Boletín Sector Eléctrico Octubre 2014

Octubre 2014
Boletín del Mercado Eléctrico
SECTOR GENERACIÓN
Octubre 2014
Este Boletín se ha confeccionado los primeros días de octubre de
2014, con el objetivo de informar los antecedentes resultantes del
Sector Generación al mes de septiembre 2014.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados
operacionales del mes de septiembre 2014. No obstante, algunos
antecedentes incluidos en este Boletín no corresponden
necesariamente a dicho mes.
La información contenida en este Boletín corresponde a la que se
encuentra disponible a su fecha de emisión.
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Octubre 2014
editorial >>
LOS DESAFÍOS DE UNA MAYOR PENETRACIÓN
DE ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONAL
De acuerdo a las últimas cifras del Centro de
Energías Renovables (CER), la capacidad instalada
de fuentes de Energía Renovable No Convencional
(ERNC) llega actualmente a los 1.784 MW en la
matriz nacional de generación eléctrica, con una
participación mayoritaria de centrales eólicas y de
biomasa, y con un aumento sostenido en centrales
de tipo solar fotovoltaica, lo que representa el 9% de
la capacidad total instalada y el 6% de la energía
eléctrica producida en lo que va corrido del 2014.
Asimismo las obras en construcción, que entrarían
en operación de aquí a diciembre 2015, suman un
total de 960 MW de ERNC, 596 MW para el Sistema
Interconectado Central (SIC), y 363 MW al Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING).
En este contexto, el aporte cada vez más relevante
de las ERNC, sobretodo del tipo eólico y solar
fotovoltaico, implica un desafío técnico impuesto por
esta mayor penetración de generación intermitente y
de menor predictibilidad que otras (energía no
gestionable).
La operación bajo este escenario obligará al sistema
a operar de manera más “flexible”. Esto equivale a
que se debe combinar el ingreso de los bloques de
energía ERNC no gestionable sin afectar la
continuidad y calidad del suministro final a clientes.
Esta mayor flexibilidad la otorgarán las
denominadas unidades de respaldo de la operación,
que deben ir integrándose a los sistemas de una
manera óptima para no encarecer la operación total
del sistema. Las ERNC irán siendo cada vez más
importantes en la matriz y eso requiere tomar las
medidas a tiempo que permitan asegurar una
operación eficiente del sistema. Esto es necesario,
pues la utilización de unidades de generación no
diseñadas para dar ese respaldo sólo repercute en
mayores costos.
Luego, superar el desafío técnico que implica la
integración de volúmenes significativos de ERNC
intermitente, pasa por –principalmente- contar con
los respaldos eficientes que éstas necesitan, así
como de las herramientas de predicción y de control
necesarias para la mejor planificación y operación de
los sistemas interconectados. En otros sistemas, en
los que se ha promovido la penetración de las
energías renovables, la solución proviene desde las
mismas tecnologías intermitentes que, con el afán de
no alterar sustancialmente la operación del sistema
eléctrico y ofrecer un producto estándar, se buscan
complementos de generación que les permite
entregar un producto de iguales características que
el resto de las tecnologías de base que mantienen
continuidad en el despacho. Es así como se han
desarrollado,
por
ejemplo,
esquemas
complementarios entre centrales eólicas y centrales
a gas o hidroeléctricas, para dar el respaldo
necesario cuando la central eólica no aporta energía
al sistema porque las condiciones de viento no lo
permiten.
Las energías renovables, mayoritariamente eólicas y
solares, serán cada vez más relevantes en la matriz
de generación eléctrica chilena (más del 90% de los
proyectos ERNC aprobados ambientalmente
corresponden a este tipo de tecnologías, de un total
de más de 11.000 MW) por lo que es clave abordar
con anticipación los desafíos que implica su
integración para todo el sistema.
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Contenido
Destacados .................................................................................................................................................................................. 5
Capacidad instalada..................................................................................................................................................................... 6
Demanda mínima y máxima......................................................................................................................................................... 7
Generación bruta ......................................................................................................................................................................... 9
Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 12
Participación de generadores..................................................................................................................................................... 14
Diferencia entre generación y ventas ......................................................................................................................................... 14
Energías Renovables ................................................................................................................................................................. 14
Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 15
Capacidad Instalada .............................................................................................................................................................. 16
Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 17
Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 18
Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 19
Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 20
Proyectos de generación en el SEA........................................................................................................................................... 22
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Octubre 2014
Destacados

Al mes de agosto 2014, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 15.065,2 MW y la
del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 4.970,4 MW. En conjunto se encuentran instalados
20.035,6 MW de potencia, correspondientes a un 63,9% de origen térmico, un 31,7% de origen hídrico, un 3,4% de
origen eólico y un 1,0% de origen solar.

