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 reporte@systep.cl 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 reporte@systep.cl 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 reporte@systep.cl 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 reporte@systep.cl 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

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

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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