GWh) 541
Total Retiros (GWh) 985
Transf. Físicas (GWh) -445
Transf. Valorizadas (MMUS$) -24
*Considera Andina, Hornitos, Los Loros y Monte Redondo
Costos Variables promedio (US$/MWh)
Transferencias de Energía enero 2021
-40
-30
-20
-10
-
10
20
30
40
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 10 11 12 1
2018 2019 2020 2021
-500
-300
-100
100
300
500
Físico Energía GWh Valorizado Energía MMUS$
MM
US$
GW
h
Ene 2020 Dic 2020 Ene 2021
Diésel 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 566 258 496
GNL 283 129 248
Hidro 0 0 0
Solar 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 849 387 743
Generación por Fuente (GWh)Central Dic 2020 Ene 2021
Kelar GNL_A (TG1 + TG2 + TV) 66,8 69,0
Kelar Diesel (TG1 + TG2 + TV) 66,7 74,2
Total Generación (GWh) 248
Total Retiros (GWh) 255
Transf. Físicas (GWh) -8
Transf. Valorizadas (MMUS$) -0
Costos Variables prom. (US$/MWh)
Transferencias de Energía enero 2021
-15
-10
-5
-
5
10
15
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 10 11 12 1
2018 2019 2020 2021
-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.
.
febrero2021 8
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Suministro a clientes regulados
El precio promedio de los contratos firmados entre
generadores y empresas distribuidoras para el suministro
de clientes regulados, indexado a enero de 2021, es de
86,1 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 de oferta. 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 2015/01.
Para mayor detalle sobre Precios de Licitación, ver
Estadísticas Systep, sección Precios de licitación SEN
Tabla 3: Precio medio de licitación indexado a enero de 2021 por generador,
en barra de suministro (Fuente: CNE. Elaboración: Systep)
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a enero de 2021 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), cuya última publicación
considera datos actualizados a diciembre de 2020, los
retiros de energía afectos a obligaciones establecidos en
la Ley 20.257 y la Ley 20.698 fueron iguales a 5.103 GWh,
por lo tanto, las obligaciones sumaron 500 GWh en total.
A su vez, la generación ERNC durante diciembre fue
igual a 1.817 GWh, es decir, se superó en un 263% la
obligación ERNC.
La mayor fuente ERNC corresponde al aporte solar que
representa un 52% (954 GWh) seguido por el aporte
eólico con un 30% (546 GWh), luego los aportes de tipo
hidráulico, biomasa y geotérmica con un 11%, 5% y 1%
respectivamente (200, 95 y 22 GWh respectivamente).
Durante diciembre, se registraron 53 GWh de energía
solar y eólica vertida, lo que refleja un aumento del 319%
con respecto a noviembre 2020 (23 GWh) y un aumento
de 13% con respecto a diciembre de 2019 (7 GWh), ver
Figura 9.
Figura 8: Generación ERNC histórica reconocida (Fuente: CEN)
Figura 9: Vertimiento renovable durante el mes de diciembre (Fuente: CEN).
Precio Medio Contratos Energía Contratada año 2020
US$/MWh GWh
ENDESA 83.0 15,679
E-CL 92.6 7,596
AES GENER 81.5 5,229
COLBÚN 92.7 4,850
El Campesino 94.0 4,021
Abengoa 125.0 955
IBEREÓLICA CABO LEONES II S.A. 51.5 858
Aela Generación S.A. 83.4 769
HUEMUL ENERGÍA (Caman) 42.3 638
HUEMUL ENERGÍA (Coihue) 43.0 638
ACCIONA 103.4 603
PANGUIPULLI 126.1 567
CONDOR ENERGÍA (Esperanza) 47.0 528
San Juan SpA. 111.6 422
WPD MALLECO (Malleco) 54.5 397
Pelumpén S.A. 89.0 326
M. REDONDO 115.2 303
MARIA ELENA SOLAR 31.7 280
D. ALMAGRO 121.4 220
Ibereolica Cabo Leones I S.A. 97.6 195
WPD MALLECO (Malleco II)54.1 192
Chungungo S.A. 96.9 191
OPDENERGY 41.5 176
PUYEHUE 98.3 160
IBEREÓLICA CABO LEONES III SpA 71.2 130
Santiago Solar S.A. 87.0 121
Otros 93.9 799
Precio Medio de Licitación 86.1 46,842
Empresa Generadora
Precio Medio Contratos Energía Contratada año 2020
US$/MWh GWh
Enel Distribución 75.2 16,316
CGE Distribución 99.2 13,024
Chilquinta 93.2 3,481
SAESA 88.0 4,312
Precio Medio Muestra 86.8 37,134
Empresa Distribuidora
dic-17
dic-18
dic-19
dic-20
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Geotérmica
181281
109
502395
174 136
688
4
157
518
92
748
14
200
546
95
954
22
GWh
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
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
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febrero2021
Expansión del Sistema
Plan de obras
De acuerdo con la RE-34 CNE (29-01-2021) “Declara y
actualiza instalaciones de Generación y Transmisión en
construcción", se espera la entrada de 7.236 MW de
capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional a
octubre de 2024. De estos, 49,7% corresponde a
tecnología solar (3.599 MW), un 25,2% a tecnología
eólica (1.823 MW), un 17,1% a tecnología hidráulica