En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.314,2 MW y 2.176,4 MW,
respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.403,5 MW y 1730,7 MW para cada sistema.

En septiembre 2014, la energía generada en el SIC llegó a los 4.182 GWh proveniendo en un 40,6% de generación
térmica, 55,4% de hídrica, 3,1% de eólica y 0,9% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.432 GWh de
energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 5.614 GWh, lo que representa un descenso del 4,4%
respecto al mes anterior y de un aumento de un 10,6% respecto del mismo mes del año 2013. A la fecha en el año
2014 se han generado 50.276 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y
Magallanes, que aportan menos del 1% a la generación de energía eléctrica).

Respecto a las ventas a clientes, en agosto 2014 se alcanzó un consumo de 3.093 GWh en clientes regulados y
2.421 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.514 GWh de energía entre el SIC y el SING,
que corresponde a un descenso del 1.3% respecto al mes anterior y a un aumento del 2,1% respecto del mismo
mes del año 2013.

En septiembre 2014, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 88,83 US$/MWh y el del SING de
68,2 US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del 20.8% y 16.6% respectivamente. El
promedio del año 2014 para el SIC hasta la fecha ha sido de 142,9 US$/MWh y en el SING 82,2 US$/MWh; el
promedio ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 127,5 US$/MWh a lo que va del
año. Por su parte el Precio Medio de Mercado en el mes de septiembre 2014 se sitúa en el SIC en 99,7 US$/MWh
y en el SING en 97,3 US$/MWh. La última fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo correspondiente a abril de
2014 entregó precios monómicos reales de energía de 101,1 US$/MWh y 87,1 US$/MWh para el SIC y SING
respectivamente.

Durante el mes de septiembre 2014, al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresaron a tramitación cinco
proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 760 MW, de los cuales 2 proyectos
por un total de 350 MW no fueron admitidos a tramitación; en este mes no se aprobaron proyectos.

Respecto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se encuentran actualmente en operación
1.783 MW de potencia (septiembre 2014), correspondientes al 9,2% de la capacidad instalada a nivel nacional en el
mes de septiembre. Además durante el mes de agosto 2014 se reconocieron 345,2 GWh de generación de energía
en base a ERNC lo que equivale al 6,0% del total de energía generada en el país el mismo mes y al 10,4% de la
energía afecta a obligación según la Ley ERNC 20.257. A la misma fecha mencionada, el conjunto de empresas
pertenecientes a la Asociación posee una capacidad instalada de 463,9 MW de energía renovable, de los cuales
249,5 corresponden a ERNC de acuerdo a la Ley.
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Capacidad instalada
Al mes de agosto 2014, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.065,2
MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 4.970.4 MW y es en un 97.5% de origen térmico
en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 20.035,6 MW los que
corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas
aislados son menos del 1%). Fuentes: Informe mensual DOP CDEC-SIC, Centrales Generadoras CDEC-SIC, Capacidad
Instalada por Coordinado sitio CDEC-SING.
3.9%
3.3%
1.10%
SIC
26.9%
15.2%
15.2%
18.4%
15.9%
2.8%
1.8%
0.8%
0.5%
0.35%
■ Embalse
4.052,9
■ Gas Natural
2.776,9
■ Carbón
2.394,3
■ Derivados Petróleo
2.285,0
■ Pasada
2.296,5
■ Biomasa
504,0
■ Eólico
589,5
■ Solar
166,2
Total
15.065,2
0.2%
SING
3.7%
47.5%
42.2%
2.5%
3.4%
0.13%
11.5%
Capacidad [MW]
0.9%
25.7%
13.2%
22.4%
20.2%
Capacidad [MW]
■ Gas Natural
2.362,4
■ Carbón
2.099,7
■ Fuel Oil
185,5
■ Diesel
138,7
■ Eólico
90,0
■ Diesel + Fuel Oil
40,8
■ Cogeneración
25,6
■ Pasada
17,5
■ Solar
10,2
Total
4.970,4
SIC + SING
Capacidad [MW]
■ Gas Natural
5.139,3
■ Carbón
4.494,0
■ Embalse
4.052,9
■ Derivados Petróleo
2.650,0
■ Pasada
2.314,0
■ Biomasa
504,0
■ Eólico
679,5
■ Cogeneración
25,6
■ Solar
176,4
Total
20.035,6
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Demanda mínima y máxima
En el mes de agosto 2014, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.314,2 MW, siendo un 0,1% menor que la
máxima demanda registrada en el mes anterior. Además es un 1,9% mayor que la registrada en el mismo mes de 2013.
