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Reporte Mensual del Sector
Eléctrico
SIC y SING
Noviembre 2013 [Volumen 6, número 11]
Contenido
Editorial 2
SIC 3
Análisis de operación del SIC 3
Proyección de costos marginales Systep 4
Análisis por empresa 5
SING 6
Análisis de operación del SING 6
Proyección de costos marginales Systep 7
Análisis por empresa 8
Suministro a clientes regulados 9
Energías Renovables No-Convencionales 9
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes 10
Proyectos en SEIA 10
2 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Reforma al CDEC: mayor independencia pero no suficiente
El pasado 30 de octubre la Contraloría
General de la República se pronunció en favor
del Centro Económico de Despacho de
Carga del Sistema Interconectado Central
(CDEC-SIC), en referencia a las atribuciones
de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
para modificar el procedimiento de cálculo y
determinación de transferencias. La
naturaleza de la discrepancia nace producto
del proceder de la CNE al intentar fijar el
contenido del procedimiento elaborado por el
CDEC-SIC, el cual incluía las resoluciones del
Panel de Expertos respecto al tratamiento del
caso de Campanario Generación, sin informar
previamente a las empresas coordinadas. Lo
anterior, llevó al CDEC-SIC y la Asociación
Gremial de Generadores a elevar este caso a
la Contraloría, la cual dictaminó que la
Comisión excedió sus atribuciones puesto que
no está facultada para modificar los
contenidos de los procedimientos de los CDEC
ni aquellos aspectos que en forma previa han
sido resueltos por el Panel de Expertos.
En este contexto, resulta interesante revisar
cuán profunda fue la última modificación a la
normativa de los CDEC. El pasado 05 de
agosto de 2013 se publicó el Decreto N° 115
del Ministerio de Energía que aprueba la
restructuración de estos organismos. Esta
reforma avanzó en materia de independencia
de las directivas a través de un esquema de
inhabilidades, así como la reducción a 5 del
número de miembros del directorio que
representan a los distintos segmentos del
sector (generación, transmisión, sub-
transmisión y clientes libres) y se amplió la
duración del cargo a 3 años. Para la
selección de esta nueva directiva se diseñó un
mecanismo a través de ternas seleccionadas
por medio de una empresa especializada que
se contrata para dicho efecto. Este mismo
mecanismo aplica para la elección de los
directores técnicos cuya duración en los
cargos es de 4 años.
En esta materia también se avanzó en la
definición de causales de remoción y se elevó
a 4/5 el quórum mínimo para sesionar,
además de nuevas exigencias para la
aprobación del reglamento interno, el cual
debe ser aprobado por los miembros del CDEC,
con capacidad de presentar discrepancias, y
que además debe tener el visto bueno de la CNE.
También se avanzó en materia técnica a través
de la creación de la nueva Dirección de
Planificación y Desarrollo (DPD) y la incorporación
de funciones en materia de análisis y estudio de
desarrollo del sistema de transmisión. La dirección
también dará apoyo técnico a la elaboración del
Plan de Expansión que se envía a la CNE.
En general, los cambios han sido una primera
aproximación al mejoramiento de la institución, sin
embargo, las mejoras introducidas no son
suficientes y se han enfocado en la estructura del
organismo, lo cual si bien le entrega
independencia en la elección de sus miembros y
aumenta su independencia por parte de las
coordinadas, mantiene la dependencia en
materia técnica con la CNE.
En esta medida, sigue siendo preocupante la
injerencia de la Comisión en las materias técnicas
de los CDEC, ya que los cambios incorporados
aun no garantizan su clara independencia en el
desarrollo de normas y procedimientos. En efecto,
el pronunciamiento de la Contraloría en favor del
CDEC-SIC es una alarma para el sector, más aún
en aquellos casos en donde el Panel de Expertos
ya se ha pronunciado.
Por tanto, el rol preponderante de la CNE dificulta
la transparencia y aumenta los tiempos de
ejecución de los procesos al interior de los CDEC,
especialmente si ya existen las instancias para la
resolución de discrepancias.
Por otra parte, aún hace falta mejorar en materia
presupuestaria, de manera de contar con
mayores recursos técnicos y económicos que
permitan el acceso a la tecnología y el capital
humano necesario.
