Anuario Estadístico de Energía 2016
Anuario Estadístico de Energía 2005-2015
Anuario Estadístico de Energía 2016
2
1
ÍNDICE
Noticias destacadas 2016
04 Terminales de gas natural licuado
82
05 Venta de combustibles
85
06 Inventario de combustibles
86
14
07 Precios nacionales de combustibles líquidos
88
01 Proyectos de generación eléctrica en construcción
16
08 Margen bruto de comercialización de combustibles
93
02 Capacidad instalada de generación
20
09 Precios nacionales de gas licuado de petróleo envasado
96
03 Generación eléctrica bruta
23
10 Precios nacionales de gas por redes concesionadas
04 Demandas anuales
28
05 Hidrología
30
06 Proyectos de transmisión en construcción
37
01 Proyectos Ingresados a evaluación ambiental
106
07 Capacidad instalada de transmisión
41
02 Proyectos en evaluación ambiental
107
08 Costos marginales
44
03 Proyectos con RCA aprobada
108
09 Precio nudo de corto plazo
45
10 Precio medio de mercado
47
11 Precios licitaciones
48
01 Cronología de las principales normativas energéticas nacionales
114
12 Precio nudo promedio traspasable a cliente final
51
02 Proyectos de ley en trámite
117
13 SSMM Precio monómico
53
03 Normas sectoriales publicadas en el Diario Oficial
118
14 Indexadores del VAD por área típica de distribución (ATD)
58
04 Normas sectoriales no publicadas en el Diario Oficial
122
15 Cuenta tipo por sistema BT1 / AT4.3
64
05 Dictámenes del Panel de Expertos
127
16 Demanda por clientes regulados
66
Principales indicadores del sector energético 2016
Sector Eléctrico
4 12
ProyeCtos Energéticos en evaluación ambiental
Normativas sectoriales
Balance Nacional de Energía Sector Hidrocarburos
100
104
112
128
68
01 Matriz de energía primaria
130
01 Precios internacionales de combustibles referencia
70
02 Consumo final de energía
132
02 Importaciones y exportaciones de combustibles
74
03 Consumos regionales
135
03 Refinación y comercialización de petróleo
80 Indicadores Internacionales y Financieros
138
Senado de la República
NOTICIAS SECTOR ENERGÉTICO 2016
Presidenta Bachelet recibió Política Energética
Enero 2016
Febrero 2016
Presidenta de la República recibe Nueva Política Energética para Chile
CNE realiza Informe de Rentabilidad de distribuidoras de gas de red año 2014
En el Palacio de La Moneda, la Presidenta de la República, Michelle Bachelet, recibió el 30 de diciembre por parte del Ministerio de Energía el documento “Energía 2050”, resultado de un proceso de planificación participativa, y que se transformó posteriormente en la Política Nacional Energética a largo plazo de nuestro país.
La Comisión Nacional de Energía elaboró el Informe de Rentabilidad de las empresas concesionarias de distribución de gas de red correspondiente al año 2014, en el marco de las funciones de monitoreo permanente de los mercados energéticos que le confiere la ley, en especial del mercado de distribución de gas de red concesionada.
La creación de esta estrategia es una promesa del Programa de Gobierno de la Presidenta Bachelet y parte de la Agenda de Energía, presentada en mayo de 2014, con el fin de construir una visión compartida para el desarrollo futuro del sector, con la validación social y técnica requerida para transformarse en la política de Estado que Chile necesita.
El resultado del análisis de rentabilidad fue producto de un proceso abierto y participativo, desarrollado durante cinco meses, que contó con la participación de las empresas concesionarias, quienes pudieron hacer observaciones al informe preliminar.
Para su elaboración, se consideró la información obtenida a partir de agosto de 2014 en las mesas de trabajo y talleres que se realizaron a lo largo de todo el país –130 encuentros que contaron con la participación de más de 3.500 personas-; las propuestas emanadas desde el Comité Consultivo de carácter estratégico, liderado por el Ministro de Energía y compuesto por 27 actores clave del sector, cuya misión fue construir una visión compartida para el sector año 2050, que se plasmó en el documento “Hoja de Ruta 2050”; en 30 sesiones plenarias y más de 150 reuniones de los Grupos de Expertos Temáticos, junto a una serie de seminarios y talleres especializados; talleres regionales; y, siguiendo las recomendaciones de la OCDE, una plataforma virtual para convocar a una participación ciudadana. Entre las principales metas que define esta política para los próximos 35 años están: que el 100% de viviendas de las familias vulnerables tengan un acceso continuo y de calidad a los servicios energéticos; que al menos el 70% de la generación eléctrica nacional provenga de energías renovables; que la totalidad de los proyectos energéticos desarrollados en el país cuente con mecanismos de asociatividad entre la comunidad y las empresas; que Chile se encuentre entre los tres países de la OCDE con menores precios promedio de suministro eléctrico.
Los resultados de rentabilidad de las empresas de distribución de gas de red concesionadas correspondientes al año 2014 fueron Metrogas 12,2%, Gas Valpo 6,8%, Gas Sur 5,9%, Intergas 6,8% y Lipigas 4,9%.
Marzo 2016 CNE lanza Energía Maps La Comisión Nacional de Energía, continuando con su labor por reducir asimetrías de información, aumentar la transparencia y fomentar la participación ciudadana mediante soluciones innovadoras, lanzó Energía Maps, portal que permite localizar geográficamente información en formato de datos abiertos del sector energético en Chile. Energía Maps es el primer portal de Chile que contiene información geográfica y que permite obtener reportes por zona, a través de su herramienta “GeoReporte”. Para acceder, se puede ingresar a través de Energía Abierta, primera plataforma de Latinoamérica con datos abiertos para el sector energético, o directamente a través de Energía Maps. http://energiamaps.cne.cl/
Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Mayo 2016
Julio 2016
Ministerio de Energía lanza la aplicación móvil “Calefacción en línea”, creada por CNE
Presidenta de la República promulgó la nueva ley que establece un nuevo sistema de Transmisión Eléctrica y crea un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional
La Comisión Nacional de Energía desarrolló la aplicación móvil “Calefacción en Línea”, que contiene información sobre los precios de los combustibles más usados para templar los hogares en invierno: parafina (kerosene), gas licuado de petróleo y leña seca. APP Calefacción en Línea
Mediante esta aplicación móvil, los usuarios podrán acceder a información georreferenciada por regiones y comunas de estaciones de servicios, proveedores y puntos de venta en el territorio nacional, con sus respectivos precios de venta de los combustibles que expendan al público y más información relevante.
En La Moneda, Presidenta de la República firmó Ley de Transmisión Eléctrica
De esta manera, el Gobierno cumple con uno de los compromisos asumidos en la Agenda de Energía para contar con un nuevo marco regulatorio para el transporte de energía. Tras un profuso trabajo pre-legislativo, que involucró la participación de expertos del Poder Ejecutivo, del sector eléctrico, actores sociales y de organizaciones ambientales, en agosto de 2015 el Gobierno ingresó el “Proyecto de Transmisión” al Congreso Nacional, transformándose en uno de los más importantes hitos de la Agenda de Energía.
Junio 2016 Presidenta de la República promulga ley que reduce diferencias de precios en las cuentas de luz residenciales de todo el país La Presidenta de la República, Michelle Bachelet, promulgó el 15 de junio la Ley Nº 20.928, que establece Mecanismos de Equidad en las Tarifas de Servicios Eléctricos.
Presidenta Bachelet firmó Ley de Equidad Tarifaria
En el Palacio de La Moneda, la Presidenta de la República, Michelle Bachelet, promulgó en julio la ley que establece un nuevo sistema de Transmisión Eléctrica y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (N°20.936).
El objetivo central de la ley es lograr que la transmisión favorezca el desarrollo de un mercado competitivo, que contribuya a disminuir los precios de la energía para los hogares y las empresas, posibilitando más competencia y la incorporación de nuevos actores.
Con la promulgación de esta normativa, se modifica el componente de distribución de las tarifas residenciales, lográndose que la diferencia más alta no sea superior al 10%.
Esta nueva iniciativa legal, además, incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de 30 años, y asegura una participación activa de las comunidades en el diseño de la transmisión.
En total, 2,7 millones de clientes (10.800.000 personas) verán disminuida la cuenta en promedio por comuna de 14% ($4.278). Se trata de rebajas significativas. Las disminuciones más altas estarían en torno a un 46% de la cuenta tipo respectiva ($15.000), como es en el caso de Alto Biobío.
A esto se suma que durante el año 2016, el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía iniciaron un proceso de elaboración participativo de los reglamentos para la ejecución de la normativa.
Asimismo, la ley reconoce el aporte realizado por las 63 comunas que más contribuyen a la generación de energía, principalmente al acoger en su territorio los proyectos generadores. Para todas ellas se aplicará un factor para reducir el precio de sus cuentas de luz.
Agosto 2016
Para consultas, el Ministerio de Energía, la CNE y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles habilitaron la página web www.equidadtarifaria.cl
Exitosa licitación de suministro para clientes regulados permitirá bajar la cuenta de luz a hogares y pymes a partir del año 2021 El Gobierno realizó el 17 de agosto el Acto Público de Adjudicación de la Licitación de Suministro Eléctrico 2015/01, que ofreció 12.430 GWh/año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados SIC y SING por 20 años a partir del año 2021.
Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Acto de adjudicación de la Licitación en la Estación Mapocho
En esta licitación –en la que participaron 84 empresas oferentes– se adjudicó a un precio medio de 47,6 USD/MWh, incorporándose nuevos actores al mercado eléctrico, de los cuales la mayoría proviene de ERNC con tecnologías eólicas y solares. Esta Licitación de Suministro 2015/01 fue seleccionada como uno de los proyectos de infraestructura más importantes de América Latina (Strategic 100) para el año 2016, según la organización GC/LA Infraestructure, debido a las oportunidades de negocios, crecimiento y competitividad que ofrece en los próximos años. Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Alto interés en participar en Seminario Internacional de Distribución Eléctrica
Septiembre 2016
Octubre 2016
Gobierno inicia proceso participativo para definir el futuro del segmento de distribución de energía en Chile
Se constituyó el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional
El 29 de septiembre, el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía y la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas dieron inicio a la discusión pública que permitirá establecer un diagnóstico compartido sobre la nueva regulación del segmento de distribución eléctrica.
Cumpliendo con lo estipulado en la Ley N° 20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica, el 11 de octubre se constituyó el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
Para ello, se realizó el seminario internacional “El Futuro de la Distribución de Energía Eléctrica”, que contó con la exposición del CEO del Grupo ENEL, Francesco Starace; el Director General de Negocios Regulados de Gas Natural Fenosa, Antoni Peris; el Presidente del Consejo Nacional de Desarrollo Urbano de Chile, Luis Eduardo Bresciani, y del profesor emérito de la Escuela de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Hugh Rudnick.
Autoridades de Energía presentaron al Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional
Esto, luego de que el Comité Especial de Nominaciones realizara un proceso de concurso público y, por acuerdo unánime, seleccionara como miembros del Consejo Directivo del Coordinador a Germán Henríquez, como presidente, y a Andrés Alonso, Pilar Bravo, Claudio Espinoza y Jaime Peralta, como consejeros. Posteriormente, los Consejeros del Coordinador, mediante concurso público, procedieron a designar a Daniel Salazar como Director Ejecutivo de la nueva institucionalidad.
Asimismo, se constituyeron cuatro grupos de trabajo, bajo los temas: Desarrollo de la red de distribución, Financiamiento de la red del futuro y su tarificación, Modelos de negocio de la distribución y Servicios de la red del futuro.
El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional iniciará sus funciones a partir del 1 de enero de 2017.
El objetivo final de esta labor es posibilitar la elaboración de un anteproyecto de ley de distribución eléctrica para fines de 2017.
Noviembre 2016 CNE informa Valores Agregados de Distribución periodo 2016-2020 La Comisión Nacional de Energía (CNE) envió en noviembre al Ministerio de Energía el Informe Técnico que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados, efectuados por las empresas concesionarias de distribución, vigentes para el período noviembre de 2016 a noviembre de 2020.
CNE publica Norma Técnica para la planificación de la operación de unidades que utilicen GNL La Comisión Nacional de Energía publicó la Norma Técnica para la planificación y coordinación de la operación de las unidades de generación que utilizan como combustible gas natural, proveniente de importación y regasificación de insumo GNL.
Mesa de Trabajo para regulación de GNL
El desarrollo de la Norma Técnica se enmarca en lo establecido en la Agenda de Energía, respecto al análisis de un instrumento regulatorio que permita al Coordinador Eléctrico Nacional contar con las herramientas necesarias para la determinación del costo variable efectivo a partir de los contratos de suministro de este insumo. Lo anterior, para efectos de la programación de la operación del parque eléctrico . Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Transformador para el Barrio Cívico, instalado en 1930
El decreto respectivo se encuentra en la Contraloría General de la República a la espera de la toma de razón, tras lo cual el Ministerio de Energía deberá publicarlo en el Diario Oficial. Durante el proceso, las 44 empresas concesionarias son agrupadas por costos de distribución similares, constituyendo un conjunto representativo de áreas de distribución típicas (ADT). En cada ADT se obtiene el costo medio de distribuir la electricidad a partir del cálculo de los siguientes componentes de la empresa modelo: a) Costo fijo por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes del consumo; b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y c) Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución. Dichos componentes son calculados a través de estudios encargados tanto por las empresas concesionarias como por la CNE, en los que se recogen las singularidades de las empresas modelos, tanto en economías de escala como en su particularidad geográfica. Los valores a considerar en las nuevas fórmulas tarifarias son los resultantes de ponderar por un tercio los valores obtenidos del estudio de las empresas concesionarias y por dos tercios los valores obtenidos del estudio de la CNE. Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Diciembre 2016 BID otorga crédito por USD100 millones para desarrollar la Política del sector Energía en Chile Ministros de Hacienda y de Energía junto a representante del BID
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) entregó un crédito por 100 millones de dólares para desarrollar la Política del sector Energía en Chile. Bajo la modalidad de Préstamo en Apoyo de Reformas de Política (PBL), que tiene como sustento el proceso de cambios estructurales y avances en materia de política pública del sector de energía de Chile. A este préstamo se suma una cooperación técnica no reembolsable por parte del BID de USD 1 millón para acompañar el proceso de implementación de nuevas normativas en el sector.
Congreso Nacional aprueba y despacha proyecto que modifica la Ley de Servicios de Gas Con un amplio respaldo, la Sala de la Cámara de Diputados aprobó y despachó el 21 de diciembre el proyecto que modifica la Ley de Servicios de Gas. Parlamento despachó proyecto de Ley de Gas
El proyecto de ley que modifica la Ley de Servicios de Gas ingresó en enero de 2015 al Congreso Nacional, y contiene normas que evitan que el régimen tarifario definido por cada distribuidora de red concesionada exceda el límite de rentabilidad establecido por ley de 9%, lo cual será controlado por la CNE, a través del proceso de chequeo anual de rentabilidad. La regulación que actualmente rige los servicios de gas data del año 1931 y la última modificación relevante se produjo en el año 1989, ante la inminente llegada del gas natural, marco regulatorio que presenta una serie de vacíos. Fuente: Unidad de Comunicaciones, CNE
Principales indicadores del sector energético en 2016
Anuario Estadístico de Energía 2016
Principales indicadores del sector energético en 2016 PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN
6.380 mw
Precio Henry Hub
2,20
USD/MMBtu
Precio Carbón
81,6
USD/Ton
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN
22.045
mw
Generación Eléctrica Bruta
73.877
Gwh
PROMEDIO PRECIO NACIONAL DE GASOLINA 93 SP
685
$ / Litro
USD/MWh
PROMEDIO PRECIO NACIONAL de PETRÓLEO DIÉSEL
444
$ / Litro
SIC
Costos Marginales
59,6 SING
61,8
USD/MWh Catalítico
sic
Precio Medio de Mercado NOMINAL
12
62,3 SIng 53,9
$/kWh
PROMEDIO PRECIO NACIONAL DE GLP 15 kg
15.420 Corriente
15.055
$/unidad
Proyectos de generación con RCA Aprobada
11.713
MMUSD
$/kWh
PRECIO NOMINAL FINAL OFERTADO EN LICITACIONES
47,6
Precios WTI
43,2
USD/bbl
POTENCIA DE PROYECTOS DE GENERACIÓN CON RCA APROBADA
5.986
Precio Brent
43,7
USD/bbl
Proyectos de Ley tramitados
3
USD/MWh
$/unidad
mw
proyectos
13
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector Eléctrico
Sector eléctrico
En Chile, en el mercado eléctrico se identifican las actividades de generación, transmisión y distribución, las cuales son desarrolladas por empresas privadas. La autoridad cumple el rol de regulador y fiscalizador, buscando establecer criterios que favorezcan una expansión económicamente eficiente del sistema eléctrico. El sector eléctrico en Chile está regido por la Ley General de Servicios Eléctricos. En Chile existen dos grandes sistemas interconectados: el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), además de los Sistemas Medianos (SSMM) de Aysén y Magallanes. Las empresas generadoras deben coordinar la operación de sus centrales a través de los Centros de Despacho Económico de Carga respectivos (CDEC-SIC y CDEC-SING). La función principal de los CDEC es velar por la seguridad del sistema y programar el despacho de las centrales de manera de satisfacer la demanda en todo momento al menor costo posible, sujeto a las restricciones de seguridad. El organismo público responsable del sector es el Ministerio de Energía, que debe llevar adelante los planes, políticas y normas para el desarrollo del sector eléctrico. Además entrega concesiones para centrales hidroeléctricas, líneas de transmisión, subestaciones y zonas de distribución eléctrica. De dicha secretaría de Estado depende la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas del sector, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), entidad que fija los estándares técnicos y fiscaliza su cumplimiento.