La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.403,5 MW, siendo un 1,3% menor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 1,1% mayor que la registrada en el mismo mes de 2013. Fuente:
Informe mensual de la Dirección de Operación y Peajes CDEC-SIC.
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses
8,000
7,000
6,000
MW
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Demanda mínima
Demanda máxima
∆% mes
SIC
Demanda máxima [MW]
Demanda mínima [MW]
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
7.547,3
3.748,6
7.314,2
4.403,5
-0,1%
-1,3%
1,9%
1,1%
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7
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De igual forma, en el mes de agosto 2014 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.176,4 MW, siendo un
1,0% menor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además es un 1,7% mayor que la registrada en el mismo
mes de 2013.
Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.730,7 MW, siendo un 1407,6% mayor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Esta importante variación se explica por la menor demanda producida en el mes de
Julio de 2014 debido a la falla ocurrida en la subestación Crucero, que produjo un descenso considerable en el valor de la
demanda en el SING (demanda mínima en el mes de Julio de 2014 fue de 114,8 MW). Además es un 4,5% mayor que la
registrada en el mismo mes de 2013. Fuente: Informe mensual de la Dirección de Operación y Peajes CDEC-SING.
Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses
2,500
2,000
MW
1,500
1,000
500
0
Demanda mínima
SING
Demanda máxima
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
2.251,3
114,8
2.176,4
1.730,7
-1,0%
1407,6%
1,7%
4,5%
Demanda máxima [MW]
Demanda mínima [MW]
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Generación bruta
La generación bruta del SIC durante el mes de septiembre 2014 alcanzó los 4.182 GWh, lo que representa una disminución
del 6,3% respecto al mes anterior y un incremento del 14,8% respecto al mismo mes del año 2013. Fuente: Operación Real
Anual sitio CDEC-SIC.
∆% mes
SIC
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2014
sep-14
ago-14
sep-13
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
21.493
15.300
667
53
1.699
2.316
130
37
-6,9%
-7,4%
22,4%
15,9%
-5,8%
29,6%
139,8%
23985,1%
Total
37.513
4.182
-6,3%
14,8%
Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses
Pasada
Embalse
Eólica
Solar
Biomasa
Carbón
Gas
Derivados Petróleo
5,000
4,500
4,000
3,500
GWh
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
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Octubre 2014
La generación bruta del SING durante el mes de septiembre 2014 alcanzó los 1.432 GWh, lo que representa un aumento del
1.9% respecto al mes anterior y de un 0.1% respecto al mismo mes del año 2013. Fuente: Detalle Diario de Generación de
Energía sitio web CDEC-SING.
∆% mes
SING
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2014
sep-14
ago-14
sep-13
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
12.560
53
147
2
1.400
5
20
7
2,0%
-14,5%
5,2%
0,2%
-1,8%
15,7%
0,0%
1067,1%
Total
12.763
1.432
1,9%
0,1%
Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses
Carbón
Gas Natural
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Diesel + Fuel Oil
Cogeneración
Solar
Eólico
Hidro
1,600
1,400
1,200
GWh
1,000
800
600
400
200
0
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10
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En conjunto el SIC y el SING durante septiembre 2014 tuvieron una generación de 5.614 GWh de energía lo que representa
un descenso del 4,4% respecto al mes anterior y un aumento del 10,6% respecto al mismo mes del año pasado.
∆% mes
Total
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2014
sep-14
ago-14
sep-13
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
34.054
15.354
814
55
3.099
2.321
150
45
-3,1%
-7,4%
19,8%
13,0%
-4,0%
29,5%
176,2%
5645,7%
Total
50.276
5.614
-4,4%
10,6%
Gráfico 5: Generación bruta Total por fuente, últimos 13 meses
Pasada
Embalse
Eólica
Solar
Biomasa
Cogeneración
Carbón
Gas
Derivados Petróleo
7,000
6,000
5,000
GWh
4,000
3,000
2,000
1,000
0
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Octubre 2014
Ventas a clientes
Durante el mes de agosto 2014, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.203 GWh, un 1,5% menos que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 2,7% más que las del mismo mes de 2013. Fuente: Informe mensual de la Dirección de
Operación y Peajes CDEC-SIC.