Por lo anterior, si bien se reconocen los avances
en materia de estructura e independencia de los
directivos de los CDEC, aún es necesario avanzar
en darle mayor autonomía al organismo. Es de
esperar que con la llegada de las nuevas
directivas se avance hacia el desarrollo de
cambios que garanticen y lleven a una mejor
operación e independencia.
3 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado Central (SIC)
Análisis de operación del SIC
En octubre la generación hidráulica mantuvo su
participación en la generación mensual en un
46%, después del alza experimentada en el mes
de septiembre. Por primera vez en el año los
niveles de embalse superaron los del año
pasado, sin embargo aún se encuentran por
debajo de los promedios históricos (ver Figura 2).
Las mejores expectativas de afluentes en las
cuencas hidrológicas, propia de los meses de
deshielo, además de la mayor disponibilidad de
energía hídrica en el sistema, hicieron bajar el
valor estratégico del agua embalsada hasta
cerca de los 60 US$/MWh hacia el final del mes
de octubre, luego de que a principios del mismo
se encontrara en valores de 155 US$/MWh (ver
Figura 3), e incluso por sobre los 200 US$/MWh en
meses anteriores.
La participación del GNL en la generación
aumentó en octubre respecto a septiembre, de
un 14% a un 16%. La central San Isidro operó sus
dos ciclos combinados con GNL, con un precio
declarado que se mantuvo levemente por
sobre el precio del carbón durante todo el mes,
ubicándose a finales de octubre en 8,26
US$/MMBtu. La Unidad 2 de Nehuenco tuvo GNL
disponible la mayor parte del mes, mientras que
la Unidad 1 operó con GNL solamente a
principios de éste. La central Nueva Renca no
fue despachada durante el mes de octubre.
La demanda media de energía eléctrica
durante el mes de octubre creció en un 2,8%
respecto al mes de septiembre y en un 1,5%
comparado al mismo mes del año pasado.
La mayor generación hidráulica mantuvo el
costo marginal en Alto Jahuel 220 por debajo
de los 135 US$/MWh durante todo el mes de
octubre, promediando 71,2 US$/MWh. Este
último valor representa una disminución del 26%
respecto del mes de septiembre (96 US$/MWh) y
una reducción de un 61% respecto al mes de
octubre de 2012 (181 US$/MWh).
Figura 1: Energía mensual generada en el SIC (Fuente: CDEC-SIC)
Figura 2: Energía almacenada en principales embalses (Fuente: CNE)
Figura 3: Principales costos variables y costo marginal promedio diario de octubre
(Fuente: CDEC-SIC)
Figura 4: Demanda diaria durante octubre y curva de oferta al 15 y 31 del mismo mes
(Fuente: CDEC-SIC, Elaboración: Systep)
24%
22%
1,2%16%
1%
31%
5%
Oct 2013
Embalse Pasada Eólico y solar GNL Diesel Carbón Otro
26%
22%1,9%14%
1%
30%
5%Sep 2013
22%
19%
0,8%
20%
6%
27%
5%Oct 2012
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
2013 2012 Promedio mensual 1994 - 2012
0
50
100
150
200
250
300
1 3 5 7 9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
US$
/MW
h
Día
CVar Carbón Promedio CVar San Isidro GNL (Promedio 1 y 2)
CVar Quintero Diesel Valor Agua (Rapel)
Costo Marginal Promedio (A. Jahuel 220)
1
4
7
10
13
16
19
22
25
28
31
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Día
US$
/MW
h
MW
Demanda diaria octubre
Curva oferta 31-octubre
Curva oferta 15-octubre
4 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado Central (SIC)
Proyección Systep de costos
marginales a 12 meses
Recientemente el CDEC-SIC publicó el tercer
pronóstico de deshielos para los meses de
noviembre 2013 a marzo 2014, en donde se
estiman probabilidades de excedencia de entre
60% y 95% dependiendo del afluente. Este
pronóstico fue considerado en esta proyección,
por lo cual en los meses de verano los costos
marginales están sesgados hacia hidrologías
secas.