14 14
15
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
01. PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN
De acuerdo a lo indicado en el artículo 72-17°de la LGSE, son consideradas instalaciones en construcción aquellas unidades generadoras que hayan solicitado a la Comisión su declaración en construcción de acuerdo a lo establecido en el mencionado artículo y que, cumpliendo con las exigencias legales y reglamentarias correspondientes, sean declarados en construcción mediante su incorporación en la resolución exenta que la Comisión dicte para tales efectos.
Total de los Proyectos de Generación Eléctrica en Construcción por tecnología en MW 2016
46%
39%
8%
13%
De acuerdo a las resoluciones exentas publicadas por la CNE “Actualiza y comunica obras en construcción” se pudo contabilizar, al 31 de diciembre de 2016, un total de 89 proyectos en construcción que en conjunto alcanzan una capacidad instalada de generación eléctrica de 6.380 MW.
12%
3.022 6%
2.691 2%
2.673 18%
4.908 54%
98%
95%
95%
94%
82%
73%
67%
53%
46%
48%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Carbón
Petróleo Diésel
Solar - Termosolar
Mini Hidráulica de Pasada
Eólica
Hidráulica de Pasada
Geotérmica
Gas Natural
Solar Fotovoltaica
Licor Negro
ERNC
5.810
6.380 x6,5*
2006
21%
TCAC
6.380
3.008 34
Variación DEL INGRESO ESPERADO DE OPERACIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN ENTRE 2006 y 2016 EN MW
6.210
4.571
Fuente: CNE
30%
38%
4% 4% 2% 2%
5% 10% 1% 1% 2%
Proyección de Proyectos de Generación Eléctrica en Construcción según AÑO de Inicio de Operación en MW
97%
Convencional
2%
Fuente: CNE
984 3%
2015
984
2.671 33% 1.845 27%
2016
1%
22%
4.908
6.380 52%
4.147 5%
25%
20%
INGRESO ESPERADO DE OPERACIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN ENTRE 2006 y 2016 EN MW
4.239 5%
32% 2%
9%
6.380
4.492 47%
2006
2015
993 27
376
1.981
1.160
2016
2017
684
375 181 2018
400
170
2019
2020
Térmica
Hidroeléctrica Convencional
ERNC
Acumulado Fuente: CNE
*El incremento fue de 5.480% para ese periodo, lo que equivale a un aumento de 6,5 veces el valor original.
16
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Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Detalle de Proyectos de Generación Eléctrica declarados en Construcción durante 2016 Sistema Proyecto SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC
18
CTM-3* Conejo I Abasol El Romero Malgarida Valle Solar Pelícano Divisadero Carrera Pinto II Guanaco Solar Pampa Solar Cabo Leones I Solar Cardones San Juan I San Juan II San Juan III San Juan IV San Juan V San Juan VI Los Loros Chaka I Chaka II El Pelícano Valleland La Silla La Chapeana Las Mollacas Chuchiñí Las Nieves Carilafquén Malalcahuello Alfalfal II Alto Maipo - Las Lajas Las Lajas Santiago Solar Quilapilún El Boco Cogeneradora Aconcagua Doña Carmen Doña Carmen Santa Julia PFV Olmué La Mina Los Cóndores Ancoa Río Colorado La Montaña I Ñuble Los Buenos Aires Renaico Eólico La Esperanza Eólico Las Peñas
Propietario
Tipo de tecnología
Clasificación
Engie Pattern Energy Group Abantia Acciona Acciona Alpín Sun Austrian Solar Avenir Solar Chile Enel Green Power Gestamp Helio Atacama Nueve Ibereólica IC Power Latin American Power Latin American Power Latin American Power Latin American Power Latin American Power Latin American Power Solaire Direct Solar Desierto I Solar Desierto I Sunpower Valleland SpA Parque Eólico Renaico Renovalia Renovalia SPV P4 Andes Power Latin American Power Latin American Power AES Gener AES Gener AES Gener Santiago Solar Sunedison Boco Solar ENAP Refinería S.A. Energía Cerro El Morado IMELSA SPV P4 Sunedison Colbún Endesa GPE GPE - Río Colorado VHC Eléctrica Puntilla Enel Green Power Enel Green Power Eólica La Esperanza Eólico Las Peñas
Petróleo Diésel Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Eólica Solar Fotovoltaica Eólica Eólica Eólica Eólica Eólica Eólica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Mini Hidráulica de Pasada Mini Hidráulica de Pasada Mini Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Gas Natural Solar Fotovoltaica Petróleo Diésel Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Mini Hidráulica de Pasada Mini Hidráulica de Pasada Hidráulica de Pasada Eólica Eólica Eólica Eólica
Convencional ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC Convencional Convencional Convencional ERNC ERNC ERNC Convencional ERNC Convencional ERNC ERNC Convencional Convencional Convencional ERNC ERNC Convencional ERNC ERNC ERNC ERNC
Mes Potencia Año Región neta MW Entrada Entrada 251 105 62 196 28 74 100 65 77 50 69 116 0 33 30 30 33 26 33 50 27 23 100 67 2 3 3 3 7 20 9 264 267 267 98 103 3 77 40 48 3 144 34 150 27 15 3 136 24 88 11 8
2017 2016 2016 2016 2017 2018 2016 2017 2016 2018 2016 2017 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2016 2016 2016 2017 2017 2016 2016 2016 2016 2018 2016 2016 2019 2018 2018 2017 2016 2017 2017 2017 2017 2016 2016 2016 2018 2017 2017 2016 2019 2016 2016 2016 2016
6 5 9 10 4 8 7 8 6 1 4 4 2 9 10 11 12 1 1 7 10 10 4 1 4 2 2 7 2 2 2 5 12 12 10 8 1 12 4 5 5 4 12 12 7 1 8 4 4 4 4 5
II Región II Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región III Región IV Región IV Región IV Región IV Región IX Región IX Región IX Región RM RM RM RM RM V Región V Región V Región V Región V Región V Región VII Región VII Región VII Región VII Región VII Región VIII Región VIII Región VIII Región VIII Región VIII Región
Sistema Proyecto SIC SIC SIC SIC SIC SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING SING
Las Peñas HBS GNL San Pedro II San Pedro Panguipulli Huatacondo Cerro Dominador PV Cerro Dominador Usya Andes Solar Cochrane U1 Cochrane U2 Kelar Blue Sky 1 Blue Sky 2 Infraestructura Energética Mejillones Cerro Pabellón Finis Terrae I Finis Terrae II Sierra Gorda IEM Uribe Solar Bolero I Bolero I Bolero II Bolero III Bolero IV Quillagua I Quillagua II Quillagua III Jama Etapa II Lascar I Lascar II Paruma Pular Calama Solar 1 Pampa Camarones I
Mes Potencia Año Región neta MW Entrada Entrada 8 2016 6 VIII Región 4 2016 9 VIII Región 65 2016 8 X Región 170 2020 10 XIV Región 0 2016 2 XIV Región 98 2017 9 I Región 110 2017 6 II Región 100 2017 4 II Región 25 2017 10 II Región 21 2016 1 II Región 236 2016 1 II Región 236 2016 5 II Región 517 2016 7 II Región 52 2016 12 II Región 34 2016 12 II Región
Propietario
Tipo de tecnología
Clasificación
Eólico Las Peñas HBS GNL S.A. Transantartic Energía Colbún IMELSA Austrian Solar Abengoa Abengoa Acciona AES Gener AES Gener AES Gener BHP Billiton Crucero Este Crucero Este
Eólica Gas Natural Eólica Hidráulica de Pasada Mini Hidráulica de Pasada Solar Fotovoltaica Solar - Termosolar Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Carbón Carbón Gas Natural Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica
ERNC Convencional ERNC Convencional ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC Convencional Convencional Convencional ERNC ERNC
E-CL
Carbón
Convencional
0
2017
9
II Región
Enel Green Power Enel Green Power Enel Green Power Enel Green Power Engie Fotovoltaica Norte Grande 5 SPA Helio Atacama Helio Atacama Helio Atacama Helio Atacama Helio Atacama Quillagua Quillagua Quillagua RIJN Capital RIJN CAPITAL RIJN CAPITAL RIJN CAPITAL RIJN CAPITAL Solarpack E-CL
Geotérmica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Eólica Carbón Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica Solar Fotovoltaica
ERNC ERNC ERNC ERNC Convencional ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC ERNC
48 69 69 112 375 50 42 84 42 20 41 23 27 50 23 30 35 21 29 9 6
2016 2016 2016 2016 2018 2016 2016 2016 2017 2017 2016 2017 2017 2018 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2016
12 2 7 11 2 11 8 12 1 2 10 3 10 6 1 6 6 6 6 2 5
II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región II Región XV Región
(*) La central CTM-3, ya construida, dejará de inyectar en el SING para inyectar en el SIC a partir de la fecha señalada en la tabla Fuente: CNE
19
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
02. Capacidad Instalada de generación La capacidad instalada de generación eléctrica neta al año 2016 asciende a 22.045 MW. De estos, 16.837 MW (76,4%) corresponden al SIC y 5.032 MW (22,8%) al SING*. El restante 0,8% se reparte entre los Sistemas Eléctricos Medianos (SSMM**), respectivamente. El total de capacidad instalada al 2016 se categoriza en un 58% de termoelectricidad, 28% de hidroelectricidad convencional y 14% de ERNC.
Total Nacional de la Capacidad de Generación Eléctrica neta Instalada por tecnología en MW Chile 2016
Además de la capacidad de generación eléctrica neta instalada a diciembre de 2016, se registran 36 centrales de generación en prueba que en total alcanzan 911 MW, de los cuales el 96% son ERNC.
Evolución de la Capacidad de generación eléctrica neta Instalada por Sistema entre los años 2006 y 2016 en MW
10.462 1,1%
11.190 1,1%
14,9%
13,9%
84,0%
85,0%
11.998 1,2% 13,0%
13.503 1,0%
85,9%
12,4%
86,6%
14.230 1,0% 11,8%
87,2%
15.748 0,9%
16.703 0,9%
17.173 0,9%
16,3%
15,9%
19.310 0,8% 15,9%
Chile 2015 5% 5%
26%
15%
21%
33%
12%
13%
22.045
20.210 0,8% 19,6%
Chile 2006
5% 23%
20.210
2%
10.462 2%
16%
22.045 0,8%
14% 5%
3%
1%
22,8%
2% 22%
2% 22%
2% 0% 1% 17%
15%
16,7%
82,4%
82,8%
83,2%
79,2%
79,6%
76,4%
BIOMASA
CARBÓN
EÓLICA
GAS NATURAL
HIDRáuLICA DE EMBALSE
HIDRáuLICA DE PASADA
Mini Hidráulica de Pasada
Petróleo Diésel
SOLAR FOTOVOLTAICA Fuente: CDEC SIC, CDEC SING, CNE
2006
2007
2008
2009
2010 SIC
2011
2012
SING
2013
2014
2015
2016
Total SIC de la Capacidad de Generación Eléctrica neta Instalada por tecnología en MW
SSMM**
Fuente: CDEC SIC, CDEC SING, CNE
SIC 2016
Variación de la Capacidad de Generación Eléctrica neta Instalada para 2016 en MW
22.045
2016
9,1%
2015
4,6%
2015
92%
2006
2006
7,7%
6,7% TCAC
5.032 27%
2015
3,2%
2006
ssmm
12% TCAC
21% 17% 2%
16%
16%
5% 3%
3% 3%
16.837
TCAC
sing
sic
16.837
2,1%
176 7,3%
2015
16.094
51%
4,2%
39% 19%
8.789
9%
6%
5% 18%
26%
18%
TCAC
BIOMASA
CARBÓN
EÓLICA
* La capacidad instalada del SING no considera en este total a la central de gas natural de 380 MW ubicada en Salta (Argentina), interconectada a este sistema.
GAS NATURAL
Hidráulica Embalse
HIDRáuLICA DE PASADA
** El total en SSMM considera la capacidad instalada de los Sistemas Medianos (SSMM) de Los Lagos (6 MW) y de Isla de Pascua (4,3 MW).
Mini Hidráulica de Pasada
Petróleo Diésel
SOLAR FOTOVOLTAICA
Nota: Las diferencias numéricas, al respecto de la versión 2015, se deben a la fecha de ingreso informada por el CDEC (desagregada ahora por unidad) y a la salida y entrada de nuevas unidades.
20
1% 5% 1%
15%
14%
2006
SIC 2006
SIC 2015 20% 17% 2%
Fuente: CDEC SIC
21
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
03. Generación Eléctrica Bruta La generación eléctrica bruta durante el año 2016 en el SIC alcanzó un total de 53.905 GWh (que es el 73,0% del total generado) y se compone de un 52,3% termoelectricidad, 32,9% hidráulica convencional y un 14,8% ERNC. Por su parte, en el SING se generaron 19.466 GWh (26,3% del total) categorizados en un 93,9% termoelectricidad y un 6,1% ERNC. Los sistemas en conjunto, excluyendo Isla de pascua, alcanzaron un total de 73.877 GWh, lo que representó un aumento del 2,3% respecto al año 2015, con una tasa de crecimiento anual compuesta de 3,5% durante los últimos 10 años. Si observamos la composición por categoría, distinguimos 63,4% termoeléctrica, 24,0% hidráulica convencional y 12,6% ERNC.
Total SING de la Capacidad de Generación Eléctrica Instalada por tecnología en MW SING 2016
SING 2015
SING 2006
48% 2%
49% 2%
38%
36%
64% 25%
3.951
5.032
Los ajustes y diferencias al respecto de la información procesada el período anterior, se deben principalmente a correcciones realizadas sobre la información histórica de los Sistemas Medianos (que representa el 0,7% del total) y de la clasificación de centrales en los sistemas SIC y SING.
1.557 Evolución de Generación Eléctrica Bruta por Sistema entre 2006–2016 en GWh
0,3% 8% 3,7%
0,4% 9% 3,6%
CARBÓN
EÓLICA
Mini Hidráulica de Pasada
1% 10% 1% GAS NATURAL
Petróleo Diésel
52.387
SOLAR FOTOVOLTAICA
0,4%
Fuente: CDEC SING
Total SSMM, Isla de Pascua y Los Lagos, de la Capacidad de Generación Eléctrica Instalada por tecnología en MW SSMM 2016
SSMM 2015
55.373
55.511
0,5%
0,7%
55.953 0,7%
23,8%
24,9%
25,8%
25,7%
75,8%
74,7%
73,5%
73,5%
2006
2007
2008
2009
57.889 0,7%
64.025
61.538
0,7%
0,7%
68.105
68.619
0,7%
0,7%
24,5%
25,6%
72.191
73.877
0,7%
0,7%
26,0%
26,3%
24,9%
24,1%
73,4%
74,4%
75,1%
74,7%
73,7%
73,3%
73,0%
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
25,9%
SSMM 2006
49%
54%
13%
15%
58%
SSMM*
SIC
SING
Fuente: CDEC SIC, CDEC SING, CNE
17%
176
35%
165
31%
VARIACIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA EN CHILE SEGÚN SISTEMA INTERCONECTADO EN GWh
117 24%
2%
1%
73.877
2016
2%
2,3%
2015
Fuente: CNE
EÓLICA
GAS NATURAL
Petróleo Diésel
Hidráulica de Pasada
1,9%
2015
36%
2006
3,5%
TCAC
sing
sic
53.905
41%
2006
3,1% TCAC
19.466 3,5%
2015
56%
2006
ssmm
4,6% TCAC
506 4,0%
2015
x2,2
2006
8,2% TCAC
*En este caso, SSMM no incluye la generación bruta de energía en Isla de Pascua
22
23
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Total Nacional de Generación Eléctrica Bruta por Tipo de Tecnología en GWh
CHILE 2016
CHILE 2015
Total SING de Generación Eléctrica Bruta por Tipo de Tecnología en GWh
SING 2015
SING 2016
CHILE 2006
75%
1%
1% 14%
17% 11%
16% 16%
34%
9%
13%
15%
17%
6%
3% 4% 3% 2%
73.877
3% 3% 3% 2%
72.191
3% 44%
52.387
0%
19.466
1% 1%
7%
1%
23%
2% 40% 0%
0%
1% 1% 1%
SING 2006
79%
52%
1%
18.802
4%
0%
12.446
2% 47%
23%
Carbón
Hidráulica de Embalse
Gas Natural
mini Hidráulica de Pasada
Hidráulica de Pasada
Carbón
Hidráulica de Embalse
Gas Natural
mini Hidráulica de Pasada
Hidráulica de Pasada
Biomasa
Petróleo DIÉSEL
Eólica
Solar Fotovoltaica
cogeneración
Biomasa
Petróleo DIÉSEL
Eólica
Solar Fotovoltaica
cogeneración
Fuente: CDEC SING
Fuente: Elaboración propia, a partir de información proporcionada por CDEC SIC, CDEC SING, EDELAYSÉN, EDELMAG, SAGESA
Total SSMM de Generación Eléctrica Bruta por Tipo de Tecnología en GWh
Total SIC de Generación Eléctrica Bruta por Tipo de Tecnología en GWh
sic 2015
sic 2016 15% 18%
53.905
1% 5% 4% 3% 3%
52.903
sic 2006 22% 20% 2% 5% 3% 3% 2%
SSMM 2016 23% 1% 1% 1%
59%
14%
23%
39.711
Hidráulica de Embalse
Gas Natural
mini Hidráulica de Pasada
Biomasa
Petróleo DIÉSEL
Eólica
Solar Fotovoltaica
Fuente: CDEC SIC
24
486
1%
7%
231
3% 21%
15%
16%
Carbón
18%
506
32% 19%
61% 93%
14%
27%
SSMM 2006
SSMM 2015
45% Hidráulica de Pasada
Carbón
Hidráulica de Embalse
Gas Natural
mini Hidráulica de Pasada
Hidráulica de Pasada
Biomasa
Petróleo DIÉSEL
Eólica
Solar Fotovoltaica
cogeneración
Fuente: Elaboración propia, a partir de lo informado por EDELAYSÉN, EDELMAG, SAGESA
25
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución de Inyección de ERNC desde vigencia de la Ley 20.257 en GWh
Cumplimiento de Leyes N°20.257 y N°20.698
7.841
A partir del 1 de enero de 2010 entraron en vigencia las exigencias impuestas por la Ley N° 20.257 o “Ley ERNC”. Dicha norma legal, además de introducir la definición de Energías Renovables No Convencionales y establecer las tecnologías que son englobadas por esta categoría, define una exigencia respecto a los retiros realizados por empresas de generación para servir sus contratos de suministro, ya sean éstos con un cliente libre o con empresas de distribución, teniendo que acreditar un porcentaje de inyección ERNC en el origen de dicha energía. Este porcentaje o cuota sigue un crecimiento anual que se presenta en la tabla.