∆% mes
SIC
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
Regulados
Libres
23.051
9.645
2.942
1.261
-1,5%
-1,5%
1,7%
3,1%
Total
32.696
4.203
-1,5%
2,7%
Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses
4,500
4,000
3,500
2,854
2,766
2,560
2,913 2,984
2,702
2,974
2,681
2,881 2,901
2,986 2,942
2,702
GWh
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
1,240 1,174 1,248 1,187 1,248 1,185 1,092 1,177 1,177 1,235 1,238 1,280 1,261
0
Libres
Regulados
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12
Octubre 2014
Así mismo, en agosto 2014 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.311 GWh, un 0,8% menos que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 0,2% más que las efectuadas el mismo mes de 2013. Fuente: Informe mensual de la
Dirección de Operación y Peajes CDEC-SING.
∆% mes
SING
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
Regulados
Libres
1.208
9.182
151
1.160
-0,3%
-4,2%
0,7%
-3,4%
Total
10.390
1.311
-0,8%
0,2%
Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses
1,600
1,400
1,200
156
145
158
153
153
156
161
141
156
150
158
151
136
GWh
1,000
800
600
1,166 1,158 1,186 1,161 1,164 1,160
1,153 1,133 1,171 1,187 1,166 1,120
1,067
400
200
0
Libres
Regulados
En conjunto el SIC y el SING presentan un descenso del 1,3% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y
un incremento del 2,1% respecto al mismo mes de 2013.
∆% mes
Total
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
Regulados
Libres
24.259
18.827
3.093
2.421
-0,9%
-1,6%
1,2%
2,7%
Total
43.086
5.514
-1,3%
2,1%
Dirección de Estudios y Contenidos
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13
Octubre 2014
Participación de generadores
Con respecto a la generación bruta mensual del SIC, se indican a continuación los porcentajes de participación de las
empresas, en el mes de septiembre 2014, que concentran en conjunto más del 80% del mercado. Fuente: Generación bruta
anual CDEC-SIC y elaboración propia.
Empresa
Generación bruta [GWh]
Participación [%]
Colbún
Endesa
AES Gener
Guacolda
Pehuenche
San Isidro
Sociedad Eléctrica Santiago
1.146
846
590
434
336
156
195
27%
20%
14%
10%
8%
4%
5%
Total
3.507
84%
Análogamente para el SING, se indican a continuación los porcentajes de participación de las empresas concentran en
conjunto más del 80% del mercado. Fuente: Generación bruta anual CDEC-SING y elaboración propia.
Empresa
Generación bruta [GWh]
Participación [%]
E-CL
Angamos
Norgener
Andina
Celta
547
267
201
108
65
37%
18%
14%
7%
4%
Total
1305
80%
Diferencia entre generación y ventas
Como un indicador de las pérdidas de energía en los sistemas interconectados se presentan las diferencias entre generación
y ventas del mes de agosto 2014, y sus variaciones respecto al mes anterior y al mismo mes del año pasado.
Dif. entre generación y ventas [GWh]
Acumulado 2014
ago-14
jul-14
ago-13
SIC
SING
649
927
262
94
326,8%
14,9%
-273,3%
-34,5%
Total
1.576
356
146,0%
2087,9%
Energías Renovables
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Generación ERNC
Se presenta a continuación el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales
(ERNC), actualizado al mes de agosto 2014, de acuerdo a la Ley. La Inyección Reconocida para Acreditación se muestra en
barras clasificadas por tecnología ERNC; la Obligación, que corresponde al 5% de la Energía Afecta a Obligación (según
inciso 4° del artículo 1° transitorio de la Ley 20.257), se muestra como línea continua para ser comparada con la Inyección
Reconocida Total de cada mes. Fuente: Balance de Inyecciones y Obligaciones, CDEC-SIC.
Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses
450
403.12
400
343.75 336.92
350
313.67 305.15
286.15
GWh
300
250
356.54 348.37
254.77
262.51
278.39
254.97
219.47
200
150
153.75
100
141.17 150.99 147.20
164.55 160.50
146.35
164.08 156.62 157.02 157.59 162.58 159.81
50
0
Biomasa
Hidráulica
Eólica
Solar
Obligación de 5%
Series6
∆% mes
Energía ERNC [GWh]
Afecta a la Obligación
Obligación de 5%
Inyección Reconocida
Acumulado
2014
22.451,16
1.264,54
2.752,75
ago-14
jul-14
3.330,63 -1,8%
159,81
345,24 -14,4%
ago-13
8,3%
35,5%
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Generadoras de Chile A.G.
15
Octubre 2014
Capacidad Instalada
Se muestran a continuación los megawatts en operación de ERNC al mes de septiembre 2014, clasificados por fuente de
energía. Fuente: CER.