Para el horizonte de la proyección se considera
el ingreso de 960 MW de capacidad de
generación, de los cuales 134 MW
corresponden a proyectos solares conectados
en la zona norte del SIC.
En la Tabla 2 se muestran los resultados
estadísticos de la simulación de 50 escenarios
hidrológicos históricos, en donde se considera
igual probabilidad de ocurrencia para cada
uno.
Tabla 1: Supuestos proyección de costos marginales a 12
meses Systep (Fuente: Systep)
Tabla 2: Indicadores estadísticos de costos marginales
proyectados, barra Alto Jahuel 220 (Fuente: Systep)
Figura 5: Proyección de costos marginal SIC por hidrología por barra (Fuente: Systep)
Figura 6: Distribución de probabilidad y probabilidad acumulada de proyección
costos marginales proyectados, barra Alto Jahuel 220 (Fuente: Systep)
Caso alta
disp. GNL
Caso baja
disp. GNL
San Isidro (nov-oct) 6.0 12.0
Nehuenco (nov) 0.0 0.0
Nehuenco (dic-abr) 0.0 0.0
Nehuenco (may-oct) 0.0 Sin GNL
Nueva Renca (nov) 22.0 Sin GNL
Nueva Renca (dic-abr) 22.0 Sin GNL
Nueva Renca (may-oct) Sin GNL Sin GNL
Total Total
Total Limitada
Total Limitada
Limitada 0
Limitada 0
Limitada 0
0 0
Disponibilidad
GNL
San Isidro
Nehuenco (nov)
Nehuenco (dic-abr)
Nehuenco (may-oct)
Nueva Renca (nov)
Nueva Renca (dic-abr)
Nueva Renca (may-oct)
Precios
combustibles
Carbón US$/Ton (N. Ventanas) 94.4
Diesel US$/Bbl (Quintero) 136.3
GNL
US$/MMBtu
(CIF)
Supuestos SIC
Crecimiento
demanda
2013 4.0%
2014 4.7%
Costo Marginal MensualPromedio
(US$/MWh)
Desv. Est.
%
Promedio
(US$/MWh)
Desv. Est.
%
Nov-2013 a Abr-2014 83.3 56% 111.1 38%
May-2014 a Oct-2014 79.1 55% 94.4 46%
Caso Alta disp. GNL Caso Baja disp. GNL
050
100150200250300
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
2013 2014
US$
/MW
h
Hidrología Seca Hidrología Media Hidrología Húmeda
0
50
100
150
200
250
300
350
US$
/MW
h
Cardones 220 Caso alta disp. GNL
0
50
100
150
200
250
300
350
US$
/MW
h
Alto Jahuel 220 Caso alta disp. GNL
0
50
100
150
200
250
300
350
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
2013 2014
US$
/MW
hCharrúa 220 Caso alta disp. GNL
Cardones 220 Caso baja disp. GNL
Alto Jahuel 220 Caso baja disp. GNL
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
2013 2014
Charrúa 220 Caso baja disp. GNL
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
Prob. %
Dist. Prob. (Caso alta disp. GNL) Dist. Prob. (Caso baja disp. GNL)
Dist. Acumulada (Caso alta disp. GNL) Dist. Acumulada (Caso baja disp. GNL)
Prob. AcumuladaNoviembre 2013 - Abril 2014
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
Prob. %
Costo marginal (US$/MWh)
Prob. AcumuladaMayo 2014 - Octubre 2014
5 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado Central (SIC)
Análisis por empresa
La mayor generación hidráulica de embalse marcó la operación de Colbún y Pehuenche. La operación de Endesa
destaca por el aumento en la generación a carbón de sus centrales Bocamina I y II, al contrario de las centrales de
embalse El Toro y Rapel cuya generación fue muy baja en el mes de octubre. Nueva Renca (GENER) si bien se
encuentra operativa no fue despachada en octubre.