6.127 4.620
Para cumplir con el requerimiento legal, las empresas podrán respaldar la inyección ERNC a partir de centrales propias bajo esta categoría o las de terceros, teniendo en cuenta que se considerarán sólo aquellas que se hayan interconectado a uno de los sistemas eléctricos mayores con posterioridad al 01 de enero de 2007 o, bien, que hayan realizado ampliaciones en la capacidad instalada de la central a partir de la fecha señalada.
2.818
2.248 1.031 649 2010
1.310 1.199 2011
1.572
1.798
2012
2013
Inyección Reconocida por Ley ERNC
2.003
2014
2.410
3.027
2015
2015
Obligación ERNC por ley
Tabla Exigencias Establecidas por las Leyes 20.257 y 20.698 Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Ley 20.257 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,5% 6,0% 6,5% 7,0% 7,5% 8,0% 8,5% 9,0% 9,5% 10,0% 10,0%
Fuente: Ministerio de Energía
Ley 20.698 5,0% 6,0% 7,0% 8,0% 9,0% 10,0% 11,0% 12,0% 13,5% 15,0% 16,5% 18,0% 20,0%
Total de Inyección de ERNC desde vigencia de la Ley 20.257 por Tecnología en GWh 2016
Luego de siete años de aplicación de las exigencias, se observa que hay un cumplimiento sostenido de ésta y que es ampliamente superado por las inyecciones de las centrales ERNC reconocidas por la ley.
52%
33%
23%
16%
6.127
1.031
20%
21%
29%
34%
Eólica
Hídrica
32%
Solar
Biomasa
Fuente: Ministerio de Energía
Variación Inyección ERNC desde vigencia Ley 20.257 en GWh
2016 inyección ernc GWh
7.841 28%
2015
26
2010 22%
7.841
Fuente: Ministerio de Energía
Posteriormente, y conforme a los lineamientos del ente regulador en materias de energía, se promulga en octubre de 2013 la Ley N° 20.698, la cual también se conoce como “Ley 20/25”. Realiza cambios sobre las cuotas fijadas por su antecesora, aumentando las exigencias sobre las empresas generadoras que realizan retiros (ver Tabla 1). Los crecimientos definidos en aquel cuerpo legal establecen que al año 2025, los retiros deberán acreditar un 20% de contenido ERNC.
2015 18%
x6,6
2006
40%
TCAC
OBLIGACIÓN LEY 20.257 GWh
3.027 26%
2015
x3,7
2006
29%
TCAC
27
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
04. Demandas Anuales
En el año 2016, la demanda máxima horaria en el SIC se registró el día 20 de enero, alcanzando los 7.789 MW, siendo un 2,8% mayor que la registrada el año 2015 (esta última del 20 de marzo). Por otra parte, se observa una Tasa de Crecimiento Anual Compuesta de 2,5% desde el 2006. Por su parte, la demanda mínima del año fue de 4.051 MW, el día 1 de enero de 2016, con una TCAC de 4,3% desde el 2006.
En el año 2016, la demanda máxima horaria en el SING se registró el día 15 de febrero, alcanzando los 2.555 MW, siendo un 12% mayor que la registrada el año 2015 (del 9 de octubre). Para los últimos 10 años, la tasa de crecimiento anual compuesto es de 4,3%. Por su parte, la demanda mínima del año fue de 1.256 MW, el día 3 de abril de 2016; fue un 18% menor al 2015 pero con una TCAC de 1,7% desde el 2006.
Evolución Demanda Horaria SIC en MW
Evolución Demanda Horaria SING en MW
2.555 7.789
5.768
2.559 2005
6.064
2.650 2006
6.321
2.899
2007
6.154
6.145
2.965
2.892
2008
2009
6.482
2.966
2010
6.881
3.516
3.245
2011
Demanda Máxima
6.992
2012
7.547
7.282
3.579
3.749
2013
2014
2.195
7.577
3.853
2015
1.566
1.676
1.690
1.816
1.805
4.051 1.007
1.061
2005
2006
1.181
1.237
2007
2008
1.250
1.877
1.213
2.002
2.016
2.060
1.407
1.409
1.521
1.256
2016
Demanda Mínima
2009
2010
Demanda Máxima
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Demanda Mínima Fuente: CDEC SING
Variación Demanda Horaria SIC MW Demanda Máxima
7.789 2,8%
2015
28
1.523
1.231
Fuente: CDEC SIC
2016
2.290
28%
2006
2,5%
TCAC
Variación Demanda Demanda Horaria Horaria SING SING mw mw Variación
Demanda Mínima
4.051 5,1%
2015
53%
2006
4,3%
TCAC
2016
Demanda Máxima
2.555 12%
2015
52%
2006
4,3%
TCAC
Demanda Mínima
1.256 -18% 18%
2015
2006
1,7%
TCAC
29
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución laguna la invernada
05. Hidrología
1.297,3
La característica hidrotérmica del Sistema Interconectado Central, en el cual coexisten grandes centrales de embalse, con restricciones de regulación entre períodos de tiempo con otras tecnologías, trae el gran desafío de optimizar la utilización del agua embalsada para minimizar el costo total de abastecimiento del sistema. Por esta razón, se entrega a continuación un seguimiento y registro de las variables relevantes asociadas a la hidrología, como son los niveles de las cotas de los embalses y las precipitaciones en las zonas de control del Coordinador Eléctrico Nacional.
-0,3%
-1,3%
2015
2006
COTA MíNima
1.280 m.s.n.m.
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-0,1%
TCAC
COTA Máxima
Volumen de regulación
1.319
179
m.s.n.m..
hm3
2016
Evolución lago laja
1.318,4
Cotas de embalses m.s.n.m. De acuerdo a la información enviada por el CDEC SIC, se presenta la información técnica y las cotas finales –en metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.)– para los principales embalses, lagos y lagunas. A continuación presentamos la evolución para el periodo comprendido entre 2006 y 2016.
0,0%
-1,9%
-0,2%
2015
2006
TCAC
COTA Máxima
Volumen de regulación
COTA MíNima
1.308,5 1.369 2006
Evolución embalse chapo
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
m.s.n.m.
m.s.n.m.
5.071 hm3
Evolución embalse MACHICURA
256,8
225,7 -1,5%
-6,1%
-0,6%
2015
2006
TCAC
COTA MíNima
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
220
m.s.n.m.
COTA Máxima
Volumen de regulación
243
850
m.s.n.m.
hm3
Evolución embalse colbún
2008
2009
255,5 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
m.s.n.m.
COTA Máxima
Volumen de regulación
258
10,3
m.s.n.m.
hm3
-0,4%
-2,6%
-0,3%
2015
2006
TCAC
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
397
m.s.n.m.
2.162,9 0,2%
2015
-0,6% -0,1%
2006
TCAC
COTA Máxima
Volumen de regulación
COTA MíNima
COTA Máxima
Volumen de regulación
436
1.116
2.152,1
2.180
1.416
m.s.n.m.
hm3
m.s.n.m.
2006
30
0,0%
TCAC
Evolución embalse MAULE
COTA MíNima
2007
0,0%
2006
COTA MíNima
420,6 2006
0,0%
2015
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
m.s.n.m.
hm3
2016
31
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución embalse MELADO
644,4
0,0%
-0,5%
2015
2006
COTA MíNima
639,5 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
m.s.n.m.
-0,1%
TCAC
COTA Máxima
Volumen de regulación
648
33
m.s.n.m.
hm3
En línea con la información hidrológica aportada por el CDEC SIC, se presenta la evolución de los últimos 10 años de las precipitaciones en los puntos de medición a lo largo del territorio nacional. En este caso se muestra el total en mm acumulados en el año según corresponda.
Total 23.900 19.385
Evolución embalse PANGUE
0,2%
2015
2007
2008
2009
19.947 15.038
508,6 2006
mm
PRECIPITACIONES mm
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
0,1%
2006
12.698
17.229 14.637
16.626 11.660
11.660 -30%
TCAC
2015
COTA Máxima
Volumen de regulación
501
510,5
41,15
m.s.n.m.
16.375
0,0%
COTA MíNima
m.s.n.m.
16.213
hm3
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-51%
2006
-6,9% TCAC
2016
ABANICO 2.613
Evolución embalse ralco
2.236
2.128
1.951 1.697
703,3
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
-0,7%
-2,1%
-0,2%
2015
2006
TCAC
COTA MíNima
COTA Máxima
Volumen de regulación
692
725
800
m.s.n.m.
m.s.n.m.
-31%
2015
2006
32
2007
2008
4.415
0,2%
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
1.296
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-50%
2006
-6,8% TCAC
2016
CANUTILLAR
2015
2008
1.551
1.296
-0,6%
2006
3.564
3.730
3.942
3.631 3.141
2.867
2.411
-0,1%
COTA Máxima
Volumen de regulación
97
107
435
m.s.n.m.
3.585
2.411
TCAC
COTA MíNima
m.s.n.m.
4.190 3.806
103,4
2007
1.389
1.293
1.885
hm3
Evolución embalse Rapel
2006
1.683
hm
-23%
2015
3
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-45%
2006
-5,9%
TCAC
2016
33
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
CIPRESES
PANGUE
4.435
1.797 1.499
3.908 1.414 1.168 788
688
1.193
1.079
3.135
1.288
2.810
780
892
-31% 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2.762
2.208
892
2015
-50%
2006
2.785
2.554
2.357
2.134
1.808
1.808 -23%
2015
-6,8% TCAC
COLBÚN
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1.428
1.446
-59%
2006
-8,6% TCAC
2016
PEHUENCHE 2.125
2.610
1.943 1.952
1.913
1.939 1.707
1.577
1.353
1.188
1.478
1.541
1.718
873
873
-55% 2015
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-67%
2006
1.385 1.101
929
786
960
891
TCAC
2016
MOLLES
2015
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
152
1.603
1.766 1.471
1.539
1.502
1.706
TCAC
2016
1.598
1.286
79 55
42
101
65
12
-50% 2015
2007
2008
2009
1.197
101
96
34
-8,3%
2.081
202
1.697
2006
-58%
2006
PILMAIQUÉN 217
61
891
-38%
-10%
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
67%
2006
1.197
5,2%
-25%
TCAC
2015
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-42%
2006
-5,4%
TCAC
2016
35
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
PULLINQUE
06. Proyectos de Transmisión en Construcción
2.507
1.806
1.985
2.182 1.857
1.801
1.868
1.621
1.759
1.830
1.308
1.308 -29%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2015
-48%
2006
-6,3% TCAC
RAPEL 507
544
498
476
307 229
273
442
401
312
297
401
-9,3% 2015
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-21%
2006
-2,3% TCAC
2016
702 559 499
462
431
483
339
307
483
265
254
-3,3% 2015
2006
36
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
TABLA DETALLE DE LOS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN EN CONSTRUCCIÓN A 2016
-36%
2006
-4,3% TCAC
Fecha Tensión Estimada de Sistema Capacidad Calificación [kV] Interconexión
Proyecto
Propietario
Ampliación S/E Ciruelos 220 kV Reemplazo paños transformadores 11 y 12 de la SE 10-A, Chuquicamata Reemplazo transformadores 5 y 6 de la subestación 10, Chuquicamata Nuevos Paños y Autotransformador 220/110 kV en SE Alfalfal Nuevos interruptores en SE Tap La Laja, para línea Queltehues - Tap La Laja Línea Alfalfa - Maitenes y nueva acometida en SE Maitenes Línea Alfalfal - Central Alfalfal 2, ambos circuitos SE Alto Maipo
Transelec
ene-17
SIC
220
-
Nacional
CODELCO
ene-17
SING
100
-
Dedicado
CODELCO
ene-17
SING
100
-
Dedicado
Aes Gener
ene-17
SIC
220/110
200 MVA
Dedicado
Aes Gener
ene-17
SIC
110
-
Dedicado
Aes Gener Aes Gener Aes Gener
ene-17 mar-17 mar-17
SIC SIC SIC
Nuevo transformador 154/66/13,8kV en SE Itahue
Transelec
mar-17
SIC
mar-17
SING
110 220 154/66/ 13,8 220
mar-17
SIC
abr-17
Conexión en SE Lagunas mediante dos paños de 220 kV
SAUZAL
750
De acuerdo a lo indicado en el artículo 72-17°de la LGSE, son consideradas instalaciones en construcción aquellas instalaciones de transmisión que hayan solicitado a la Comisión su declaración en construcción de acuerdo a lo establecido en el mencionado artículo y que, cumpliendo con las exigencias legales y reglamentarias correspondientes, sean declarados en construcción mediante su incorporación en la resolución exenta que la Comisión dicte para tales efectos.
RIJN Capital Guanaco Compañía Línea Compañía Minera Guanaco a Parque Eólico Tal Tal Minera Sociedad Austral de Ampliación S/E San Andrés 220 kV Transmisión Troncal S.A. (SAESA) Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas primer circuito I.S.A. Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Encuentro I.S.A. Lagunas Línea 220kV Chacaya- Molycop de aérea a subterránea ENGIE Ampliación SE Chacaya 110kV ENGIE Ampliación S/E Temuco 220 kV Transelec Ampliación S/E Carrera Pinto 220 kV Transelec Ampliación S/E Cardones 220 kV Transelec Cambio de Interruptores 52JT5,52JT6 y 52J15 en S/E Transelec Charrúa 220 kV Nuevo transformador 220/110kV en SE Cerro Navia Transelec Nuevo transformador 220/110kV en SE Pan de Azúcar Transelec Nuevo transformador 220/110kV en SE Quillota Transelec Cambio de Interruptores 52JS, 52JCE1, 52J6, 52JZ3 y 52J7 Transelec en S/E Alto Jahuel 220 kV Aumento de capacidad de la línea 1x220 kV Cardones Transelec Carrera Pinto - Diego de Almagro Línea Punta Cortés - Tuniche Transelec Sociedad Austral de Línea Ancoa - San Fabián Transmisión Troncal S.A. (SAESA)
2 x 126 MVA Dedicado 2 x 271 MVA Dedicado Dedicado 100 MVA
Zonal
-
Dedicado
33
-
Dedicado
SIC
220
-
Nacional
abr-17
SING
220
290 MVA
Nacional
abr-17
SING
220
290 MVA
Nacional
abr-17 abr-17 may-17 may-17 may-17
SING SING SIC SIC SIC
220 110 220 220 220
-
Dedicado Dedicado Nacional Nacional Nacional
may-17
SIC
220
-
Nacional
may-17 may-17 may-17
SIC SIC SIC
220/110 220 220
400 MVA 150 MVA 150 MVA
jun-17
SIC
220
-
Nacional
jun-17
SIC
220
400 MVA
Nacional
jun-17
SIC
220
-
Zonal
jun-17
SIC
2x220
-
Dedicado
Zonal Zonal Zonal
37
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyecto Tercer banco autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA, en S/E Alto Jahuel Cambio de Interruptores 52J23 y 52J3 en S/E Charrúa 220 kV Sistema de Transmisión 500 kV, Mejillones - Cardones Infraestructuras Eléctricas de Evacuación de Parques Eólicos Cabo Leones Seccionamiento del circuito N°1 Cardones - Diego de Almagro en S/E Carrera Pinto Cambio de Interruptores 52J3 y 52J10 en S/E Alto Jahuel 220 kV Nueva S/E Seccionadora Puente Negro 220 kV Reemplazo transformador 220/110kV en SE Pan de Azúcar Normalización en S/E Alto Jahuel 220 kV Línea Encuentro - SE Tchitack, línea Ministro Hales - SE Tchitack, SE Tchitack Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x500 kV Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x500 kV Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa – Ancoa 1 y 2 (seccionamiento en 500 kV de las líneas) Nueva SE Punta Sierra, entre las SE Las Palmas y Pan de Azúcar Nueva Línea Pan de Azúcar - Polpaico 2x500 kV Banco Autotransformadores S/E Nueva Cardones, 500/220 kV, 750 MVA Banco Autotransformadores S/E Nueva Maitencillo 500/220 kV, 750 MVA Banco Autotransformadores S/E Nueva Pan de Azúcar, 500/220 kV, 750 MVA Nueva Línea 2x220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur Normalización de paños J3 y J10 en S/E Alto Jahuel 220 kV Nueva Línea 2x500 Charrúa-Ancoa: tendido del primer circuito Aumento de capacidad de barras en S/E Encuentro 220 kV Normalización en S/E Puerto Montt 220 kV Normalización en S/E Charrúa 220 kV Subestación Seccionadora Nueva Diego de Almagro Cambios de TTCC Líneas 1x220 kV Encuentro - El Tesoro y El Tesoro - Esperanza Nueva Línea 2x220 Ciruelos-Pichirropulli: tendido del primer circuito Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos Pichirropulli Normalización en S/E Pan de Azúcar 220 kV Incorporación de paño de Línea 1x220 kV Cóndores Parinacota en S/E Parinacota Incorporación de paño de Línea 1 x220 kV Tarapacá Cóndores en S/E Cóndores Normalización de paños J3 y J4 en S/E Chena 220 kV Seccionamiento del segundo circuito de la línea Polpaico - Alto Jahuel 2x500 kV en S/E Lo Aguirre 500 kV S/E Seccionadora Nueva Valdivia 220 kV Seccionamiento del segundo circuito Lagunas - Crucero 2x220 kV en S/E María Elena Nueva S/E Seccionadora Quillagua 220 kV Nueva Línea 1X220 kV A. Melipilla - Rapel Nueva Línea 2X220 kV Lo Aguirre - A. Melipilla, con un circuito tendido
38
Sector eléctrico
Propietario
Fecha Tensión Estimada de Sistema Capacidad Nacional [kV] Interconexión
Transelec
jul-17
SIC
220
750 MVA
Nacional
Transchile TEN
ago-17 ago-17
SIC SIC
220 500
Nacional 1500 MW Dedicado
IBEREÓLICA
ago-17
SIC
220
-
Nacional
Eletrans
oct-17
SIC
220
-
Nacional
Colbún
oct-17
SIC
220
-
Nacional
Colbún Transelec Transelec
oct-17 oct-17 nov-17
SIC SIC SIC
220 220 220
150 MVA -
Zonal Nacional Dedicado
CODELCO
nov-17
SING
220
-
Nacional
I.S.A. I.S.A.