En operación [MW]
Biomasa
504,0
Eólica
692,0
Mini-hidro
343,0
Solar
244,0
Total
1.783,0
Al mes de septiembre de 2014 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una
capacidad instalada de 463,9 MW de energía renovable, de los cuales 214,4 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se
presenta continuación el listado de estas centrales y su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de sus
filiales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con las
condiciones necesarias pero fueron instaladas antes del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran
aquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MW. Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y elaboración propia.
Empresa
Central
Tecnología
Potencia Bruta [MW]
Tipo
Laja
Biomasa
2,7
ERNC
Volcán
Minihidro
13
Renovable
Maitenes
Minihidro > 20 MW
31
Renovable
Juncalito
San Clemente
Carena
Chiburgo
Chacabuquito
San Ignacio
Los Quilos
Canela
Canela II
Loma Alta
Palmucho
Ojos de Agua
Sauzalito
Los Molles
Monte Redondo
Chapiquiña
El Águila
Laja I
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Eólica
Eólica
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Eólica
Minihidro
Solar FV
Minihidro
1,5
6,1
10
19,4
25,5
37
39,3
18,2
60
40
32
9
12
18
48
10,2
2
17
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
Renovable
Renovable
Renovable
ERNC
ERNC
Renovable
ERNC
ERNC
Renovable
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
ERNC
Coya
Pasada
12
Renovable
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16
Octubre 2014
Costo marginal
El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En
este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra
Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual
de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos
marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los
costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para
transformar la unidad a US$/MWh. Fuente: Detalle de Costo Marginal Real sitios web CDEC-SIC y CDEC-SING.
Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses
250
195.4
192.6
200
169.4
US$/MWh
148.4
140.6
137.5
150
93.4
100
90.1
88.3
95.0
81.5
5064.3
71.2
139.5
88.8
92.6
73.5
100.2
98.2
86.7
76.4
73.3
69.3
85.7
68.2
58.5
0
Crucero_220
Quillota_220
∆% mes
Costo marginal [US$/MWh]
Acumulado 2014
sep-14
ago-14
sep-13
SIC
SING
142,9
82,2
88,83
68,2
20,8%
16,6%
-4,9%
6,0%
Promedio ponderado
127,5
83,8
27,2%
4,3%
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17
Octubre 2014
Precio Medio de Mercado
El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por las
empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que
finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como el
promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De
igual manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las
unidades de $/kWh a US$/MWh. Fuente: Series Precio Medio de Mercado SIC y SING.
Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses
120
115
112.9
110
110.7
104.3
US$/MWh
105
99.2
100
98.5
100.0
104.9
100.8
102.0
100.2
94.7
95
92.9
97.7
90
92.5
103.4
101.3
97.3
101.1
99.7
93.5
91.6
96.8
95.5
92.5
90.1
85
88.1
80
SIC
SING
∆% mes
Precio Medio de Mercado
[US$/MWh]
SIC
SING
Promedio ponderado
Acumulado 2014
sep-14
ago-14
sep-13
96,2
98,3
99,7
97,3
3,0%
-3,5%
-10,0%
-1,9%
96,7
99,1
1,9%
-7,3%
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18
Octubre 2014
Evolución de precios
Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de Nudo
de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING. Fuente: Sitio web CNE.
Gráfico 11: Evolución de Precios SIC
350
300
US$/MWh
250
200
150
100
50
0
Costo Marginal
Precio de Nudo
Precio Medio de Mercado
Gráfico 12: Evolución de Precios SING
350
300
US$/MWh
250
200
150
100
50
0
Costo Marginal
Precio de Nudo
Precio Medio de Mercado
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19
Octubre 2014
Pronóstico de Deshielos
Para el período Abril-Agosto, en el SIC se ha presentado una condición hidrológica de probabilidad de excedencia del 71%
(año del tipo seco - medio). Para los próximos meses, se indica, en base al Segundo Pronóstico de Deshielos (Fines de
Septiembre), la estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema: Fuente: Sitio web CDEC-SIC.
Prob.Excedencia (Septiembre)
c2. Afluente a Embalse C.Rapel (S/Teno)
0,9
e1. Afluentes Laguna Maule
0,71
f1. Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)
0,59
g1. Afluentes Embalse Ralco
0,62
Gráfico 13: Caudales Esperados Año Hidrológico 2014-2015
450.00
400.00
350.00
Caudal m3/s
300.00
c2. Afluente a Embalse C.Rapel
(S/Teno)
250.00
e1. Afluentes Laguna Maule
200.00
f1. Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto
Polcura)
150.00
g1. Afluentes Embalse Ralco
100.00
50.00
0.00
OCT
NOV
DIC
ENE
FEB
MAR
Mes de Pronóstico
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20
Octubre 2014
Índices de precio de combustibles
La gráfica a continuación muestra, a agosto 2014, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo del
Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico,
normalizando los valores al mes de enero 2007. Fuente: sitio web CNE.