Endesa
Colbún
Gener (incluye Eléctrica de Santiago)
Guacolda
Pehuenche
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Pasada 247 248 240
Embalse 616 518 477
Gas 0 0 0
GNL 382 376 464
Carbón 221 337 166
Diésel 0 7 3
Eólico 18 12 14
Total 1.485 1.498 1.365
Generación por fuente GWh
Bocamina (prom. I y II) 39,6
San Isidro GNL (prom. I y II) 52,1
Taltal Diesel 244,3
Total Generación (GWh) 1.485
Total Retiros (GWh) 1.197
Transf. Físicas (GWh) 288,62
Transf. Valorizadas (MMUS$) 13,32
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
Transferencias de Energía Sep 2013
-70.000
-50.000
-30.000
-10.000
10.000
30.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9
2010 2011 2012 2013
-700
-500
-300
-100
100
300
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Pasada 211 208 188
Embalse 168 232 215
Gas 0 0 0
GNL 165 293 298
Carbón 163 104 223
Diesel 6 4 135
Eólico 0 0 0
Total 714 842 1.059
Generación por Fuente (GWh)
Santa María 37,6
Nehuenco GNL (prom. I y II) 0,0
Nehuenco Diesel (prom. I y II) 161,7
Total Generación (GWh) 714
Total Retiros (GWh) 1.039
Transf. Físicas (GWh) -325
Transf. Valorizadas (MMUS$) -30,0
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
Transferencias de Energía Sep 2013
-100.000
-80.000
-60.000
-40.000
-20.000
-
20.000
40.000
60.000
80.000
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
2010 2011 2012 2013
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Pasada 69 90 78
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 7 0 72
Carbón 395 529 409
Diesel 1 0 40
Eólico 0 0 0
Otro 4 4 4
Total 476 624 604
Generación por fuente GWh
Ventanas prom. (prom. I y II) 41,3
N. Ventanas y Campiche 41,1
Nueva Renca GNL 159,8
Total Generación (GWh) 476
Total Retiros (GWh) 629
Transf. Físicas (GWh) -152,7
Transf. Valorizadas (MMUS$) -17,58
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
Transferencias de Energía Sep 2013
-30.000
-20.000
-10.000
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
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
2010 2011 2012 2013
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Pasada 0 0 0
Embalse 0 0 0
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 429 368 334
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 429 368 334
Generación por Fuente (GWh)
Guacolda I y II 40,1
Guacolda III 31,5
Guacolda IV 34,7
Total Generación (GWh) 429
Total Retiros (GWh) 353,3
Transf. Físicas (GWh) 76,0
Transf. Valorizadas (MMUS$) 4,4
Transferencias de Energía Sep 2013
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
-30.000
-25.000
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
-
5.000
10.000
15.000
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
2010 2011 2012 2013
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Pasada 39 80 66
Embalse 239 295 204
Gas 0 0 0
GNL 0 0 0
Carbón 0 0 0
Diesel 0 0 0
Eólico 0 0 0
Total 279 375 270
Generación por Fuente (GWh)
Total Generación (GWh) 279
Total Retiros (GWh) 189
Transf. Físicas (GWh) 90,18
Transf. Valorizadas (MMUS$) 5,33
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
Sólo centrales hidráulicas
Transferencias de Energía Sep 2013
-30.000
-20.000
-10.000
-
10.000
20.000
30.000
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
2010 2011 2012 2013
-300
-200
-100
0
100
200
300
GWh
Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
6 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Análisis de operación del SING
En el mes de octubre la generación a carbón
disminuyó respecto del mes anterior desde un
88% a un 85%, explicado fundamentalmente por
la mantención mayor de la central Tarapacá
(Celta, 158 MW) que estuvo fuera de operación
durante todo el mes, y en menor medida por la
mantención de la central Andina (Andina, 168
MW) en los últimos días del mes.
El precio del GNL declarado por la Central
Tocopilla, la única en generar con este
combustible, fue de 7,8 US$/MMBtu promedio
en octubre, valor que disminuyó desde valores
cercanos a 8,1 US$/MMBtu en septiembre. De
esta forma, el costo variable del GNL se ubicó
por encima de los costos variables de las
centrales a carbón (ver Figura 8). El despacho
de generación en base a GNL se mantuvo igual
que el mes anterior en un 8%.
Los costos marginales en octubre fueron
marcados por el carbón en demanda baja y
por centrales diesel en horas demanda alta. El
promedio mensual del costo marginal de
octubre en la barra Crucero 220 fue de 88,6
US$/MWh, lo cual representa un aumento de
37,7% respecto del mes de septiembre (64,3
US$/MWh), y un aumento de un 28% respecto
de octubre de 2012 (69,1 US$/MWh).