dic-17 dic-17
SIC SIC
500 500
Transelec
dic-17
SIC
500
-
Dedicado
Pacific Hydro
dic-17
SIC
220
-
Nacional
I.S.A.
ene-18
SIC
500
I.S.A.
ene-18
SIC
500/220
750 MVA
Nacional
I.S.A.
ene-18
SIC
500/220
750 MVA
Nacional
I.S.A.
ene-18
SIC
500/220
750 MVA
Nacional
Transelec
ene-18
SIC-SING
220
Colbún
feb-18
SIC
220
Elecnor
feb-18
SIC
500
1700 MVA Nacional
Transelec Transelec Transelec Celeo Redes Chile Limitada. Minera El Tesoro Minera Esperanza
mar-18 mar-18 mar-18
SING SIC SIC
220 220 220
1800 MVA Nacional Nacional Nacional
may-18
SIC
220
-
Nacional
may-18
SING
220
-
Nacional
Eletrans
may-18
SIC
220
290 MVA
Nacional
Eletrans
may-18
SIC
220
290 MVA
Nacional
Transelec
jun-18
SIC
220
-
Nacional
Transelec
jun-18
SING
220
-
Nacional
Transelec
jul-18
SING
220
-
Nacional
Transelec
sep-18
SIC
220
-
Nacional
Transelec
sep-18
SIC
500
-
Nacional
Transelec
sep-18
SIC
220
-
Nacional
SunEdison
sep-18
SING
220
-
Nacional
Transelec Eletrans
sep-18 oct-18
SING SIC
220 220
290 MVA
Nacional Nacional
Eletrans
oct-18
SIC
220
290 MVA
Dedicado
2x1700 MVA Nacional 2x1700 MVA Nacional
2x1700 MVA Nacional
2x1500 MW Nacional -
Nacional
Proyecto
Propietario
Subestación seccionadora en línea Crucero Lagunas Normalización en S/E Diego de Almagro 220 kV Seccionamiento del segundo circuito de la línea Pan de Azúcar - Las Palmas 2x220 kV en S/E Don Goyo Seccionamiento del primer circuito de la línea Pan de Azúcar - Las Palmas 2x220 kV en S/E La Cebada Normalización en S/E Chena 220 kV Ampliación y Cambio de configuración en S/E Maipo 220 kV Normalización en S/E Candelaria 220 kV y Nueva Compensación Serie en S/E Puente Negro 220 kV Normalización en S/E Ancoa 220 kV Ampliación y Cambio de configuración en S/E Melipulli 220 kV Ampliación y cambio de configuración en S/E Parinacota 220 kV Ampliación y cambio de configuración en S/E Cóndores 220 kV Ampliación y cambio de configuración en S/E Pozo Almonte 220 kV Normalización conexión de paño de línea 1x220 Laberinto - El Cobre S/E Laberinto 220 kV Normalización conexión de paño de línea 2x220 Crucero - Laberinto: circuito 1 en S/E Laberinto 220 kV Normalización conexión de paño de línea 2x220 Crucero - Laberinto: circuito 2 en S/E Laberinto 220 kV Normalización en S/E El Cobre 220 kV
Austrian Solar Eletrans Parque Eólico El Arrayán Parque Eólico Los Cururos Chilectra Colbún
Nueva Subestación Crucero Encuentro Subestación Nueva Charrúa, nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa - Charrúa Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia Seccionamiento de la Línea 2x220 kV Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro y Cambio de configuración en S/E San Andrés 220 kV Extensión líneas 2x220 kV Crucero-Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Nueva Crucero Encuentro Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro Subestación Seccionadora Nueva Pozo Almonte 220 kV Ampliación S/E Nueva Maitencillo 220 kV Ampliación S/E Punta Colorada 220 kV Ampliación S/E Nueva Pan de Azúcar 220 kV Nueva línea 2x220 kV entre S/E Nueva Diego de Almagro - Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV en S/E Cumbres S/E Seccionadora Nueva Lampa 220 kV Normalización en S/E Duqueco 220 kV Nuevo Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar Nueva Línea 2x500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro, Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos
Fecha Tensión Estimada de Sistema Capacidad Nacional [kV] Interconexión oct-18 SING 220 Nacional nov-18 SIC 220 Nacional nov-18
SIC
220
-
Nacional
nov-18
SIC
220
-
Nacional
nov-18 nov-18
SIC SIC
220 220
-
Nacional Nacional
Colbún
nov-18
SIC
220
-
Nacional
Colbún
nov-18
SIC
220
-
Nacional
STS
nov-18
SIC
220
-
Nacional
Transemel
nov-18
SING
220
-
Nacional
Transemel
nov-18
SING
220
-
Nacional
E-CL
nov-18
SING
220
-
Nacional
E-CL
nov-18
SING
220
-
Nacional
Angamos
nov-18
SING
220
-
Nacional
Aes Gener
nov-18
SING
220
-
Nacional
E-CL Sociedad Austral de Transmisión Troncal S.A. (SAESA)
nov-18
SING
220
-
Nacional
nov-18
SING
220
-
Nacional
Transelec
dic-18
SIC
Transelec Sociedad Austral de Transmisión Troncal S.A. (SAESA)
ene-19
SIC
may-19
SIC
220
-
Nacional
Transelec
may-19
SING
220
-
Nacional
E-CL
may-19
SING
220
-
Nacional
may-19
SING
220
-
Nacional
jun-19 nov-19 nov-19 nov-19
SING SIC SIC SIC
220 220 220 220
-
Nacional Nacional Nacional Nacional
Celeo Redes Chile Limitada.
nov-19
SIC
500/200, 220
(*) Transnet
dic-19 jun-20
SIC SIC
220 220
-
Nacional Nacional
(*)
jun-20
SIC
500/220
750 MVA
Nacional
Transelec
dic-20
SIC-SING
500/200, 220
750 MVA, Nacional 1500 MW
Sociedad Austral de Transmisión Troncal S.A. (SAESA) (*) I.S.A. Transelec I.S.A.
500/220, 750 MVA, Nacional 220 1000 MVA 220 2x1500 MVA Nacional
750 MVA, Nacional 600 MW
39
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyecto Normalización paño J12 en S/E Polpaico 220 kV y Normalización en S/E Los Maquis 220 kV Nueva Línea Nueva Maitencillo - Punta Colorada - Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA Nueva línea 2x220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte - Pozo Almonte, tendido del primer circuito; Nueva Línea 2x220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte - Cóndores, tendido del primer circuito; y Nueva Línea 2x220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte - Parinacota, tendido del primer circuito. Línea 2x500 kV Pichirropulli - Nueva Puerto Montt, energizada en 220 kV (*) Obras Nuevas Nacionales pendientes de adjudicación
Sector eléctrico
Propietario
Fecha Tensión Estimada de Sistema Capacidad Nacional [kV] Interconexión
Colbún
may-21
SIC
220
(*)
jun-21
SIC
220
(*)
jun-21
SING
220
260 MVA
Transelec
jul-21
SIC
500
2x660 MVA
-
Nacional
07. Instalaciones de Transmisión
2x500 MVA Nacional
En relación al dimensionamiento del sistema de transmisión en cuanto a su longitud registrada al 31 de diciembre de 2016, es de 9.483 km para el Sistema Interconectado del Norte Grande, que va entre las regiones de Arica-Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, y de 22.070 km para el Sistema Interconectado Central, que va desde la rada de Paposo por el norte (Segunda Región) hasta la isla de Chiloé por el sur (Décima Región). Estos kilómetros de línea consideran líneas de transmisión principales, secundarias y adicionales.
(*) Obras nuevas troncales adjudicadas y cuyo respectivo Decreto que fija los derechos de explotación y ejecución en conformidad al artículo 97°del DFL N°4 se encuentra actualmente en tramitación.
Extensión del Sistema de Transmisión en km
Fuente: CNE
17.194
5.887
2006
17.327
5.919
2007
18.426
17.899
17.406
5.999
2008
6.296
2009
19.279
18.927
7.170
2010
20.619
7.517
2011
7.848
7.741
2012
21.506
20.880
2013
8.107
2014
8.357
2015
22.070
9.483
2016
Elaboración propia, a partir de información reportada por CDEC SIC y CDEC SING
Variación del Sistema de Transmisión en km
2016
SIC
22.070 2,6%
2015
40
28%
2006
2,5%
TCAC
SING
9.483 13%
2015
61%
2006
4,9%
TCAC
41
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Extensión del Sistema de Transmisión en km EN EL sic por calificación
4.839
4.901
4.960
5.149
5.544
5.730
5.857
6.585
6.735
7.619
7.690
7.710
7.735
7.747
7.874
8.003
8.098
8.150
4.736
2006
4.736
4.736
2007
5.015
2008
2009 Sistema Nacional
5.134
2010
5.323
2011
5.420
5.936
2012
2013
5.995
Extensión del Sistema de Transmisión en km EN EL sing por calificación
6.799
6.859
8.191
8.392
6.516
2014
6.819
2015
2016
4.118
4.151
4.231
691 1.077
691 1.077
691 1.077
2006
2007
2008
Sistema Zonal
Sistema Dedicado
5.401
5.732
5.956
6.063
6.322
6.554
7.374
691 1.077
691 1.077
708 1.077
708 1.077
708 1.077
708 1.077
725 1.077
1.384
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.527
Sistema Nacional
2015
Sistema Dedicado
Fuente: CDEC SING
variación del Sistema de Transmisión EN EL sing según calificación
variación del Sistema de Transmisión EN EL sic según calificación
Sistema Nacional
6.819 4,7%
2015
42
2016
Sistema Zonal
Fuente: CDEC SIC
2016
725
44%
2006
3,7%
TCAC
Sistema Zonal
8.392 2,5%
2015
10%
2006
1,0%
TCAC
Sistema dedicado
6.859 0,9%
2015
42%
2006
3,5%
TCAC
2016
Sistema Nacional
1.384 28%
2015
28%
2006
2,5%
TCAC
Sistema dedicado
Sistema Zonal
725 0,0%
4,9%
0,5%
2015
2006
TCAC
7.374 13%
2015
79%
2006
6,0% TCAC
43
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
08. Costos Marginales
09. Precio Nudo de Corto Plazo
El costo marginal corresponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en un instante determinado. En este caso, se utilizó como referencia para la obtención del costo marginal del SIC la barra Quillota 220 kV y para el SING la barra Crucero 220 kV. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual de los costos marginales horarios. En el año 2016 el costo marginal promedio del SIC fue de 59,6 USD/MWh, siendo un -33% menor que el registrado en 2015 pero presenta una Tasa de Crecimiento Anual Compuesto de 2,7% desde 2006. Por otra parte, para el caso del SING, el costo marginal promedio fue de 61,8 USD/MWh, registrando un aumento del 7,9% respecto a 2015 y con una TCAC de 5,4% desde 2005.
Los precios de nudo de corto plazo se definen semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año. Estos precios pueden ser indexados mensualmente, de acuerdo a las condiciones establecidas en el decreto semestral que fija precios de nudo para suministros de electricidad. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Energía, el cual procede a su fijación mediante un decreto publicado en el Diario Oficial. A continuación se presentan los gráficos de evolución de los precios nudo de corto plazo, considerando las fijaciones semestrales para cada año. El precio nudo de la energía es el promedio en el tiempo de los costos marginales de energía del sistema eléctrico operando a mínimo costo actualizado de operación y de racionamiento. En el caso del SIC, se considera además en el cálculo un conjunto de condiciones hidrológicas posibles en el horizonte de tarificación. El precio nudo de energía vigente en 2016 en el SIC fue 66,7 USD/MWh, un 18% menor a 2015 pero con una Tasa de Crecimiento Anual Compuesto (TCAC) de 2,9% desde el 2006. Por su parte, el precio nudo de energía del SING fue de 47,9 USD/MWh, un 17% menor respecto de 2015 pero con una TCAC de 1,4% entre 2006 y 2016.
Evolución de Costos Marginales por Sistema entre los años 2006–2016 en USD/MWh
169,7
Evolución Precio Nudo de Energía entre los años 2006-2016 en USD/MWh
204,5 182,3 202,5
188,3 148,7
135,2
115,7 100,9
131,0
45,7
104,8
113,0
88,6
121,3 95,9
85,2
80,4
75,8
57,3
36,5 2006
2007
2008
2009
2011
2010
SIC Quillota 220
2012
2013
2014
2015
61,9
95,9 88,4
90,7
80,6
50,3
61,8
95,5
94,3
110,9
93,4 82,7
91,3
86,7
77,1
66,7
72,9
58,0
59,6
81,2
57,8
47,9
41,8
2016
2006
2007
2008
2009
2011
2010 SIC
SING Crucero 220
2012
2013
2014
2015
2016
SING
Fuente: CDEC SIC, CDEC SING
Fuente: CNE
Variación Costo Marginal EN USD/MWh Variación del Precio Nudo de Energía Nominal en USD/kWh
2016
SING Crucero
SIC Quillota
59,6 -33%
2015
31%
2006
2,7% TCAC
61,8 7,9%
2015
69%
2006
2016 5,4% TCAC
66,7 -18%
2015
44
sing
sic
33%
2006
2,9% TCAC
47,9 -17%
2015
15%
2006
1,4% TCAC
45
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
10. Precio Medio de Mercado El precio nudo de potencia es el costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico considerando las unidades generadoras más económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico. El precio nudo de potencia en 2016 para el SIC fue de 10.628 USD/MW/mes, un 13% menor que en 2015, con una TCAC de 3,4% entre 2006 y 2016. En el caso del SING fue de 7.938 USD/MW/mes, lo que supone un 3,2% menor al registrado en el año 2015, pero con una TCAC de 1,5% desde 2006
El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina considerando los precios medios de los contratos de clientes libres y suministro de largo plazo de las empresas distribuidoras, según corresponda, informados a la Comisión Nacional de Energía por las empresas generadoras del Sistema Interconectado del Norte Grande y del Sistema Interconectado Central, respectivamente. Se calcula considerando una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM.
Evolución Precio Nudo de Potencia entre los años 2006-2016 en USD/MW/mes
Evolución Precio Medio de Mercado Nominal entre 2006-2016 en $/kWh 78,9
12.214
64,7
10.828
8.433
8.345
8.437
7.588 8.318 6.851
7.113
2006
2007
10.628
9.994
9.946 8.686 9.049
8.833
8.769
8.084
55,4
55,4
55,7
2011
2012
51,3
48,9
55,0
57,1
2014
2015
7.938
28,5 34,1
2009
2011
2010
2012
2013
2014
2015
2006
2016
2007
2008
2009
2010 SIC
SING
2013
2016
SING Fuente: CNE
Fuente: CNE
Variación del Precio Nudo de POTENCIA en USD/MW/mes sic
10.628 -13%
2015
46
53,9
28,1
SIC
2016
62,3
34,0
7.544 2008
53,8
49,5
8.201
61,0 58,0 53,1
9.717
8.642
62,9
58,4
40%
2006
3,4%
TCAC
Variación Precio Medio de Mercado $/kWh
2016
sing
7.938 -3,2%
2015
16%
2006
1,5% TCAC
SING
SIC
62,3 2,2%
2015
x2,2
2006
8,1% TCAC
53,9 -5,6% 2015
92%
2006
6,1% TCAC
47
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
11. Precios Licitaciones Cumpliendo con el objetivo planteado en la Agenda de Energía, el año 2016 el Gobierno realizó un exitoso proceso de licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, reduciendo en un 63% el precio medio de adjudicación respecto de la licitación del año 2013, logrando la participación récord de 84 empresas oferentes y la incorporación de las energías renovables no convencionales (ERNC).
EVOLUCIÓN DE CANTIDAD DE OFERENTES Y PRECIO medio NOMINAL OFERTADO 84 131,4
Este proceso fue liderado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el marco de la nueva Ley Eléctrica en materia de licitaciones de suministro (N° 20.805), que entregó mayor certidumbre y confianza a las empresas eléctricas y a los inversionistas.
90,3 79,4 38 61,2 53,1
4 2006
6
2 2007
2008
3
1
2
2010
2012
2013
128,9
90,3
10.000
79,4
53,1
80 60
61,2 47,6
2016
13.206
7.500
8.756
2.200
1.172
3.900
2.705
1.200
12.430
2006
2007
2008
2010
2012
2013
2014
2015
2016
Energía Total Licitada en GWh
Precio medio Ofertado Nominal en USD/MWh Fuente: CNE
ENERGÍA ADJUDICADA POR EMPRESA Y PRECIO NOMINAL DE ADJUDICACIÓN
40 20
2.000
71,0 5.918
0 50,7
Precio medio Ofertado Nominal en USD/MWh
50,5
50,5
54,9
52,7
41,1 3.454
38,1
Fuente: CNE
29,1
Energía Total Licitada en GWh
2015
x3,2
2013
1.035
Precio Ofertado medio Nominal en USD/MWh
12.430 47,6 x10,4
48
2015
100
108,4
8.000
4.000
Número de Oferentes
120
USD/MWh
131,4
103,8
GWh
12.000
2016
2014
140
14.000
gWh
47,6 18
EVOLUCIÓN PRECIOS OFERTADOS EN LICITACIONES DE ENERGÍA
0
108,4
103,8
La nueva normativa contempla la realización de licitaciones abiertas, no discriminatorias y con menores riesgos de inversión, promoviendo la entrada de nuevos actores al mercado, favoreciendo la participación de distintos proyectos y tecnologías de generación; en consecuencia, aumentando la competencia del proceso de licitación y logrando mejores resultados.