Gráfico 13: Índices de precio de combustibles
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
PMM SIC
PMM SING
Crudo Brent DTD
Gas Natural Henry Hub
Carbón Térmico
Petróleo Diesel Grado B
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21
Octubre 2014
Proyectos de generación en el SEA
Se presenta a continuación el recuento de potencia en MW de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados y
Admitidos al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) y de los proyectos aprobados durante el mes de septiembre 2014.
Acumulado 2014
MW Ingresados MW Aprobados
SIC
SING
2.014
2.000
1.527
698
Total
4.014
2.225
sep-14
MW
MW
Ingresados
Aprobados
146
0
264
0
410
0
Cabe mencionar que fueron ingresados pero No Admitidos a Tramitación los siguientes proyectos, en el mes de Septiembre
de 2014:
Proyecto
Planta de Concentración Solar de Potencia
Copiapó Solar
Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
2000,0
260,0
Solar (CS y FV)
SIC
23/09/2014
169,0
90,0
Fotovoltaico
SIC
23/09/2014
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
Proyecto
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
Central Hidroeléctrica Diuto II (3er. Reingreso)
Parque Eólico Los Olmos
Parque Eólico Cerro Tigre
MODIFICACIÓN PARQUE SOLAR AZAPA
Central Hidroeléctrica de Pasada Cumbres
Planta Fotovoltaica San Pedro V
Modificación Proyecto Central Kelar
Espejo de Tarapacá
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto
Planta Solar fotovoltaica Doña Carmen
Actualización Infraestructura Energética
Mejillones
Proyecto Parque Solar Las Luces
Proyecto Parque Solar Aguas Blancas 2
Parque Solar Fotovoltaico DAS2
Parque Solar Pedernales
Parque Fotovoltaico La Huella
Parque Fotovoltaico Lagunillas-El Olivo
Parque Eólico San Gabriel
17,2
298,0
634,0
210,4
50,0
85,0
400,0
385,0
823,2
67,0
3,8
141,9
264,0
104,0
19,0
38,5
540,0
300,0
369,4
40,0
Pasada
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
Fotovoltaico
Gas Natural
Solar
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SING
SING
SIC
SING
SING
SING
SING
SIC
23/09/2014
23/09/2014
22/09/2014
22/08/2014
22/08/2014
20/08/2014
20/08/2014
18/08/2014
27/06/2014
27/06/2014
1516,0
0,0
Carbón
SING
23/06/2014
48,0
180,0
120,7
142,0
117,0
80,0
300,0
24,0
72,0
54,7
63,0
60,0
40,0
201,3
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
23/06/2014
23/06/2014
20/06/2014
20/06/2014
23/05/2014
22/05/2014
22/05/2014
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
22
Octubre 2014
Central Hidroeléctrica Llancalil (Reingreso)
Parque Eólico Mulchén
Parque Fotovoltaico, Planta Cerro Blanco
Central de Generación Eléctrica El Molle
Parque Eólico Campo Lindo
Central de Respaldo Doña Carmen
Central de Generación Ecodiésel Plástico y
Neumático
Central de Generación Ecodiésel GAC
PROYECTO FOTOVOLTAICO LAGUNAS
Parque Eólico Los Buenos Aires
PROYECTO “AMPLIACIÓN PLANTA
FOTOVOLTAICA DIEGO DE ALMAGRO
SOLAR”
Proyecto Parque Fotovoltaico
Parque Eólico Mesamávida
Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón
CENTRAL HIDROELÉCTRICA EMBALSE
ANCOA
Central Hidroeléctrica Los Aromos
CENTRAL HIDROELÉCTRICA RÍO
COLORADO
Optimización del Ciclo Combinado de la Central
Termoeléctrica Taltal
Parque Eólico Malleco
PLANTA SOLAR PINTADOS
Proyecto Campos del Sol Sur
Proyecto Fotovoltaico Azabache
Proyecto Fotovoltaico El Pelícano
Proyecto Fotovoltaico Llanta
Proyecto Fotovoltaico Sierra Soleada
Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva
Central Térmica Biomasa Agrícola Newenkutral
DIA Divisadero
Mini Central Hidroeléctrica Río Chillán