(1.237 MW), un 5,2% a tecnología térmica (379 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 feb-21 Solar 381
Las Lajas jul-21 Hidráulica 267
Alfalfal II sep-21 Hidráulica 264
Parque FV Domeyko may-21 Solar 186
Parque Eólico Cerro Tigre feb-21 Eólica 185
Proyecto FV Coya dic-21 Solar 180
Planta FV Sol del Desierto Fase I abr-21 Solar 175
San Pedro oct-24 Hidráulica 170
MAPA oct-21 Biomasa 166
Parque FV Malgarida II – Etapa I abr-21 Solar 163
Santa Isabel Etapa I17 dic-18 Solar 159
PE Llanos del Viento ago-21 Eólica 156
Parque Eólico Tchamma dic-15 Eólica 155
PE Puelche Sur nov-21 Eólica 152
Sol de Lila feb-21 Solar 152
Llanos Blancos ene-21 Térmica 150
Atacama Solar II ene-21 Solar 150
Parque Eólico Calama ago-21 Eólica 150
Los Cóndores dic-23 Hidráulica 150
Valle del Sol ago-21 Solar 150
Río Escondido feb-21 Solar 145
Parque Eólico Renaico II feb-21 Eólica 144
Parque Eólico Malleco – Fase
II feb-21 Eólica138
Ñuble jun-24 Hidráulica 136
Parque Eólico Malleco – Fase I feb-21 Hidráulica 135
Ampliación Finis Terrae Etapa I feb-21 Solar 126
PV Tamaya Solar jun-21 Solar 114
Andes IIB oct-21 Solar 113
Cabo Leones III Fase 2 abr-21 Eólica 110
Parque Eólico Ckani oct-21 Eólica 107
Valle Escondido abr-21 Solar 105
Sol de Varas mar-22 Solar 101
Parque FV Pampa Tigre abr-21 Solar 100
Los Olmos ago-21 Eólica 100
Parque FV Willka jul-22 Solar 98
Sol de Los Andes jun-21 Solar 89
Parque Solar Capricornio feb-21 Solar 88
Parque Fotovoltaico La Huella ene-21 Solar 84
Parque Eólico Alena mar-21 Eólica 84
PSF Sol de Atacama abr-22 Solar 81
Combarbalá abr-21 Térmica 75
Campo Lindo mar-22 Eólica 72
Central de Respaldo Maitencillo jul-21 Térmica 67
Parque Eólico Mesamávida mar-21 Eólica 60
Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I may-21 Eólica 60
PE Lomas de Duqueco31 jul-21 Eólica 57
Planta FV Sol del Desierto Fase II abr-21 Solar 55
La Cruz Solar ene-21 Solar 50
Parque Eólico La Estrella feb-21 Eólica 50
CH Los Lagos ago-22 Hidráulica 49
Parque Eólico Negrete – Etapa I feb-21 Eólica 36
Cardones feb-23 Solar 35
Cerro Pabellón Unidad 3 ene-21 Geotérmica 33
Parque FV Malgarida I abr-21 Solar 28
San Javier etapa I feb-20 Térmica 25
San Javier etapa II mar-21 Térmica 25
Trupán dic-20 Hidráulica 20
El Pinar ene-21 Hidráulica 11
11 11
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febrero2021 10
Proyectos en Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental (SEIA)
En el Sistema Eléctrico Nacional, los proyectos de
generación en calificación, a enero de 2021, totalizan
14.765 MW con una inversión de MMUS$ 14.782 mientras
que los proyectos aprobados históricos totalizan 57.144
MW con una inversión de MMUS$ 116.204.
Durante el mes de enero, 9 proyectos obtuvieron RCA
favorable, de los cuales todos son solares, sumando una
capacidad de 495 MW. Se destaca dentro de estos
proyectos, Planta Fotovoltaica Tocopilla y Fotovoltaico
Gran Teno de 227 MW y 200 MW. Por otro lado, entraron
en calificación 17 nuevos proyectos aportando con una
capacidad de 2.468 MW, de los cuales se destacan los
proyectos ERNC Antofagasta y Proyecto Solar Bellavista
de Punitaqui de 1.171 MW y 394 MW respectivamente.
Tabla 6: Proyectos de generación aprobados y 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 SE
Seguimiento regulatorio
Ministerio de Energía
• Se publica en el Diario Oficial la Ley 21.305 sobre Eficiencia Energética (ver más).
• Se publica en el Diario Oficial el Decreto 14T que Fija Valor de Inversión Definitivo de las Obras de Ampliación que se
Indica (ver más).
Coordinador Eléctrico Nacional
• Coordinador publica procedimiento interno que establece Criterios para la Aplicación del Régimen de Acceso
Abierto (ver más).
• Se publica el llamado a licitación pública internacional para la adjudicación de los derechos de ejecución y
explotación del proyecto nueva línea HVDC Kimal – Lo Aguirre (ver más)
Comisión Nacional de Energía
• Se Publica Informe Técnico Preliminar Plan de Expansión Anual de la Transmisión Año 2020 (ver más).
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMUS$) Eólico 5.409 6.404 10.447 20.963
Hidráulica 173 447 3.933 6.677
Solar 7.150 6.308 24.742 52.538
Gas Natural 0 0 6.397 6.258
Geotérmica 0 0 170 710
Diesel 0 0 2.887 6.535
Biomasa/Biogás 0 0 463 920
Carbón 0 0 7.030 13.603
Termosolar 0 0 1.075 8.000
Mixto (Solar + Eólica) 2.033 1.624 0 0
Total 14.765 14.782 57.144 116.204
Tipo de Combustible
En calificación Aprobados
11
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Las Condes, Santiago, Chile. 7550171
Rodrigo Jiménez B. | Gerente General
Pablo Lecaros V. | Gerente de Mercados
[email protected] Eléctricos y Regulación
Jorge Hurtado R. | Ingeniero de Estudios
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