6.000
128,9
-5,9%
-40%
-63%
2006
2015
2013
Endesa
-10% 2006
Mainstream
Ibereolica Energía GWh
787
WPD
506
Acciona
280
264
Maria Elena Cox Energy
176 OPDE
10 Besalco
Precio medio Ofertado Nominal en USD/MWh Fuente: CNE
49
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
12. Precio Nudo Promedio traspasable a cliente final ENERGÍA ADJUDICADA POR BLOQUE HORARIO Y PRECIO NOMINAL PROMEDIO DE ADJUdIcACIÓN 52,6
50,5
7.150 50,8
41,9
40,4
El precio de nudo promedio es una estimación de precios que realiza la CNE tomando en cuenta los contratos de suministro de energía y potencia (PNLP) entre las distribuidoras y sus suministradores y la energía que se proyecta consumirán los clientes regulados en un tiempo definido. Además, en esta estimación se calcula el ajuste o recargo que da cuenta de la variación de precios de energía entre distintas distribuidoras y los acota para que ninguno de ellos sobrepase el 5% del promedio de precios de las distribuidoras, tal como indica el artículo 157°del DFL N° 4. Finalmente se agregan los recargos por subtransmisión para llegar al precio equivalente (Pe y Pp) en la subestación primaria, el cual es único por empresa y sistema de subtransmisión.
3.080
1
Para clientes regulados pertenecientes al Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, el Pe (precio equivalente de energía) es el precio de nudo en nivel de distribución a utilizar en las fórmulas tarifarias de las empresas concesionarias de servicio público de distribución, el cual se determina para cada concesionaria y sector de nudo asociado a sistema de subtransmisión, e incorporando el cargo AR (ajuste o recargo).
1.000
680
520
2-A
2-B
2-C
3
Energía ADJUDICADA EN GWh
Evolución Precio Equivalente de Energía entre Enero 2014 y Diciembre 2016 en $/kW
Precio medio Ofertado Nominal en USD/MWh 75 70 Fuente: CNE
65 60
ENERGÍA ADJUDICADA POR TIPO DE ENERGÍA Y PRECIO NOMINAL DE ADJUDICACIÓN
55 50 45
71,0 5.918
ENE-14
50,7
ene-15
jul-15 SIC
dic-15
ene-16
jul-16
dic-16
SING Fuente: CNE
38,1
42,9
VARIACIÓN DEL PRECIO EQUIVALENTE DE ENERGÍA A DICIEMBRE 2016 EN $/kWh
1.805
280 Solar FV
jul-14
52,0
4.241
29,1
40
Eólica
Mix
Solar/Eólica
176
10
Solar/Hidro
Hidráulica
ENERGÍA ADJUDICADA EN GWh PRECIO NOMINAL PROMEDIO DE ADJUDICACIÓN EN USD/MWh
2016
SING
SIC
60,8 -7,8%
Dic. 2015
3,7%
Dic. 2014
1,8% TCAC
50,8 -6,0%
Dic. 2015
-29% -15,6%
Dic. 2014
TCAC
Fuente: CNE
50
51
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
13. SSMM PRECIO MONÓMICO
Para clientes regulados pertenecientes al Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, el Pp (precio equivalente de potencia) es el precio de nudo en nivel de distribución a utilizar en las fórmulas tarifarias de las empresas concesionarias de servicio público de distribución, el cual se determina para cada concesionaria y sector de nudo asociado a sistema de subtransmisión.
De acuerdo a lo establecido en la Ley Eléctrica, los Sistemas Medianos corresponden a sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es superior a los 1.500 kW e inferior a los 200 MW. Actualmente, existen nueve sistemas: Cochamó, Hornopirén, Aysén, Palena, General Carrera, Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. A diferencia de los Sistemas Interconectados, donde la tarificación se realiza en base a costos marginales, en cada Sistema Mediano las tarifas del segmento generación-transmisión (Precios de Nudo) se determinan a partir de un Costo Incremental de Desarrollo y de un Costo Total de Largo Plazo, resultantes del dimensionamiento eficiente de instalaciones necesarias para abastecer la demanda proyectada durante el horizonte de planificación, dando cumplimiento en todo momento a las exigencias de la normativa vigente. Lo anterior determina los precios a nivel de generación y transmisión que les serán aplicados a clientes regulados durante los siguientes cuatro años y que se actualizan semestralmente (abril y octubre de cada año), así como el establecimiento de un plan de expansión de carácter obligatorio.
Evolución Precio Equivalente de Potencia entre Enero 2014 y Diciembre 2016 en $/kW
7.500 7.000 6.500
Los Precios de Nudo vigentes a partir del mes de noviembre de 2016 son los que se muestran en la tabla y corresponden a la indexación semestral de los Precios de Nudo en los Sistemas Medianos:
6.000
En la siguiente tabla se presentan los Precios de Nudo de energía, potencia y monómico* en las distintas barras de retiro de cada Sistema Mediano y su variación durante 2016:
5.500 5.000 4.500
4.408 ene-14
jul-14
ene-15
jul-15 SIC
ene-16
jul-16
dic-16
Tabla de Precio Nudo Vigente para Sistemas Medianos y Variación Anual en $/kWh y en $/kW-mes 1 de noviembre de 2016
SING
Fuente: CNE
PNE
PNP
PMON
Contiene los precios de nudo, por barra de retiro, vigentes al mes de noviembre de 2016
$/kWh
$/kW-mes
$/kWh
Cochamó
109
14.726
140
Hornopirén
102
9.310
122
Aysén 23
56
7.689
72
Palena 23
59
10.894
82
General Carrera 23
70
14.933
101
Punta Arenas 13,2
44
10.424
66
Puerto Natales 13,2
64
5.864
76
Porvenir 13,2
59
7.403
75
181
14.056
210
C-H
Aysén
VARIACIÓN DEL PRECIO EQUIVALENTE DE potencia A DICIEMBRE 2016 EN $/kW
2016
6.254 50,8 -2,2%
Dic. 2015
52
Magallanes
SING
SIC
16%
Dic. 2014
7,7%
TCAC
-2,4%
Dic. 2015
14%
Dic. 2014
Puerto Williams
6,7% TCAC
1 de noviembre de 2015
DETALLE PRECIO NUDO VIGENTE PARA SISTEMAS MEDIANOS AL 1 NOV 2016
VARIACIÓN DE PRECIOS NUDO EN LOS SISTEMAS MEDIANOS
PNE
PN
PMON
Contiene la variación entre noviembre 2016 y noviembre 2015
C-H
Aysén
Magallanes
Cochamó
-14%
1,2%
-11%
Hornopirén
-7,4%
-0,3%
-6,3%
Aysén 23
-7,9%
-0,5%
-6,3%
Palena 23
0,1%
0,1%
0,1%
General Carrera 23
-12%
1,2%
-8,1%
Punta Arenas 13,2
2,6%
-0,6%
1,5%
Puerto Natales 13,2
1,8%
0,0%
1,5%
Porvenir 13,2
2,0%
0,9%
1,8%
Puerto Williams
-8,3%
1,3%
-7,1%
Fuente: CNE *: Monto total que equivale a un precio único por concepto de venta o compra de energía y potencia. Es igual al ingreso o costo total por venta o compra de energía y potencia dividido por la energía total vendida o comprada.
53
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
En los siguientes gráficos se presentan, para cada Sistema Mediano, las variaciones que ha experimentado el precio monómico, respecto del último proceso de fijación cuadrienal noviembre 2014-noviembre 2018. Es importante destacar que, para este último proceso tarifario, los precios quedaron fijados en decretos 1T, 4T, 5T y 6T, todos de 2016 del Ministerio de Energía
Evolución Precio Monómico Punta Arenas-Puerto Natales-Porvenir en $/kWh
Evolución Precio Monómico Aysén-Palena-General Carrera en $/kWh
105
74 72
100
70
95
68
90
66 64
85 80
62 ene-13
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-13
ene-17
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
Evolución Indexador Precio Monómico Punta Arenas-Puerto Natales-Porvenir
Evolución Indexador* Precio Monómico Aysén-Palena-General Carrera
1,06 1,06
1,05
1,04
1,04
1,02
1,03 1,02
1,00
1,01
0,98
1,00
0,96
0,99
0,94 0,92
0,98 ene-13
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-13
ene-17
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17 Fuente: CNE
Fuente: CNE
Variación Precio Monómico Aysén-Palena-General Carrera en $/kWh
DIC 2016
85,37
-4,3% -10,7% -0,4%
Dic. 2015
nov. 2014
TCmc*
*Tasa de Crecimiento Mensual Compuesta, tomando como referencia el mes de indexación de noviembre 2014
54
Variación Precio Monómico Punta Arenas-Puerto Natales-Porvenir en $/kWh
DIC 2016
72,35 1,4%
Dic. 2015
7,6%
nov. 2014
0,3%
TCmc*
*: La línea azul de valor 1 (constante) representa la relación entre el indexador mensual y el indexador que se calcula semestralmente en mayo y noviembre. Por lo tanto, para esos meses, el indexador tiene valor 1 y se usa como referencia para el resto del año.
55
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución Precio Monómico Cochamó-Hornopirén en $/kWh
Evolución Precio Monómico Puerto Williams en $/kWh
170
300 290 280 270 260 250 240 230 220 210 200
165 160 155 145 140 135 130 125 120
ene-13
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-13
ene-17
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
Evolución Indexador Precio Monómico Puerto Williams
Evolución Indexador Precio Monómico Cochamó-Hornopirén
1,06 1,04
1,05 1,03 1,00 0,98 0,95 0,93 0,90 0,88 0,85
1,02 1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 ene-13
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-13
ene-17
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
Fuente: CNE
Fuente: CNE
Variación Precio Monómico Cochamó-Hornopirén en $/kWh
DIC 2016
131,38
-7,8% -21,9% -0,9%
Dic. 2015
56
ene-17
nov. 2014
TCmc*
Variación Precio Monómico Puerto Williams en $/kWh
DIC 2016
212,26
-5,9% -16,3% -0,7%
Dic. 2015
nov. 2014
TCmc*
57
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
14. Indexadores del VAD por Área Típica de Distribución (ATD)
El Valor Agregado de Distribución (VAD) es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Energía, previo informe técnico de la CNE, y corresponde al costo medio de inversión, administración, mantenimiento y funcionamiento de las redes de distribución eléctrica, calculado sobre la base de una empresa modelo eficiente operando en el país. El VAD tiene un componente fijo y un componente variable, ambos establecidos en el artículo 182 de la “Ley General de Servicios Eléctricos” (LGSE). En las Tarifas Eléctricas Reguladas a nivel de Distribución, la indexación de los Costos de Distribución en Alta Tensión (CDAT) y los Costos de Distribución en Baja Tensión (CDBT) se realiza mensualmente y considera la variación de los siguientes indicadores: IPC
USD
Índice de Precios al Consumidor: es publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE) y corresponde al segundo mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Dólar Observado: corresponde al índice de productos importados, y es calculado como D = Tc ×(1+Ta), siendo Tc el Tipo de Cambio observado para el dólar (Dólar Observado) de los Estados Unidos de Norteamérica, publicado por el Banco Central de Chile, y del cual se utiliza el valor promedio del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas; y siendo, por otra parte, Ta la Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico Se utilizará el valor vigente del último día hábil del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.
IPAI
Índice de Precio del Aluminio: es expresado en centavos de dólar por libra (¢USD/lb) y se calcula como el promedio aritmético del precio nominal medio mensual de doce meses de la libra de aluminio en la Bolsa de Metales de Londres. Dicho precio nominal es calculado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco) y publicado en su “Boletín Mensual”. Para estos efectos, el índice corresponderá al promedio de los doce meses anteriores al tercer mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
IPCu
Índice de Precio del Cobre: Índice de precio del cobre, expresado en centavos de dólar por libra (¢USD/lb), calculado como el promedio aritmético del precio nominal medio mensual de doce meses de la libra de cobre refinado en la Bolsa de Metales de Londres. Dicho precio nominal es calculado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco) y publicado en su “Boletín Mensual”. Para estos efectos, el índice corresponderá al promedio de los doce meses anteriores al tercer mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
IPP
Índice de Precios al Productor de Industrias (IPP): publicado por el INE, correspondiente al segundo mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
PPI
Producer Price Index, all commodities: publicado por el Bureau of Labor Statistics (BLS) del Gobierno de los Estados Unidos de América (código BLS WPU00000000), correspondiente al segundo mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
58
En las páginas siguientes se presenta la evolución de los indexadores del VAD, separados por área típica de distribución y por tipo de tensión, según corresponda para CDAT y CDBT. Como referencia, presentamos la asignación de área típica para cada una de las empresas distribuidoras según el Decreto Nº1T/2012 Proceso de Fijación de Tarifas de Distribución 2012-2016. Área Típica
Empresa Distribuidora
1
Chilectra
2
Elecda, Emelat, EEPA, Luz Andes, CGED y CEC
3
Emelari, Eliqsa, Chilquinta, Conafe, Emelectric, Edelmag
4
Litoral, EEC, Saesa, Edecsa, Enelsa
5
Emelca, Tiltil, Coopelan, Frontel, Emetal, Luzlinares, Luzparral, Cooprel, Luz Osorno
6
Coopersol, Edelaysén, Codiner, Copelec, Coelcha, Socoepa, CRELL, Sasipa
A continuación presentamos la evolución de los parámetros e indicadores anteriormente mencionados, tomando como Índices Base los promedios del 4°Trimestre de 2011 = 1,00.
59
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución Parámetros de Indexación VAD (Base 4T 2011 = 100)
Evolución Indexadores CDAT por Área Típica de Distribución entre enero 2012 y diciembre 2016
1,40 1,30 1,12
1,20
1,10
1,10
1,08
1,00
1,06 1,04
0,90
1,02
0,80
1,00
0,70
0,98 0,96
0,60
1t
2t
3t
4t
1t
2t
2012
0,50 4t
1t
2t
2011
3t
4t
1t
2t
2012
3t
4t
1t
2013
IVA
IPC
2t
3t
4t
1t
2014 IPCu
2t
3t
4t
1t
2t
2015
Dólar
ipp
3t
3t
4t
1t
2t
2013
4t
cATD 1
3t
4t
1t
2014 cATD 2
cATD 3
2t
3t
4t
1t
2t
2015 cATD 4
3t
4t
2016
cATD 5
cATD 6
2016
ppi
IPAI Fuente: CNE
Fuente: CNE
2016
IPC
IVA
19% 0,0%
2015
125,7
cUSD/lb
0,0%
0,0%
2006
TCAC
0,3%
2015
115,3
705,7 0,6%
30%
2006
2,7%
4,4% -9,6%
TCAC
2015
1.565,6 2015
60
-36%
2006
1,7% TCAC
cUSD
-4,3%
TCAC
2006
215,7 -1,8%
2015
Variación Indexadores CDAT por Área Típica en $/kW/mes
-47%
-6,2%
2006
TCAC
-1,0% TCAC
0,2% -6,7%
2015
2006
cdat 1
1.935
ppi
187,2
2016
0,3%
-0,7%
2015
18%
2006
cdat 2
1,7% TCAC
cdat 3
2.527 -1,8%
2015
-47%
-6,2%
2006
TCAC
4.641 0,6%
2015
30%
2006
2,7% TCAC
TCAC
cdat 4
IPAI
1,3%
18%
2006
ipp
Dólar
2015
IPCu
5.035 4,4% -9,6%
2015
2006
cdat 6
cdat 5
-1,0%
TCAC
10.324 11.721 0,2% -6,7%
2015
2006
-0,7%
1,3%
-36%
-4,3%
TCAC
2015
2006
TCAC
61
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
Evolución Indexadores CDBT por Área Típica de Distribución entre enero 2012 y diciembre 2016 1,10 1,08 1,06 1,04 1,02 1,00 0,98 0,96 1t
2t
3t
4t
1t
2t
2012
3t
4t
1t
2t
2013 CBTD 1
3t
4t
2014 CBTD 2
CBTD 3
1t
2t
3t
4t
1t
2t
2015 CBTD 4
CBTD 5
3t
4t
2016 CBTD 6
Fuente: CNE
Variación Indexadores CDBT por Área Típica en $/kW/mes
2016 Cdbt 2
Cdbt 1
7.177 -0,2%
4,5%
0,4%
2015
2006
TCAC
Cdbt 4
8.512 -0,2%
2015
7,7%
2006
Cdbt 3
0,7% TCAC
12.444 -0,2%
8,0%
0,8%
2015
2006
TCAC
Cdbt 6
Cdbt 5
13.458 25.081 23.817 -0,1%
2015
62
8,3%
2006
0,8%
TCAC
-0,5%
2,8%
2015
2006
0,3%
TCAC
-0,3% 2015
5,0%
2006
0,5%
TCAC
63
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
15. Cuenta tipo por sistema BT1 / AT4.3 Cuenta Tipo BT 1 2015 Los precios* y cuentas tipo son calculados al 1 de diciembre de 2016, tomando como referencia el Decreto 1T/2012, que fija las tarifas de suministro eléctrico de Distribución; el Decreto 17T/2016, que fija Precios de Nudo de Corto Plazo; el Decreto 24T, que fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, y el Decreto N° 14/2012, que fija las Tarifas de Sistemas Subtransmisión y de Transmisión Adicional y sus fórmulas de indexación. Con el fin de entregar una visión global de los niveles de la Cuenta Tipo a nivel nacional, en la siguiente figura se presentan los valores promedio por capital regional correspondientes a las tarifas BT1 y AT4.3, las más representativas del cliente residencial e industrial, respectivamente. La cuenta tipo considera un consumo de 150 kWh para la opción tarifaria BT1 y 169.003 kWh para la opción tarifaria AT4.3.