Por último, el valor de la RM39, que compensa a
las empresas generadoras por el sobrecosto de
la operación, durante el mes de septiembre fue
de 1,87 $/kWh, con lo cual si se incluye en el
costo marginal promedio de ese mes resulta en
un valor de 68 US$/MWh.
Figura 7: Energía mensual generada en el SING (Fuente: CDEC-SING)
Figura 8: Principales costos variables y costo marginal diario de octubre (Fuente:
CDEC-SING)
Figura 9: Generación diaria durante octubre y curva de oferta al 15 y 31 del mismo
mes (Fuente: CDEC-SING, Elaboración: Systep)
2% 1%88%
8%
1%
Diesel Fuel Oil Nro. 6 Diesel + Fuel Oil Carbón Gas Natural
Hidro Cogeneración Solar Carbón + Petcoke
2% 1%
88%
8%0,8%
Sep 2013
4% 2%
85%
8% 0,7%
Oct 2013
1% 1%
83%
14%
0,4%
Oct 2012
0
50
100
150
200
250
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
03
1
US$
/MW
h
Día
Carbón Promedio Tocopilla (U16-TG+U16-TV) GNL
Atacama (TG1A+TG1B+TV1C) Diesel Costo Marginal (Crucero 220)
1
4
7
10
13
16
19
22
25
28
31
00
50
100
150
200
250
300
350
500 1000 1500 2000 2500
Día
US$
/MW
h
MW
Generación diaria octubre
Curva oferta 31-octubre
Curva oferta 15-octubre
7 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Proyección Systep de costos
marginales a 12 meses
Para los próximos 12 meses se espera un
crecimiento importante de la demanda
eléctrica del SING, impulsado fuertemente por
la conexión de nuevos proyectos industriales
como Sierra Gorda, Desaladora, Ministro Hales,
Degradación Térmica, OGP1; así como
incrementos en la demanda de clientes
industriales existentes. Sin embargo, existe
incertidumbre respecto al cumplimiento
efectivo de las condiciones de demanda
esperadas, situación que en el pasado ha
conducido a sobrestimaciones en las
proyecciones de demanda del mercado.
Para abordar la incertidumbre asociada a los
niveles de demanda, en esta proyección se
simulan 3 casos con distintos niveles de
demanda. Se considera un crecimiento de la
demanda base, elaborado a partir de las
expectativas informadas por los grandes
clientes, y dos casos adicionales: demanda baja
y demanda alta.
Respecto del parque generador, dentro de los
próximos 12 meses se espera la puesta en
operación de 5 proyectos solares por un total de
66 MW, y un proyecto de 90 MW de generación
eólica.
Tabla 3: Supuestos proyección de costos marginales a 12
meses Systep
Los resultados de la proyección muestran que
bajo una condición de demanda baja el costo
marginal promedio asciende a los 89 US$/MWh,
en comparación a los 134 US$/MWh del escenario de demanda
base. Por otra parte, en el escenario de demanda alta el costo
marginal promedio podría alcanzar los 170 US$/MWh.
Figura 10: Proyección de costos marginal SING en barra Crucero 220 kV, para distintas
condiciones de demanda. (Fuente: Systep)
De los resultados de la proyección se observa una alta sensibilidad
del costo marginal proyectado a la demanda considerada. A su
vez, la proyección de costos marginales es altamente sensible a los
mantenimientos considerados para las unidades generadoras.
Respecto de la proyección efectuada el mes anterior, en esta
proyección se consideró el programa de mantenimiento mayor
publicado por el CDEC-SING para el 2014, lo cual impacta en
forma importante los costos marginales proyectados en Enero y
febrero.
Por otra parte, en esta proyección se ha considerado una
disponibilidad de GNL basada en la declarada por las empresas
para el año 2013, lo cual podría sufrir modificaciones en próximas
proyecciones si se publica una disponibilidad declarada de GNL
para el 2014.