NUEVA PLANTA FOTOVOLTAICA CARRERA
PINTO SOLAR
Parque Eólico La Flor
Parque Eólico Sierra Gorda Este
Parque Solar Abasol
Parque Solar Punta del Viento
PLANTA FOTOVOLTAICA SOLAR 9 Y LINEA
DE TRANSMISION 110 kV
Proyecto Fotovoltaico Sol de Varas
Proyecto Solar Toro
Regularización Unidad de Generación N°3
Central Puntilla
SOLAIREDIRECT GENERACION CARRERA
23,0
175,0
42,0
0,0
300,0
43,0
6,9
89,1
20,0
8,0
145,2
70,0
Pasada
Eólica
Fotovoltaico
Biomasa
Eólica
Diesel
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
22/05/2014
20/05/2014
20/05/2014
20/05/2014
19/05/2014
22/04/2014
43,0
14,0
Diesel
SIC
22/04/2014
36,0
280,0
90,0
8,4
63,2
39,6
Diesel
Fotovoltaico
Eólica
SIC
SING
SIC
22/04/2014
22/04/2014
22/04/2014
176,0
29,2
Fotovoltaico
SING
21/04/2014
50,0
255,0
24,0
27,5
103,2
11,0
Solar
Eólica
Pasada
SING
SIC
SIC
19/03/2014
24/02/2014
23/12/2013
50,0
27,0
Embalse
SIC
23/12/2013
91,1
19,9
Pasada
SIC
23/12/2013
49,0
15,0
Pasada
SIC
23/12/2013
250,0
130,0
Gas
SIC
23/12/2013
500,0
2,0
1670,0
140,0
212,0
235,2
110,0
70,0
100,0
217,0
20,0
270,0
77,4
698,0
77,0
100,8
112,0
48,9
31,0
40,0
114,0
5,3
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Pasada
Biomasa
Fotovoltaico
Pasada
SIC
SING
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
161,0
90,0
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
54,0
260,0
120,0
96,0
30,0
168,0
61,5
46,8
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SING
SIC
SIC
20/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
100,0
50,0
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
202,6
135,0
100,8
56,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
20/12/2013
20/12/2013
Pasada
SIC
20/12/2013
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
4,4
100,0
47,4
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
23
Octubre 2014
PINTO
Uso de Cal Hidratada, Central Termoeléctrica
Tocopilla para Cumplimiento de Norma de
Emisión para Centrales Termoeléctricas
Central Energía Biomasa Mulchén
PARQUE EÓLICO NEGRETE
PLANTA FOTOVOLTAICA CARDONES SOLAR
I (35 MW). COMUNA DE COPIAPÓ,
PROVINCIA DE COPIAPÓ, REGION DE
ATACAMA
Optimización Central Termoeléctrica Bocamina
Segunda Unidad
Parque Eólico Tchamma
Parque Solar Los Aromos
Central Hidroeléctrica Rucalhue
PARQUE SOLAR BARTOLILLO
Proyecto Guanaco Solar
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada
Halcones
Actualización de Emisiones Atmosféricas
PARQUE EOLICO CHILOE
Planta FV El Salado II
Central Termoeléctrica Ttanti
Pampa Solar
Proyecto Fotovoltaico Sol de Atacama
Proyecto Minicentral Hidroeléctrica Cumpeo
Ampliación II Parque Eólico Lebu - Cristoro
Proyecto Parque Eólico Aurora
Kalisaya
Central Hidroeléctrica Doña Alicia
Central Hidroeléctrica Chupallar, Obras de
Generación y Transmisión
Central de Pasada Truful
Proyecto Solar Conejo
Caldera Orafti
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada El
Traro
Parque Fotovoltaico Capricornio
Proyecto Fotovoltaico Los Manolos
Central Bioenergía Cabrero
Central Fotovoltaica Inca de Varas I
EIA Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de
Pasada Florín II y Florín III
Parque Fotovoltaico Gramadal
Perquilauquén
Parque Eólico Cateo
Alfa Solar
Parque Eólico Lebu Etapa III
26,0
SING
20/12/2013
42,0
48,0
20,0
36,0
Biomasa
Eólica
SIC
SIC
19/12/2013
19/12/2013
0,0
35,0
Fotovoltaico
SIC
19/12/2013
184,0
20,0
Carbón
SIC
18/12/2013
324,0
178,0
240,0
16,8
57,6
81,0
90,0
9,0
50,0
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
18/12/2013
17/12/2013
16/12/2013
12/12/2013
12/12/2013
24,0
12,0
Pasada
SIC
09/12/2013
0,0
250,0
106,5
1300,0