Cuenta Tipo AT 4.3 2015 EMELARI / ARICA SING $ 22.891
EMELARI / ARICA SING $ 13.701.023
ELIQSA / IQUIQUE SING $ 22.551
ELIQSA / IQUIQUE SING $ 13.210.131
ELECDA / ANTOFAGASTA SING $ 20.917
ELECDA / ANTOFAGASTA SING $ 13.106.702
EMELAT / Copiapó SIC $ 21.385
EMELAT / Copiapó SIC $ 13.607.772
CONAFE / COQUIMBO SIC $ 25.368
CONAFE / COQUIMBO SIC $ 16.382.142
CHILQUINTA / Valparaíso SIC $ 26.511 CGED / RANCAGUA SIC $ 24.228 CGED / CONCEPCIÓN SIC $ 23.858 CGED / TEMUCO SIC $ 25.929 LUZ OSORNO / OSORNO SIC $ 32.816
CHILECTRA / SANTIAGO SIC $ 20.777 CGED / Talca SIC $ 25.730 CGED / Chillán SIC $ 26.239 SAESA / VALDIVIA SIC $ 26.048 SAESA / PUERTO MONTT SIC $ 29.268
CHILQUINTA / Valparaíso SIC $ 17.021.193 CGED / RANCAGUA SIC $ 16.295.581 CGED / CONCEPCIÓN SIC $ 15.833.695 CGED / TEMUCO SIC $ 16.898.658 LUZ OSORNO / OSORNO SIC $ 19.363.486
CHILECTRA / SANTIAGO SIC $ 14.608.199 CGED / Talca SIC $ 16.885.008 CGED / Chillán SIC $ 17.219.039 SAESA / VALDIVIA SIC $ 16.339.326 SAESA / PUERTO MONTT SIC $ 17.327.646
EDELAYSÉN / Coyhaique AYSéN $ 29.748
EDELAYSÉN / Coyhaique AYSéN $ 16.018.914
EDELMAG / Punta Arenas P. ARENAS $ 23.679
EDELMAG / Punta Arenas P. ARENAS $ 12.451.807
*Todos los valores de precios presentados incluyen IVA.
Fuente: CNE
64
Fuente: CNE
65
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector eléctrico
16. Demanda por clientes regulados
Tabla detalle de Energía Anual por Distribuidora en GWh
De acuerdo con lo definido en la Ley General de Servicios Eléctricos, usuario o cliente es la persona natural o jurídica que acredite dominio sobre un inmueble o instalaciones que reciben servicio eléctrico. En este inmueble o instalación quedarán radicadas todas las obligaciones derivadas del servicio para con la empresa suministradora.
Sistema Empresa interconectado Distribuidora
El cliente regulado es aquel cuya tarifa de suministro eléctrico es fijada por la autoridad, calculada según lo establecido en la normativa. Este segmento está integrado por clientes cuya potencia conectada sea igual o inferior a 5 MW, teniendo la posibilidad aquellos de potencia entre 500 kW y 5 MW, y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora, de ser cliente libre. A continuación se presenta la evolución de la demanda de los clientes regulados suministrados por empresas distribuidoras y desagregados por sistema interconectado para el periodo 2009-2016.
Evolución Demanda de Clientes regulados por Sistema Interconectado entre los años 2009 y 2016 en GWh SIC
1.322
23.405
2009
1.436
24.446
2010
1.534
25.871
2011
1.633
27.540
2012 SIC
1.779
1.708
29.313
30.571
2013
2014
1.845
1.820
32.006
31.386
2015
2016
2011
2012
2013
2014
2015
2016
CHILECTRA
8.998
9.445
9.935
10.593
11.226
11.594
11.869
11.962
CGE DISTRIBUCIÓN
5.722
5.968
6.349
6.786
7.333
9.122
9.476
9.832
CHILQUINTA
1.952
2.044
2.160
2.288
2.418
2.526
2.573
2.599
SAESA
1.689
1.735
1.854
1.998
2.116
2.217
2.267
2.241
CONAFE
1.377
1.458
1.496
1.592
1.693
1.810
1.820
1.878
FRONTEL
799
815
867
924
970
1.022
1.060
1.060
EMELAT
566
571
618
641
675
702
675
690
EEPA
201
222
227
246
248
267
273
291
COPELEC
115
114
125
130
144
157
169
186
LUZ OSORNO
116
124
135
134
142
153
168
172
LUZLINARES
86
95
103
107
114
125
129
139
CEC
93
103
101
104
113
115
117
121
LUZPARRAL
56
59
66
69
80
92
97
104
LITORAL
69
71
72
80
85
91
95
102
COOPELAN
64
70
82
84
87
88
94
98
EEC
64
68
71
74
79
86
89
92
CRELL
56
63
71
80
83
85
86
87
CODINER
48
51
55
60
67
71
76
82
COELCHA
38
42
48
52
53
57
59
63
EDECSA
41
44
46
47
55
58
58
60
COOPREL
30
31
33
32
36
38
42
45
SOCOEPA
26
26
28
30
31
33
35
38
ELECDA SIC
21
18
19
19
23
24
21
21
EMELCA
12
14
15
15
15
15
16
17
TIL-TIL
11
12
16
15
14
15
14
14
ENELSA EMETAL
Variación de Energía Anual por Sistema en GWh SING
SING
SIC
32.006 1.845 2,0%
2015
66
2010
LUZ ANDES
SING
Fuente: CNE
2016
2009
37%
2009
3,2%
TCAC
1,4%
2015
40%
2009
3,4%
TCAC
7
7
8
8
9
9
9
9
49
51
49
51
46
0
0
0
85
96
111
121
124
0
0
0
EMELECTRIC
1.016
1.029
1.112
1.160
1.232
0
0
0
ELECDA SING
706
749
790
858
908
959
974
991
ELIQSA
379
432
466
485
500
507
524
523
EMELARI
237
254
276
290
299
312
320
330
0
0
1
1
1
1
2
2
COOPERSOL
*Desde noviembre 2014 EMELECTRIC ha sido disuelta, constituyéndose CGE Distribución en su sucesora legal. *Desde noviembre 2014 EMETAL ha sido disuelta, constituyéndose CGE Distribución en su sucesora legal. *Desde noviembre 2014 ENELSA ha sido disuelta, constituyéndose CONAFE en su sucesora legal. Fuente: CNE
67
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector Hidrocarburos La industria de los hidrocarburos supervisada por la CNE comprende las actividades de importación, producción/refinación, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de combustibles derivados del petróleo, carbón y gas natural, incluyendo en este último caso la regasificación de gas natural licuado. En nuestro país, esta actividad es desarrollada principalmente por privados; no obstante, la participación de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), de propiedad estatal, es relevante en el mercado de producción de combustibles líquidos y distribución/importación de gas natural licuado. El mercado de los combustibles líquidos derivados del petróleo y del carbón es una actividad desregulada; en este sentido, los principios que rigen este mercado son la libertad absoluta de emprendimiento y libertad en la determinación de precios. En gas natural, existe un marco legal que regula la actividad definiendo
68
Sector hidrocarburos
a la distribución como de servicio público y otorgando concesiones para su operación. En este sentido, la legislación vigente establece para las empresas concesionarias de servicio público de distribución de gas, como regla general, un régimen de libertad tarifaria regulada, con fijación tarifaria eventual, salvo para la Región de Magallanes y de la Antártica Chilena en que la ley definió la necesidad de fijar tarifas en forma permanente, dada su condición de monopolio natural. Al respecto, cabe destacar que durante 2016 se espera la promulgación de una ley que perfecciona la regulación del sector, especialmente respecto del segmento de distribución de gas concesionada y no concesionada. Los organismos públicos que se relacionan con el mercado de los hidrocarburos son, por una parte, el Ministerio de Energía, organismo público responsable de colaborar con las funciones de gobierno y administración del sector Energía; la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, responsable de fiscalizar el cumplimiento de la normativa del sector, y la Comisión Nacional de Energía (CNE), que tiene la labor de monitoreo y propuesta de normativa en pro de la eficiencia y competencia del sector. Para ello, y dado que el sector es esencialmente desregulado, la CNE ha puesto a disposición del público información estadística veraz y oportuna que reduce asimetrías de información. Además, desarrolló sendos portales de información de precios en línea de venta a usuario final de varios combustibles, que entregan una base de datos para análisis y comportamiento de mercados y además mantienen informada a la ciudadanía respecto de sus mejores opciones.
69
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
CARBON TÉRMICO EQ. 7.000 kCal/kg USD/Ton
01. Precios internacionales de combustibles referencia
187
150
En este apartado se detallan los principales indicadores de los precios internacionales. En concreto, se detalla la evolución de los precios durante el año móvil del petróleo West Texas Intermediate (WTI), que es el petróleo de referencia para el mercado de Estados Unidos; del petróleo Brent, el cual marca el precio de referencia en los mercados europeos; la evolución del precio en el marcador Henry Hub (en Louisiana), el cual sirve de referencia para la importación de gas natural licuado (GNL) a Chile; el precio del carbón mineral térmico EQ 7000 kCal/kg, referencia para las importaciones de carbón a Chile y, por último, los precios internacionales de los combustibles petróleo diésel grado B y combustible N° 6.
123
113
108
104
92
79
2006
111
100
2007
2008
82
2009
2010
2011
2012
2013
2014
A continuación se presenta la evolución conjunta de todos los precios internacionales, tomando como base 100 los valores correspondientes al 2006, para cada uno de ellos.
2015
2016
Fuente: Platts’s, Argus Media Inc.
VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DEL CARBÓN TÉRMICO EQ. 7.000 kCal/kg
Posterior a ello, podrán ver la evolución de cada uno de los indicadores y sus variaciones en el tiempo.
81,6
2016 Evolución de los Precios Internacionales de Combustibles de Referencia [Base 100 = 2006]
-12%
2015
2,50
3,1%
2006
0,3% TCAC
GAS NATURAL HENRY HUB SPOT US$/MMBTU
2,25 8,8
2,00 1,75
6,7
6,9
1,50 1,25 3,9
4,3
4,3
4,0
1,00
3,7 2,7
2,6
0,75
2,4
0,50
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
0,25 2006
70
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Carbón Térmico EQ. 7.000
Henry Hub
Petróleo Combustible N°6
Petróleo DiÉsel Grado B
WTI
BRENT
2015
2016
GAS NATURAL HENRY HUB SPOT USD/MMBtu
2016
2,49 -4,6%
-63% -9,5%
2015
2006
TCAC
Fuente: Elaboración propia a partir de información reportada por Platt’s y Argus Media
71
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
PETROLEO Diésel Grado B y Combustible N°6 entre los años 2006 y 2016 en USD/m3
COTIZACIÓN WTI Y BRENT DTD EN USD/bbl 111,6
111,3 822,8
796,0
551,5
611,2
574,7
464,5
2009
65,1 372,9
304,4 2008
99,0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
66,0
52,4
61,7
48,7
223,3 372,9 -27%
-30% -3,5%
2015
2006
TCAC
Fuente: CNE basado en informacion de Platt’s y Argus Media Inc. m3: unidad de volumen, metros cúbicos
72
PETRÓLEO DIÉSEL GRADO B
-19%
2015
-32% -3,8%
2006
TCAC
43,7 2016 43,2
223,3 2016
2006
Variación de los Precios de Petróleo Diésel Grado B y Combustible N°6 entre los años 2006 y 2016 en USD/m3 PETRÓLEO COMBUSTIBLE N°6
93,2
79,4
61,5
72,5
2007
2008
2009
2010
2011
2012
CRUDO BRENT
2016
97,9
94,2
95,0
79,5
72,6
458,4
382,5
356,2
2007
652,2
108,7
99,6
766,1
96,9 624,0
527,5
2006
825,1
596,1
584,9 451,1
319,5
845,3
2013
2014
2015
WTI
EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES INTERNACIONALES WTI Y BRENT EN USD/bbl
2016
WTI
43,7
CRUDO BRENT
-17%
2015
-33% -3,9%
2006
TCAC
43,2 -11%
2015
-34% -4,1%
2006
TCAC
Fuente: CNE basado en informacion de International Coal Report
73
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
02. Importaciones y exportaciones de combustibles Detalle de la evolución del nivel de importaciones y exportaciones a lo largo de la última década.
Balance Importaciones - Exportaciones en miles de Toneladas Netas 2016
-1.231
2015
-500
30.602 27.721
-396
2014
27.836
-431
2013
29.122
2012
-176
2011
-300
2010
-363
2009
-1.797
24.937
2007
2008
22.943
23.880
2009
2010
26.376
29.122
27.836
27.721
2014
2015
30.602
18.956
26.376 23.880 22.943
-2.219
2007
-1.511
24.937 24.529
2006
18.956
-1.580
-5.000
24.529
27.762
27.762
2008 2006
Evolución Importaciones a Chile en miles de Toneladas Netas
0
5.000
10.000
15.000
Exportaciones
20.000
25.000
30.000
35.000
Importaciones
2011
2012
2013
Carbón
Crudo
DIÉSEL
Fuel Oil 6
Gasolina
GLP
IFO
Kerosene
2016
Gas Natural
Fuente: Aduana - Comex
Fuente: Elaboración propia a partir de información reportada por Comex-Aduana
IMPORTACIONES Tabla detalle de las importaciones realizadas hacia Chile entre los años 2006 y 2016 en miles de toneladas netas Importaciones Combustible
Miles de Toneladas Netas 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
4.421
6.290
7.082
6.400
7.366
9.116
10.426
11.284
10.182
9.873
11.901
Crudo
9.347
10.095
10.012
9.554
7.993
8.642
8.075
8.941
8.884
8.462
8.418
DiÉsel
1.886
4.808
5.007
4.223
4.548
4.064
4.495
4.264
4.375
4.765
5.042
Carbón
Fuel Oil 6
0
191
632
106
0
0
85
67
0
0
0
2.615
1.887
844
1.217
2.446
2.936
2.707
2.682
2.633
2.683
3.251
0
0
2
0
12
96
610
513
604
554
409
GLP
588
974
969
927
802
789
759
1.045
971
985
1.052
IFO
9
0
44
374
426
529
327
21
0
1
0
Gas Natural Gasolina
Kerosene Total general
89
285
344
142
286
203
277
305
187
398
530
18.956
24.529
24.937
22.943
23.880
26.376
27.762
29.122
27.836
27.721
30.602
*IFO: Intermediate Fuel Oil es un combustible marino perteneciente al grupo de los fuels residuales utilizado por buque tanques en el mercado internacional.
Variación de las importaciones realizadas hacia Chile entre los años 2006 y 2016 en miles de toneladas netas
2016
30.602 10%
2015
61%
2006
4,9%
TCAC
Fuente: Aduana - Comex
74
75
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
DETALLE DE LAS IMPORTACIONES REALIZADAS EN 2016 POR PAÍS DE ORIGEN DEL COMBUSTIBLE, EN MILES DE TONELADAS NETAS
2.729 Carbón 4 Crudo
EXPORTACIONES
4.475 DiÉsel 557 Gas Natural 307 Gasolina 130 Gas Natural
788 GLP 346 Kerosene ESTADOS UNIDOS
720 Carbón
64 Gas Natural
28 Gasolina
Canadá
ESPAÑA
75 Gasolina
46 GLP
Holanda
FRANCIA
61 Gas Natural
NORUEGA
CATAR
137 Carbón RUSIA
Tabla detalle de las exportaciones realizadas desde Chile entre los años 2006 y 2016 EN TONELADAS NETAS Tipo Arancel Reporte
483 DiÉsel JAPÓN COREA DEL SUR
84 DiÉsel 184 Kerosene
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Carbón
0
0
0
88
65
128
90
1.415
1.893
1.143
911
Crudo
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Diesel
455
227
335
225
88
97
67
94
81
59
64
Fuel Oil 6
636
157
0
65
0
40
144
137
90
47
181
Gas Natural
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
275
Gasolina
0
0
0
2
4
1
51
40
48
65
22
GLP
128
115
56
35
18
0
2
52
35
38
13
IFO
11
0
5
17
0
35
9
54
72
159
115
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
1.231
500
396
431
176
300
363
1.797
2.219
1.511
1.580
Kerosene COLOMBIA
ECUADOR
4.811 Carbón
3.019 Crudo
52 Crudo
Argentina
2 Carbón
BRASIL
5.287 Crudo
TRINIDAD Y TOBAGO
2.378 Gas Natural
GUINEA ECUATORIAL
61 Gas Natural
AUSTRALIA
3.501 Carbón
Total general
55 Crudo 216 GLP
Fuente: Aduana - Comex *IFO: El IFO (Intermediate Fuel Oil) es un combustible marino perteneciente al grupo de los fuels residuales utilizado por buque tanques en el mercado internacional.
*Otros: 2.215 toneladas netas Fuente: Aduana - Comex
76
77
Sector hidrocarburos
Anuario Estadístico de Energía 2016
DETALLE DE LAS EXPORTACIONES REALIZADAS EN 2016 POR PAÍS DE DESTINO DEL COMBUSTIBLE, EN MILES DE TONELADAS NETAS
Evolución de las exportaciones realizadas desde Chile entre los años 2006 y 2016 en miles de toneladas netas 2.219
21 IFO ESTADOS UNIDOS
1.797 1.511
1.580
1.231
500
396
431 176
2006
2007
2008
2009
363
300
2011
2010
2012
2013
Carbón
Crudo
DIÉSEL
Fuel Oil 6
Gasolina
GLP
IFO
Kerosene
2014
2015
2016
Gas Natural
Fuente: Aduana - Comex Panamá
13 DiÉsel 126 Fuel Oil 6
Variación de las exportaciones realizadas desde Chile entre los años 2006 y 2016 en miles de toneladas netas
2016
Argentina
275 Gas Natural
Uruguay
1 GLP
Bolivia
52 DiÉsel
Nigeria
12 GLP
India
911 CARBÓN
22 Gasolina
94 IFO
1.580 4,5%
2015
28%
2006
2,5%
TCAC *Sin descripción: 54.696 toneladas netas Fuente: Aduana - Comex
78
79
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
Unidades que componen la capacidad de refinación en chile
03. Refinación y Comercialización de Petróleo
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) cuenta con tres refinerías: Aconcagua, Bío Bío y Gregorio, con instalaciones industriales para la refinación de petróleo crudo, procesamiento de productos intermedios, mejoramiento de la calidad de los productos, plantas de tratamientos, terminales marítimos para la recepción de petróleo crudo, la entrega de productos y otras instalaciones industriales. Además, cuenta con estanques para el almacenamiento y entrega de productos ubicados en Maipú, San Fernando y Linares.