Notar que esta proyección es el resultado de la simulación del
despacho económico de carga del SING, en donde el costo
marginal corresponde al costo variable de unidad más cara en
operación. No se considera la aplicación de toda la normativa
legal vigente: Procedimiento de Cálculo del Costo Marginal
(CDEC-SING), Resoluciones Ministeriales y otros. Por lo tanto, los
costos marginales proyectados podrían estar sobrestimados
respecto de los costos marginales finalmente utilizados en las
transferencias de energía en el CDEC.
Demanda
baja
Demanda
base
Demanda
alta
5.3% 6.8% 8.3%
12.4% 16.6% 20.8%
Mejillones
Angamos
Tocopilla
Andina
Hornitos
Norgener
Tarapacá
Mejillones,
Atacama
Salta
78.3
No Considerado
134.3
Supuestos SING
Crecimiento
demanda
Combustible
Diesel promedio US$/Bbl
GNL
US$/MMBtu
(CIF)
Carbón
US$/Ton
2013
2014
Sin GNL
5,6 - 8,0
95.0
82.3
80.1
Disponibilidad
GNL
U16
CTM3
Otros
78.8
88.1
81.7
Limitada
Sin GNL
Sin GNL
0
25
50
75
100
125
150
175
200
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
2013 2014
US$/MWh Caso demanda base Caso demanda baja Caso demanda alta
8 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Análisis por empresa
E-CL continúa siendo el único productor eléctrico con generación en base a GNL en la Unidad U16 de la Central
Tocopilla, mientras que GasAtacama mantiene la operación de sus unidades sólo con combustible diesel. Gener
mantiene su generación sólo en base a carbón y Celta prácticamente no generó debido a la mantención de su
central a carbón Tarapacá durante el mes de octubre.
E-CL (incluye Hornitos y Andina)
Gener (incluye Norgener y Angamos)
Celta
GasAtacama
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Diesel 3 4 1
Fuel Oil Nro. 6 13 28 8
Diesel + Fuel Oil 0 0 3
Carbón 684 711 588
Gas Natural 114 121 148
Hidro 3 4 3
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 817 868 751
Generación por Fuente (GWh)
Andina Carbón 41,0
Mejillones Carbón 37,1
Tocopilla GNL 60,3
Total Generación (GWh) 817
Total Retiros (GWh) 862
Transf. Físicas (GWh) -45
Transf. Valorizadas (MUS$) -2.962
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
Transferencias de Energía Sep 2013
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
-
5.000
10.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9
2010 2011 2012 2013
-200
-150
-100
-50
0
50
100
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
GWh
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Diesel 0 0 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 485 547 510
Gas Natural 0 0 0
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 485 547 510
Generación por Fuente (GWh)
Angamos (prom. 1 y 2) 49,2
Norgener (prom. 1 y 2) 36,5
Total Generación (GWh) 485
Total Retiros (GWh) 422
Transf. Físicas (GWh) 63
Transf. Valorizadas (MUS$) 4.460
Transferencias de Energía Sep 2013
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
-5.000
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
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
2010 2011 2012 2013
-50
0
50
100
150
200
250
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
GWh
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Diesel 0 1 0
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 91 0 96
Gas Natural 0 0 0
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 91 1 96
Generación por Fuente (GWh)
Tarapacá Carbón 36,1
Total Generación (GWh) 91
Total Retiros (GWh) 93
Transf. Físicas (GWh) -2
Transf. Valorizadas (MUS$) -204
Transferencias de Energía Sep 2013
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
-10.000
-8.000
-6.000
-4.000
-2.000
-
2.000
4.000
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
2010 2011 2012 2013
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
GWh
Sep 2013 Oct 2013 Oct 2012
Diesel 20 55 14
Fuel Oil Nro. 6 0 0 0
Diesel + Fuel Oil 0 0 0
Carbón 0 0 0
Gas Natural 0 0 54
Hidro 0 0 0
Petcoke 0 0 0
Carbón + Petcoke 0 0 0
Total 20 55 68
Generación por Fuente (GWh)
Total Generación (GWh) 20
Total Retiros (GWh) 17
Transf. Físicas (GWh) 3
Transf. Valorizadas (MUS$) -52
Atacama Diesel
(TG1A+TG1B+TV1C)194,3
Transferencias de Energía Sep 2013
Costos Variables prom. Oct 2013 (US$/MWh)
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
-
5.000
10.000
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
2010 2011 2012 2013
-200
-150
-100
-50
0
50
100
Físico Energía GWh Valorizado Energía MUS$
MUS$
GWh
9 noviembre2013 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 octubre de 2013 es de 79,26
US$/MWh, referidos a barra de suministro. En la
Tabla 4 se muestran los precios de licitación
promedios por empresa generadora. En la Tabla
5 se muestran los precios de licitación promedios
por empresa distribuidora, en las barras de
suministro correspondientes.