240,0
165,0
15,0
13,0
400,0
220,0
20,4
0,0
100,8
36,0
1290,0
120,0
80,8
5,5
8,8
192,0
88,0
6,3
Gas Natural
Eólica
Fotovoltaico
Gas Natural
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Pasada
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
SING
SIC
SIC
SING
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
03/12/2013
29/11/2013
29/11/2013
22/11/2013
15/11/2013
08/11/2013
08/11/2013
24/10/2013
10/10/2013
09/10/2013
08/10/2013
49,5
19,0
Pasada
SIC
07/10/2013
18,3
819,0
25,0
6,3
306,0
12,0
Pasada
Fotovoltaico
Gas Natural
SIC
SIC
SIC
01/10/2013
09/09/2013
04/09/2013
13,6
6,8
Pasada
SIC
09/08/2013
130,0
170,0
50,0
100,0
90,0
79,5
20,0
50,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Biomasa
Fotovoltaico
SING
SING
SIC
SIC
08/08/2013
07/08/2013
01/08/2013
30/07/2013
53,7
17,6
Pasada
SIC
23/07/2013
241,0
48,0
224,0
560,0
368,0
92,0
17,0
100,0
280,0
184,0
Fotovoltaico
Pasada
Eólica
Fotovoltaico
Eólica
SING
SIC
SIC
SING
SIC
12/07/2013
25/06/2013
27/05/2013
02/05/2013
26/04/2013
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
24
Octubre 2014
CENTRAL HIDROELECTRICA DE PASADA
CONDOR
DIEGO DE ALMAGRO
LEBU
RODELILLO
AÑIHUERRAQUI
TOLPÁN
PICHIHUÉ
LAS NIEVES
ANDES WIND PARKS
EL CANELO DE SAN JOSÉ
KÜREF
NELTUME
17,0
5,4
Pasada
SIC
15/04/2013
130,0
1,4
15,0
22,0
250,0
52,0
1,4
32,0
9,0
306,0
117,5
6,0
65,0
16,0
61,2
490,0
Fotovoltaico
Diesel
Diesel
Pasada
Eólica
Eólica
Pasada
Eólica
Pasada
Eólica
Pasada
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
19/12/2012
13/12/2012
04/12/2012
29/11/2012
21/11/2012
05/11/2012
04/10/2012
23/08/2012
29/06/2012
07/07/2011
02/12/2010
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
25
Octubre 2014
Cuadro Resumen Septiembre 2014
SIC
SING
Total
Parque generador (Agosto)
Capacidad instalada [MW]
15.065,2
4.970,4
20.035,6
Térmico [MW]
7.960,2
4.844,6
12.804,7
Hídrico [MW]
6.349,3
10,2
6.359,5
Eólico [MW]
589,5
90,0
679,5
Solar [MW]
166,2
25,6
191,8
Demanda máxima [MW]
7.314,2
2.176,4
-
Demanda mínima [MW]
4.403,5
1.730,7
-
106%
126%
-
4.182
1.432
5.614
Térmico [GWh]
1.699
1.400
3.099
Hídrico [GWh]
2.316
5
2.321
Eólico [GWh]
130
20
150
Solar [GWh]
37
7
45
7G > 80%
5G > 80%
-
Margen de reserva teórico [%]
Producción de energía
Generación bruta [GWh]
Participación de generadores (por GWh)
Ventas a clientes [GWh] (agosto)
4.203
1.311
5.514
Regulados [GWh] (agosto)
2.942
151
3.093
Libres [GWh] (agosto)
1.261
1.160
2.421
5,9%
6,7%
6,1%
-
-
3.330,6
-
-
159,8
-
-
345,2
Costo marginal [US$/MWh]
88,8
68,2
83,8
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
99,7
97,3
99,1
146
264
410
0
0
0
Dif. entre generación y ventas [%] (agosto)
Energías Renovables No Convencionales (Agosto)
Afecta a la Obligación [GWh]
Obligación de 5% [GWh]
Inyección Reconocida [GWh]
Precio de la energía
Proyectos de generación
Ingresados al SEA [MW]
Aprobados por el SEA [MW]
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Generadoras de Chile A.G.
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Octubre 2014
Información Importante
“El presente Boletín ha sido elaborado por la Dirección de
Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras de
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basado únicamente en informaciones de carácter público
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dichas informaciones no han sido objeto de verificación
alguna por parte de la Asociación, por lo que no se ofrece
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precisión, integridad o corrección.
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