De las tablas se observa que actualmente
Chilectra accede a menores precios para sus
clientes regulados. En contraste, actualmente
CGE accede a los precios más altos en
comparación con las restantes distribuidoras.
Energías Renovables No-
Convencionales
Del balance de Energías Renovables No-
Convencionales (ERNC) correspondiente al mes
de septiembre de 2013, los retiros de energía
afectos a la obligación establecida en la Ley
20.257 fueron iguales a 2.792 GWh durante ese
mes. Por lo tanto, la obligación vigente
equivalente al 5% de dichos retiros fue igual a
140 GWh. A su vez, la generación reconocida
de ERNC durante septiembre fue igual a 283
GWh, es decir, un 102% mayor que la
obligación.
De las inyecciones de energía ERNC del mes de
septiembre, la mayor parte fue generada por
centrales de biomasa (41%), seguidas por
centrales hidráulicas (32%) y eólicas (27%). En
tanto, los generadores en base a tecnología
solar representaron el 0,3% de las inyecciones
ERNC del mes de septiembre.
La Figura 12 muestra las inyecciones
reconocidas de las empresas con mayor
inyección de ERNC reconocidas, propia o
contrata, en los sistemas SIC y SING durante el
mes de septiembre, junto con la obligación de
cada empresa de acuerdo a sus respectivos
retiros.
Tabla 4: Precio medio de licitación indexado a octubre 2013 por generador en barra
de suministro (Fuente: CNE, Elaboración: Systep)
Tabla 5: Precio medio de licitación indexado a octubre 2013 por distribuidora en barra
de suministro (Fuente: CNE, Elaboración: Systep)
Figura 11: Generación ERNC reconocida y obligación mensual (Fuente: CDEC-SING)
Figura 12: Generación reconocida y obligación por empresa, septiembre de 2013
(Fuente: CDEC-SING)
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
AES Gener 80,5 5.419
Campanario 111,7 900
Colbun 85,3 6.782
Endesa 72,7 13.579
Guacolda 72,1 900
EMELDA 109,1 200
EPSA 112,6 75
Puyehue 93,2 100
Panguipulli 94,8 50
Monte Redondo 106,4 275
Precio Medio de Licitación 79,26
Empresa Generadora
Precio Medio Licitación Energía Contratada
US$/MWh GWh/año
Chilectra 64,6 12.000
Chilquinta 88,6 2.767
EMEL 73,1 2.007
CGE 103,3 7.220
SAESA 76,5 4.286
Precio Medio de Licitación 79,26
Empresa Distribuidora
0
50
100
150
200
250
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2012 2013
GW
h
Hidráulico Eólico Biomasa Solar Obligación
41,4
29,2
25,823,0
14,111,3 10,6 10,4
1,0
36,4
0,2
21,6
1,1 0,0 0,0 0,00
5
10
15
20
25
30
35
40
45
GW
h
Generación ERNC Reconocida
Obligación
10 noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes
Proyecto de Ley
Concesiones Eléctricas
El lunes 14 de octubre se
publicó en el diario oficial
la Ley 20.701 que establece
el nuevo procedimiento
para otorgar concesiones
eléctricas (ver más).
Proyecto de Ley Carretera
Eléctrica
No se registran novedades.
Desde enero de 2013 se
encuentra aprobada la
idea de legislar.
Actualmente se encuentra
a la espera de ser votado
en forma particular en la
cámara de origen.
Proyecto de Ley
Interconexión SIC-SING
El 11 de septiembre el Senado
despachó en particular el
Proyecto de Ley que permite
a la autoridad promover la
interconexión SIC-SING. Con
esto el proyecto pasa la
Cámara de Diputados (ver
más).
Reglamento de Servicios
Complementarios
El 4 de septiembre el Panel
de Expertos emitió
dictámenes sobre las cinco
discrepancias presentadas
por las empresas respecto a
los procedimientos de SSCC
elaborados por los CDEC
SIC y SING (ver más).
Ley de Fomento a las ERNC
20/25
El 13 de octubre el
presidente Sebastián
Piñera promulgó la Ley de
Impulso a las ERNC, la cual
consiste en una cuota de
20% al año 2025 para los
contratos firmados
después de julio de 2013
(ver más).
Publicación de las propuestas de expansión del Sistema de Transmisión Troncal (STT) de 2013
El pasado 30 de octubre se publicaron en las páginas web de los CDEC-SIC y CDEC-SING los planes de expansión del STT para cada
Sistema Interconectado. Los vínculos para la descarga de dichos informes se presentan a continuación: SIC - SING.
Gener y Colbún no presentarán ofertas en las próximas licitaciones de suministro eléctrico para distribuidoras (ver más)
El 26 de octubre se conoció a través de la prensa la decisión tomada por Colbún y Gener de no acudir a las licitaciones de suministro.
Corte de Apelaciones de Coyhaique paraliza Central Cuervo (ver más)
El viernes 25 de octubre la Corte de Apelaciones de Coyhaique otorgó una orden de no innovar en contra de la central Cuervo (640
MW). La acción judicial se basa en que la autoridad ambiental no habría incluido en su evaluación los estudios sísmicos necesarios.
Paralización temporal del proyecto minero Pascua Lama (ver más)
El lunes 04 de noviembre se comunicó la paralización temporal del proyecto Pascua Lama por parte de Barrick Gold.
Proyectos en Sistema de
Evaluación de Impacto
Ambiental
En el SIC los proyectos de generación en Estudio
de Impacto Ambiental (EIA) totalizan 3.565 MW
en calificación, con una inversión de 7.302
MMUS$. Destacan este mes la aprobación del
parque fotovoltaico Diego de Almagro de 90
MW en la región de Atacama; parque eólico
Talinay II de 500 MW en la región de Coquimbo;
parque eólico Las Peñas de 9 MW y San Manuel
de 57,5 MW ambos en la región del Biobío. Se
presentaron para evaluación ambiental ocho
proyectos de generación: cuatro proyectos
solares que suman 284 MW, tres proyectos
hidroeléctricos con una capacidad instalada
total de 26 MW y un proyecto eólico de 5,25
MW.
En el SING, los proyectos en EIA suman 2.431 MW
en calificación, con una inversión de 4.398
MMUS$. Este mes fue aprobado el proyecto
fotovoltaico Flor del Desierto de 50 MW en la
región de Antofagasta.
Tabla 6: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto ambiental en
el SIC (Fuente: SEIA)
Tabla 7: Proyectos de generación en calificación de estudio de impacto ambiental en
el SING (Fuente: SEIA)
Tipo de Combustible Potencia
(MW)
Inversión
(MMU$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMU$)
Eólico 1.360 2.887 3.866 8.072
Hidráulica 922 1.698 5.431 7.353
Solar 1.191 2.580 703 1.872
Gas Natural 32 15 929 575
Geotérmica 0 0 70 330
Diesel 0 0 1.482 1.125
Biomasa/Biogás 60 122 311 593
Carbón 0 0 4.730 8.447
TOTAL 3.565 7.302 17.522 28.367
En calificación Aprobados
Tipo de Combustible Potencia
(MW)
Inversión
(MMU$)
Potencia
(MW)
Inversión
(MMU$)
Solar 1.671 3.640 4.492 15.941
GNL 760 758 540 400
Eólico 0 0 1.732 3.718
Carbón 0 0 1.770 3.500
Diesel 0 0 207 340
Fuel-Oil Nº 6 0 0 216 302
Geotermia 0 0 50 180
TOTAL 2.431 4.398 9.007 24.381
En calificación Aprobados
11
noviembre2013 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
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Pablo Lecaros V. | Subgerente de Mercado
Eléctrico y Regulación
Pablo Jiménez P. | Líder de Proyectos
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Precios
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