Total de petróleo crudo procesado, año 2016
BÍo bÍo
Aconcagua
m3
Miles de m3/año
5.617 -3,1% 6.338 1,7% 374 12% 12.329 -0,3% 2015
Total
Gregorio
2015
2015
2015
millones barriles/año
35,3 39,9 2,3 77,6
Refinería Aconcagua Puesta en servicio:
12 noviembre de 1955
Ubicación:
Comuna de Concón, Región de Valparaíso, Chile
Productos:
Gas licuado, gasolinas de variado octanaje, kerosene doméstico y de aviación, petróleo diésel, solventes, fuel oil, pitch asfálticos y carbón de petróleo
Capacidad de refinación:
104.000 barriles de petróleo crudo al día
Principales instalaciones:
• Complejo Industrial de Refinería Aconcagua • Terminal Marítimo de Quintero • Terminal Vinapu-Isla de Pascua
Refinería Bío Bío Puesta en servicio: Ubicación:
29 de julio de 1966
Comuna de Hualpén, Región del Biobío, Chile
Productos:
Etileno, propileno, propano butano, gasolinas, kerosene doméstico, kerosene de aviación, petróleo diésel, petróleos combustibles, pitch asfáltico, coke, sulfhidrato de sodio, azufre
Capacidad de refinación:
116.000 barriles de petróleo crudo al día
Principales Instalaciones
• Complejo Industrial de Refinería Biobío • Terminal Marítimo San Vicente
Refinería Gregorio Ubicación:
Comuna de San Gregorio, Región de Magallanes y Antártica Chilena
Productos:
Petróleo diésel, kerosene de aviación y nafta
Mercado:
Abastece de combustibles a la Región de Magallanes y al resto de las refinerías de ENAP
Capacidad de refinación:
15.700 barriles de petróleo crudo al día
Principales instalaciones:
• Refinería y Terminal Multiboyas de Gregorio • Planta de combustibles y patio de carga en Cabo Negro
Fuente: ENAP
80
81
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
04. Terminales de Gas Natural Licuado
El GNL es gas natural convertido a estado líquido para facilitar su transporte y almacenamiento. En este proceso de licuefacción se remueven ciertos componentes del gas natural (polvo, gases ácidos, helio, agua e hidrocarburos pesados); posteriormente se condensa, llevándolo a una temperatura de -160° Ca presión atmosférica. Al ser almacenado en estado líquido se logra que ocupe cerca de 600 veces menos volumen que en su forma gaseosa. Esto permite trasladar (en camiones o barcos con condiciones criogénicas), de manera económicamente viable, el GNL por distancias considerables de forma segura, sin perder sus características fundamentales. En Chile existen dos terminales de regasificación: el terminal GNL Quintero, ubicado en la bahía de Quintero, en la Región de Valparaíso, y el terminal GNL Mejillones, ubicado en la bahía de Mejillones, en la Región de Antofagasta, donde se procesa el producto proveniente desde países como Trinidad y Tobago, Guinea Ecuatorial y Nueva Zelanda, entre otros.
Evolución de la entrega de Gas Natural por gasoducto entre el segundo semestre de 2010 y el segundo semestre de 2016 en millones de metros cúbicos 2.241 2.052 1.929 1.587
18%
1.657
1.782
1.920
1.906 11%
1.635
20% 21%
A continuación presentamos la evolución de la producción en ambos terminales.
15%
2.098
15%
14%
15% 1.463
14%
23%
23%
2.107
1.445
21%
25%
77%
82%
77%
80%
79%
89%
86%
85%
79%
85%
74%
85%
86%
2do 2010
1er 2011
2do 2011
1er 2012
2do 2012
1er 2013
2do 2013
1er 2014
2do 2014
1er 2015
2do 2015
1er 2016
2do 2016
Evolución del Número de barcos de GNL recibidos entre el segundo semestre de 2010 y el segundo semestre de 2016 25 21
20
20
21
20
19
Quintero
16
15
5
5
16
6
5
5
5 3
2do 2010
1er 2011
2do 2011
1er 2012
2do 2012
1er 2013
2do 2013
Fuente: GNL Quintero, GNL Mejillones
1er 2014
2do 2014
Mejillones
Fuente: GNL Quintero, GNL Mejillones
5
1er 2015
5
2do 2015
4
1er 2016
3
Variación de la entrega de Gas Natural por Gasoducto en MM mm3
2do 2016
2016
Quintero
Mejillones
TOTAL
3.599 606 21%
2015
82
Mejillones
15
4
3
Quintero
25
24
22%
2006
4,1%
TCAC
-14%
2015
-21% -4,5%
2006
TCAC
4.205 14%
2015
13%
2006
2,5%
TCAC
83
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
05. Venta de combustibles
A continuación se detalla la evolución y variación de las ventas de los principales combustibles derivados del petróleo. Los combustibles analizados son: petróleo diésel y gasolina sin plomo de 93 octanos, gas licuado, petróleos combustibles y kerosene doméstico.
Evolución de la entrega de GNL en el terminal Quintero a través de camiones cisterna entre 2011 y 2016 en miles de metros cúbicos
Evolución Ventas de Combustibles en MILES DE METROS CÚBICOS 98
144 238 197 176
210 182
2do 2011
2do 2012
2.523
1.747
1.920
5.938
1.509
2.229 1.070
128
2.345 1.000
1.983 835
3.121
3.147
3.475
3.774
3.512
5.938
4.011
4.039
4.320
4.140
5.938
6.236
9.485
9.806
9.096
8.199
8.940
9.069
8.945
9.062
8.993
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2.935
95
1er 2012
2.606
2.412
122
130
2.269
DIÉSEL 1er 2011
140
3.129
2.956
15 2do 2010
125
151
190
2.704
2.103
131 108
2.129
1.841
153
92
2.114 106
210
152
2.610
1er 2013
2do 2013
1er 2014
2do 2014
1er 2015
2do 2015
1er 2016
Gasolina
GAS LICUADO PETRÓLEO
PETRÓLEOS COMBUSTIBLES
2014
2015
2016
kerosene
2do 2016 Fuente: CNE basado en información de ENAP
Fuente: GNL Quintero
2016 Variación de la entrega de Gas Natural por Gasoducto en MM mm3
2016
238 15%
2015
84
4,18%
2011
DiÉsel
8.993 -6,5% 2015
44%
2006
Gasolinas
3,7% TCAC
Gas Licuado
27% TCAC
1.983 -15%
2015
7,7%
2006
4.140 -4,2% 2015
41%
2006
P. Combustibles
3,5% TCAC
835 -17%
2015
-60%
-8,8%
2006
TCAC
Kerosene D.
0,7% TCAC
128 5,1%
2015
21% 2006
1,9% TCAC
85
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
06. Inventario de combustibles Variación de Inventario de combustibles por tipo 2016 en miles de metros cúbicos A continuación se presentan los niveles de inventario mensuales de combustibles (gasolina aviación, kerosene doméstico, petróleos combustibles, kerosene aviación, gasolina automotriz, gas licuado, petróleo diésel y petróleo crudo) en miles de m 3 para todo el país. Estos valores corresponden al cierre anual de inventario registrado al último día hábil del año calendario.
1.604
2016
3,6%
2015
Evolución del Inventario por tipo de combustible, en miles de METROS CÚBICOS
9,1%
2006
1,5%
TCAC
539,2 372,2 226,1 PETRóLEO CRUDO
-14% -7,5%
2015
1.471
1.285
1.226
1.373
1.340
1.549
-1,3%
2010
TCAC
1.604
GAS LICUADO PETRÓLEO
2010
2011
2012
2014
2013
2015
2016
83%
Fuente: Elaboración propia, a partir de información proporcionada por las empresas
2015
2010
21,5%
39,6% 22,5%
9,7 79%
2015
14,0%
1.604
76%
2010
14,0%
1.549
13%
2010
2,0%
TCAC
PETRóLEOS COMBUSTIBLES
-17%
2010
4,1%
2015
10%
2010
1,6%
TCAC
KEROSENE AVIACIÓN
9,9%
-25%
-23% -4,3%
TCAC
2015
2010
KEROSENE DOMéSTICO 40,6%
33,6% 23,2%
12%
2015
276,5 80,4 2015
2016
GASOLINA AUTOMOTRIZ
PETRóLEO DIÉSEL
TCAC
99,6 -6,3% 2015
28%
2010
4,2% TCAC
GASOLINA AVIACIÓN
-3,0% TCAC
0,7 -21%
2015
-42% -8,6%
2010
TCAC
13,9%
1.471
17,2%
9,7%
10,7%
5,0% 6,2% 0,6% 0,1%
6,9% 6,9% 0,3% 0,1%
7,1% 5,3% 0,8% 0,1%
PETRóLEO CRUDO
PETRóLEO DIÉSEL
GASOLINA AUTOMOTRIZ
GAS LICUADO PETRÓLEO
PETRóLEOS COMBUSTIBLES
KEROSENE AVIACIóN
KEROSENE DOMéSTICO
GASOLINA AVIACIóN
Fuente: Elaboración propia, a partir de información proporcionada por las empresas
86
87
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
07. Precios nacionales de combustibles líquidos
Evolución precios de Combustibles líquidos en Valparaíso
A continuación se presenta la evolución de los diferentes tipos de combustibles líquidos derivados del petróleo que se expenden o comercializan en las estaciones de servicio (gasolina sin plomo 93, 95, 97 octanos, diésel, kerosene doméstico y petróleo diésel), durante los últimos 10 años para las ciudades de Antofagasta, Valparaíso, Concepción, Puerto Montt y las comunas de la Región Metropolitana.
950 900 850
La información presentada es desarrollada por la Comisión Nacional de Energía, que en el marco de sus funciones y atribuciones legales desarrolló el Sistema de Información en Línea de Precios de Combustibles en Estaciones de Servicio www.bencinaenlinea.cl.
800 750 700 650 600 550 500 450 400 2006
Evolución precios de Combustibles líquidos en Antofagasta
2007
2008 93 SP
2009
2010
95 SP
2011
97 SP
2012
2013
KEROSENE DOMÉSTICO
950
2014
2015
2016
PETRÓLEO DIÉSEL
Fuente: CNE con base en informacion de www.bencinaenlinea.cl
900 850 800
Evolución precios de Combustibles líquidos en Metropolitana
750 700 650 600 550
950
500
900
450
850
400
800 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
750 700
93 SP
95 SP
97 SP
KEROSENE DOMÉSTICO
PETRÓLEO DIÉSEL
650 600
Fuente: CNE con base en información de www.bencinaenlinea.cl
550 500 450 400 2006
2007
2008 93 SP
2009 95 SP
2010 97 SP
2011
2012
2013
KEROSENE DOMÉSTICO
2014
2015
2016
PETRÓLEO DIÉSEL
Fuente: CNE con base en informacion de www.bencinaenlinea.cl
88
89
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
2016 Antofagasta GASOLINA 93 SP
692
Evolución precios de Combustibles líquidos en Concepción
-5,1%
2015
950 900
GASOLINA 95 SP
16%
1,5%
2006
TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
538
850 800 750
-12%
700
2015
650
19% 2006
736 -4,5% 2015
20% 2006
GASOLINA 97 SP
1,9% TCAC
779 -4,1% 2015
25% 2006
2,2% TCAC
PETRóLEO DIÉSEL
1,7% TCAC
447
-15% -4,4% -0,4%
2015
2006
TCAC
600 550
VALPARAÍSO
500 450
GASOLINA 93 SP
400 2006
2007
2008
2009
93 SP
2010 95 SP
2011 97 SP
2012
2013
KEROSENE DOMÉSTICO
2014
2015
2016
PETRÓLEO DIÉSEL
674 -5,0% 2015
Fuente: CNE con base en informacion de www.bencinaenlinea.cl
GASOLINA 95 SP
13%
1,2%
2006
TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
554
Evolución precios de Combustibles líquidos en Puerto Montt
-11%
2015
26% 2006
721 -4,3% 2015
18% 2006
GASOLINA 97 SP
1,6% TCAC
777 -3,7%
2015
26% 2006
2,4% TCAC
PETRóLEO DIÉSEL
2,0% TCAC
435
-15% -3,5% -0,4%
2015
2006
TCAC
METROPOLITANA
950 900 850
GASOLINA 93 SP
700
677
650
2015
800 750
-5,3%
600
GASOLINA 95 SP
15%
1,4%
2006
TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
550
559
500 450 400 2006
2007
2008 93 SP
2009
2010 95 SP
2011 97 SP
2012
2013
KEROSENE DOMÉSTICO
2014
2015
2016
-10%
2015
27% 2006
707 -5,9% 2015
18% 2006
GASOLINA 97 SP
1,6% TCAC
743 -6,2%
2015
21% 2006
2,0% TCAC
PETRóLEO DIÉSEL
2,4% TCAC
432
-15% -2,7% -0,3%
2015
2006
TCAC
DIÉSEL
Fuente: CNE con base en informacion de www.bencinaenlinea.cl
90
91
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
08. Margen bruto de comercialización de combustibles 2016 CONCEPCIÓN GASOLINA 93 SP
686 -4,8% 2015
14% 2006
GASOLINA 95 SP
1,3% TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
549 -8,3% 2015
26% 2006
730 -4,8% 2015
19% 2006
La estructura del precio de venta al público de los combustibles se compone de: el precio de venta en refinería, el margen de comercialización y los impuestos (IVA y específico). A continuación se presenta la evolución del margen de comercialización para la gasolina 93 y diésel en las regiones V, VIII, XII y Metropolitana.
GASOLINA 97 SP
1,8% TCAC
771 -3,6%
2015
24% 2006
2,2% TCAC
PETRóLEO DIÉSEL
2,3% TCAC
449 -16%
2015
Evolución del Margen Bruto Promedio de la Gasolina 93 SP en $/litro
2006
TCAC
Puerto Montt
68
54
698 -4,7%
2015
15% 2006
1,4% TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
594 -5,4%
2015
32% 2006
739 -4,2% 2015
20% 2006
GASOLINA 97 SP
1,8% TCAC
780 -3,7%
2015
24% 2006
2,8% TCAC
-14%
2015
49
44 44
2006
2007
2,2% TCAC
PETRóLEO DIÉSEL
458
49
62
0,0%
2006
TCAC
70 57
55
56
32 35
42
43
35
2008
2009
2010
2011
Región Metropolitana
0,2%
84
76 59
56
86
79
81
75
GASOLINA 95 SP
84
82 69
GASOLINA 93 SP
88
87
-2,2% -0,2%
V Región
75 74
72
68
83
65
72 54
61
52
43
54
54
2012
2013
2014
VIII Región
44
47
2015
2016
XII Región
Fuente: CNE
Variación del Margen Bruto Promedio de la Gasolina 93 SP 2016 en $/litro
2016
Metropolitana
-2,4% 54
2015
V Región
-7,2%
-0,7%
2006
TCAC
VIII Región
83 92
75
3,7%
0,4%
0,0%
2015
2006
TCAC
XII Región
5,0%
1,4%
2015
2006
0,1% TCAC
47
6,8%
-4,0% -0,4%
2015
2006
TCAC
93
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
Evolución del Margen Bruto Promedio para el Petróleo Diésel en $/litro
Evolución del Margen Bruto Promedio del Kerosene en $/litro
96
80
78 70
54 40
45 39
2007
91
85
169
71 61
57
55 50
59
58
54 50
58
49
37 2008
2009
59 59
63
65
62
62
54
42
62 51
76
2010
Región Metropolitana
2011
2012
2013
64 54
109
51
VIII Región
V Región
2014
2016
107
105
89
2015
127
141
43
40 2006
84
82
73
64 58
82
92
96
89
84
2006
2007
110
110 109
99
98
2009
2010
116 116
109 106
127 123
111
102
131 129
167
177 168 168
142
117
78 2008
XII Región
2011
Región Metropolitana
2012
2013
V Región
2014
2015
2016
VIII Región
Fuente: CNE
Fuente: CNE
Variación del Margen Bruto Promedio de Petróleo Diésel en $/litro
2016
Metropolitana
64
2,3%
2015
61% 2006
V Región
4,9% TCAC
VIII Región
91
-5,3%
2015
94
76
4,6%
2015
42% 2006
3,6%
2016
XII Región
42% 2006
3,6% TCAC
54
6,6%
2015
Variación del Margen Bruto Promedio de Kerosene en $/litro
TCAC
34% 2006
3,0% TCAC
Metropolitana
168 -0,5%
2015
88% 2006
VIII Región
V Región
6,5% TCAC
177 5,9%
2015
63% 2006
5,0% TCAC
168 19%
2015
89% 2006
6,6% TCAC
95
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
09. Precios nacionales de gas licuado de petróleo envasado El GLP envasado corresponde al combustible gas licuado, esto es propano y butano y sus mezclas (con un máximo de 30% en butano). El combustible se comprime para envasarlo en cilindros de diversos tamaños que luego se comercializan a usuarios finales para su uso en estufas, cocinas o calefones. Los cilindros presentes en el mercado local son de capacidades 2 kg, 5 kg, 11 kg, 15 kg y 45 kg. Además presentan dos modalidades de comercialización en cuanto a calidad: una denominada normal o corriente y otra denominada catalítica, categoría que corresponde a la requerida por algunos artefactos de calefacción que emplean un combustible de bajo contenido de olefinas, di-olefinas y azufre. A continuación se presenta la evolución del precio promedio del GLP envasado para las ciudades de Antofagasta, Valparaíso, Concepción y Región Metropolitana, correspondiente a un cilindro de 15 kg y de 45 kg. Todos los valores corresponden a miles de pesos en moneda nacional.
Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Antofagasta
Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Valparaíso
60,0
60,0
50,0
50,0
40,0
40,0
30,0
30,0
20,0
20,0
10,0
10,0
0,0
0,0 2006
2007
2008
2009
2011
2010 45 kg
15 kg
2012
2013
11 kg
2014
2015
2016
2006
2007
2008
2009
5kg
2010 45 kg
11 kg
7,7
2,2%
2015
44% 2006
3,7% TCAC
15 kg
18,1 1,8%
2015
96
2006
3,3% TCAC
11 kg
2014
2015
2016
5kg
Variación de Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Valparaíso
14,3 1,0%
2015
2016 S/I
2006
S/I TCAC
45 kg
38%
2013
Fuente: CNE con base en información de empresas y www.gasenlinea.cl
Variación de Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Antofagasta 5 kg
2012
15 kg
Fuente: CNE con base en información de empresas y www.gasenlinea.cl
2016
2011
51,9 1,7%
2015
5 kg
11 kg
6,3
2,6%
2015
38% 2006
3,2% TCAC
15 kg
40%
2006
3,4% TCAC
15,2 2,0%
2015
11,6 1,2%
2015
36%
2006
3,1% TCAC
45 kg
37%
2006
3,2% TCAC
44,1 0,2%
2015
36%
2006
3,1% TCAC
97
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Concepción
Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Metropolitana 60,0
60,0
50,0
50,0
40,0
40,0
30,0
30,0
20,0
20,0
10,0
10,0
0,0
0,0 2006
2007
2008
2009
2011
2010 45 kg
15 kg
2012
2013
11 kg
2014
2015
2016
2006
2007
2008
2009
5kg
2011
2010 45 kg
15 kg
Fuente: CNE con base en información de empresas y www.gasenlinea.cl
5 kg
11 kg
6,7
1,6%
2015
43% 2006
3,7% TCAC
15 kg
14,9 2,0%
2015
98
2006
3,3% TCAC
11 kg
2014
2015
2016
5kg
Variación de Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Concepción
11,2 1,2%
2015
2016 37%
2006
3,2% TCAC
45 kg
38%
2013
Fuente: CNE con base en información de empresas y www.gasenlinea.cl
Variación de Precios Promedio de Gas Licuado Petróleo Envasado en Metropolitana
2016
2012
40,6 1,9%
2015
31%
2006
5 kg
11 kg
6,4
2,0%
2015
39% 2006
3,3% TCAC
15 kg
2,7% TCAC
14,3 -0,8% 2015
11,5 2,6%
2015
31%
2006
2,7% TCAC
45 kg
26%
2006
2,4% TCAC
43,6 1,0%
2015
30%
2006
2,7% TCAC
99
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
10. Precios nacionales de gas por redes concesionadas
A continuación se presenta el precio con base en la equivalencia energética entre el gas natural, el gas de ciudad o el propano aire, según corresponda, distribuido al consumidor final por gas de red concesionado con su equivalencia en cilindros de gas licuado de petróleo. Este precio también incorpora los costos fijos y el arriendo de medidor cobrados por las empresas distribuidoras de gas de red cuando corresponda. En este caso se muestra la evolución para ambos tipos de gas, entre los años 2006 y 2016, para 19,3 m3 (equivalente a 15 kg de GLP); 58 m3 (equivalente a 45 kg de GLP) y 116 m3 (equivalente a 2x45 kg de GLP).
Evolución del Precio Promedio de 19,3 m3 de Gas de Red en miles de pesos
Evolución del Precio Promedio de 58 m3 de Gas de Red en miles de pesos
25
80 70
20
60 50
15
40 10
30 20
5
10 0
0 2006
2007
II Región
2008
2009
2010
Región Metropolitana
2011
2012
2013
2014
2016
Ix Región
VIII Región
V Región
2015
2006
XII Región
2007
II Región
2008
2009
2011
2010
Región Metropolitana
2016
10,31 0,0%
2015
28%
2007
2,7% TCAC
VIII Región
20,48 -6,2% 2015
100
97%
2006
17,79 6,5%
2015
81%
2006
V Región
6,1% TCAC
IX Región
7,0% TCAC
20,86 -3,7% 2015
2014
2015
Ix Región
2016 XII Región
Fuente: CNE con base en informacion de empresas y www.gasdered.cl
Región METROPOLITANA
II Región
2013
VIII Región
V Región
Fuente: CNE con base en información de empresas y www.gasdered.cl
2012
98%
2006
18,53 10%
2015
77%
2006
2016 5,9% TCAC
XII Región
7,1% TCAC
3,30 4,6%
2015
49%
2006
Región METROPOLITANA
II Región
30,16 0,0%
2015
29%
2007
2,9% TCAC
VIII Región
4,1% TCAC
44,49 -5,3% 2015
72%
2006
36,47 6,6%
2015
44%
2006
V Región
3,7% TCAC
IX Región
5,6% TCAC
62,65 -3,7%
2015
98%
2006
50,51 10%
2015
78%
2006
5,9% TCAC
XII Región
7,1% TCAC
6,54 4,3%
2015
52%
2006
4,3% TCAC
101
Anuario Estadístico de Energía 2016
Sector hidrocarburos
Evolución del Precio Promedio de 116 m3 de Gas de Red en miles de pesos 160 140 120 100 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2006
2007
II Región
2008
2009
2011
2010
Región Metropolitana
2012
2013
2014 Ix Región
VIII Región
V Región
2015
2016 XII Región
Fuente: CNE con base en informacion de empresas y www.gasdered.cl
2016
Región METROPOLITANA
II Región
57,66 0,0%
2015
31%
2007
3,1% TCAC
VIII Región
95,91 -3,6% 2015
102
89%
2006
70,87 5,6%
2015
40%
2006
V Región
3,5% TCAC
IX Región
6,6% TCAC
125,29 -3,7% 2015
98%
2006
100,34 9,4%
2015
81%
2006
6,1% TCAC
XII Región
7,1% TCAC
11,38 4,1%
2015
53%
2006
4,4% TCAC
103
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyectos Energéticos en evaluación ambiental
Proyectos energéticos en evaluación ambiental
El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) es un organismo público funcionalmente descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propio. El SEA fue creado por la Ley N°20.417, publicada en el Diario Oficial el 26 de enero de 2010, que modificó la Ley N°19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, y su función central es tecnificar y administrar el instrumento de gestión ambiental denominado “Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental” (SEIA), cuya gestión se basa en la evaluación ambiental de proyectos ajustada a lo establecido en la norma vigente, fomentando y facilitando la participación ciudadana en la evaluación de los proyectos. Este Servicio cumple la función de uniformar los criterios, requisitos, condiciones, antecedentes, certificados, trámites, exigencias técnicas y procedimientos de carácter ambiental que establezcan los ministerios y demás organismos del Estado competentes, mediante el establecimiento de guías trámite. El Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) es el instrumento que permite introducir la dimensión ambiental en el diseño y la ejecución de los proyectos y actividades que se realizan en el país; a través de él se evalúa y certifica que las iniciativas, tanto del sector público como del sector privado, se encuentran en condiciones de cumplir con los requisitos ambientales que les son aplicables. El SEIA entró en vigencia el 3 de abril de 1997. Desde su aplicación, más de 10.000 proyectos o actividades se han aprobado en el SEIA, lo que ha permitido que el país haya logrado un cambio sustancial en la forma de construir el futuro, al poder prevenir los impactos que puedan generar las inversiones públicas y privadas, o hacer que, cuando se generan impactos adversos significativos, exista una mitigación.
104 104104
105
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyectos energéticos en evaluación ambiental
01. Proyectos Ingresados a evaluación ambiental
02. Proyectos en evaluación ambiental
Durante 2016 ingresaron 152 proyectos energéticos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), representando una inversión de 31.103 MMUSD.
Se contabilizan, a diciembre de 2016, 129 proyectos energéticos en tramitación para la aprobación de las Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA). De ellos, 104 son proyectos de generación eléctrica, y los restantes son proyectos mixtos. En su conjunto, representan una inversión total de 30.503 MMUSD.
Evolución de Proyectos Ingresados al SEIA para su evaluación
32.122
23.866
15.330 11.727
9.331
31.103
Distribución de la cantidad de proyectos en evaluación en el SEIA por tipo
19.837
9.424
distribución de los mw de los proyectos de generación eléctrica en evaluación
104
17.795
5.653
5.555
Distribución de la inversión de los proyectos en evaluación en el SEIA en MMUSD
96,3%
2 5
64
99
123
95
128
174
197
247
206
169
152
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
129
18
30.503
0,5% 3,1%
61% 2%
12.776
37%
Inversión Ingresada al SEIA (MMUSD) Cantidad de proyectos ingresados Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
Gasoductos y Terminales Marítimos
Generación
RENOVABLE CONVENCIONAL
Desarrollo Minero de Petróleo y gas
LTE y Subestaciones
TÉRMICA ERNC
Variación de Proyectos Ingresados al SEIA para su Evaluación
2016
Inversión Ingresada al SEIA [MMUSD]
31.103 75%
2015
106
x5,6
2006
19% TCAC
Cantidad de proyectos ingresados
152 -10%
2015
x2,4 2006
Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
9,0% TCAC
107
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyectos energéticos en evaluación ambiental
03. Proyectos con RCA aprobada
Durante 2016, 120 proyectos energéticos obtuvieron la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) favorable, de los cuales 62 proyectos son de generación eléctrica (totalizando una potencia de 5.986 MW), 34 proyectos de transmisión eléctrica de alto voltaje y 24 proyectos de desarrollo minero de petróleo y gas. En conjunto suman una inversión de 13.979 MMUSD.
COMPOSICIÓN DEL TOTAL DE INVERSIÓN EN PROYECTOS ENERGÉTICOS EN MMUSD
A continuación presentamos la evolución y resumen de todos los proyectos energéticos que cuentan con RCA aprobada.
2016
2015
90%
Evolución de proyectos energéticos con RCA Aprobada en MMUSD
16.873
7.043
82%
5%
14.234
7%
16.527
4%
1.322
13%
14%
13.979
Generación 6.164
5.349
GASODUCTOS Líneas de Transmisión y Subestaciones
3.083
Desarrollo Minero de Petróleo y Gas, Proyectos de Puerto y Terminales Marítimos GNL
1.322 43 2006
82%
3%
13.979
17.840 14.234
6.542
2006
72
88
96
104
125
157
155
189
139
120
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Total por Año
Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
Acumulado
Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
Variación de la Inversión total de Proyectos Energéticos con RCA Aprobada en MMUSD
2016
13.979 -1,8% 2015
108
x18
2006
2016
Número de Proyectos
Inversión MMUSD
33% TCAC
120 -14%
2015
Variación de la Inversión de Proyectos Energéticos con RCA Aprobada en MMUSD
x3,1 2006
12% TCAC
Desarrollo Minero de Petróleo y Gas, Proyectos de Puerto y Terminales Marítimos GNL
567 -20%
2015
x17 2006
32% TCAC
Líneas de Transmisión y Subestaciones
1.907 5,1%
2015
x20
2006
Generación
35% TCAC
11.506 -1,8% 2015
x10
2006
25% TCAC
109
Anuario Estadístico de Energía 2016
Proyectos energéticos en evaluación ambiental
Detalle composición de proyectos de generación eléctrica con RCA aprobada en MW
Evolución de proyectos de generación eléctrica con RCA aprobada en MW y MMUSD 16.536 2.469 674 14.942
5.596 3.618 331 148
294 335 32 57 2005
1.193 486 60 161
2006
14.244 60 266
32 60 2.625 1.607 437 190
2007
5.797 886 958
5.437 1.185 134
3 300
4.215 477 172
58% 1%
65% 1%
22%
20%
5.986
11.506
1%
4% 3%
844
865
4.686
4.578
5.216
2009
2010
2011
2012
2013
2014
ERNC
Renovable convencional
Térmica
Inversión MMUSD
3.617 2015
4.910 2016
1% 7% 1% 5%
11%
1.122 2008
11.713
11.506 877 199
Detalle composición de proyectos de generación eléctrica con RCA aprobada en MMUSD
Biomasa
Carbón
Eólica
Solar
Hidro≤20 mw
Hidro>20 mw
DIÉSEL
Gas Natural
Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
Fuente: SEIA - Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
Variación de Proyectos de Generación Eléctrica con RCA Aprobada
2016
Térmica
ERNC
4.910 36%
2015
86,4% 2006
56% TCAC
Renovable Convencional
199 -34%
2015
110
6,2% 2006
877 351%
2,6%
2015
2006
10% TCAC
MMUSD
20% TCAC
11.506 -2%
2015
39,1
2006
44% TCAC
111
Anuario Estadístico de Energía 2016
Normativas sectoriales
Decreto Ley N°252 PRIMERA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
1931 1925
DECRETO CON FUERZA DE LEY N°323 LEY DE SERVICIOS DE GAS DECRETO CON FUERZA DE LEY N°244 SEGUNDA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOs 112
Ley Nº 19.030, Crea el Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo
LEY N°20.018 Ley Corta II
1987
DECRETO CON FUERZA DE LEY N°1 CUARTA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
Ley Nº20.805 PERFECCIONA SISTEMA DE LICITACIONES
LEY N°20.257 LEY ERNC
1989
1982 1959
Ley Nº19.940 Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos
Decreto con Fuerza de Ley N°2 NORMA CONTRATOS DE YACIMIENTOS HIDROCARBUROS
Decreto con Fuerza de Ley N°4 TERCERA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
Ley Nº 20.928 ESTABLECE MECANISMOS DE EQUIDAD EN LAS TARIFAS DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
2016
2012 1991
Ley Nº18.856, Modifica Decreto Con Fuerza De Ley N° 323, Ley de Servicios de Gas
2004
Reglamento de servicio de gas de red
2005
2008
LEY N°20.999 MODIFICA LA LEY DE GAS
2015
LEY N°20.571 Regula Tarifas de las Generadoras Residenciales
2017
LEY N°20.936 ESTABLECE UN NUEVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
113
Anuario Estadístico de Energía 2016
01. CRONOLOGÍA DE LAS PRINCIPALES NORMATIVAS ENERGÉTICAS NACIONALES Decreto Ley N° 252 (1925) Primera Ley General de Servicios Eléctricos. En 1925 se promulga la Ley General de Servicios Eléctricos para regular y uniformizar tanto la generación como el suministro energético que se ofrecía a la población.
Decreto con Fuerza de Ley N° 244 (1931) Segunda Ley General de Servicios Eléctricos. Aumenta el control del Estado sobre la actividad de las empresas concesionarias eléctricas, a través de la entrega de más atribuciones a la Dirección de Servicios Eléctricos.
Decreto con Fuerza de Ley N° 323 (1931)
Normativas sectoriales
Ley N° 19.030, crea el fondo de estabilización de precios del petróleo (1991) Creó el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que es un instrumento financiero que busca contrarrestar las alzas en los precios de las gasolinas (en todos sus octanajes), el diésel y el kerosene, vía mecanismo de otorgar créditos y/o cobrar gravámenes, según suban o bajen los precios.
Ley N° 19.940 (2004) Promulgada por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Introduce modificaciones a la LGSE con el objetivo principal de regular la toma de decisiones y el desarrollo de la expansión de la transmisión de electricidad. Los cambios se realizaron fundamentalmente respecto de la regulación de los sistemas de transporte de energía eléctrica.
Decreto Supremo N° 67 (2004) Reglamento de Servicio de Gas de Red
Ley de Servicio de Gas, que regula el régimen de concesiones, derechos y obligaciones de los concesionarios, venta de gas y tarifas de la distribución de gas por redes concesionadas.
Decreto Supremo promulgado por el Ministerio de Economía que crea un Reglamento para los Servicios de Gas de Red para regular la prestación y calidad del servicio de gas y la prestación de los servicios afines (concesionada y no concesionada).
Decreto con Fuerza de Ley N° 4 (1959)
Ley N° 20.018 (2005)
Tercera Ley General de Servicios Eléctricos. Se mantienen casi las mismas disposiciones para las concesiones privadas y públicas y las servidumbres. En el esquema tarifario se crea la Comisión de Tarifas, encargada de las fijaciones tarifarias y de los mecanismos de indexación (IPC).
La Ley Corta II introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, con el objetivo principal de estimular el desarrollo de inversiones en el segmento de generación a través de licitaciones de suministro realizadas por las empresas de distribución. También establece incentivos para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación.
Decreto con Fuerza de Ley N° 1 (1982) Cuarta Ley General de Servicios Eléctricos. En el año 1982 se promulga el DFL N°1/1982, ley que introduce la competencia y privatización del sector eléctrico chileno. Se establece un modelo de operación a mínimo costo global, y se fomenta que las empresas de generación puedan suscribir libremente contratos de abastecimiento con clientes libres y empresas distribuidoras (clientes regulados).
Decreto con Fuerza de Ley N° 2 (1987) Establece normas sobre contratos especiales de operación para la exploración y explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos.
Ley N° 18.856, modifica Modifica el Decreto con Fuerza de Ley N° 323, Ley de Servicios de Gas. El objetivo principal de la modificación fue extender el régimen de concesiones de distribución al transporte de gas y establecer con rango legal el régimen de precios y tarifario aplicable al servicio de gas en el país.
114
Ley N° 20.257 (Ley ERNC, 2008) La Ley ERNC introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, estableciendo la obligatoriedad para las empresas de generación eléctrica con capacidad superior a 200 MW, que suministran energía al SIC y SING, de acreditar un mínimo de 5% de sus inyecciones de energía con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC), ya sea directa o indirectamente.
Ley N° 20.571 (2012) Regula el pago de las tarifas de las generadoras residenciales y establece descuentos y reembolsos en la facturación, si proceden.
Ley N° 20.805 (2015) que perfecciona el sistema de licitaciones de suministro eléctrico para clientes sujetos a regulación de precios Modificación a la LGSE que tuvo por objeto asegurar suministro eléctrico bajo contrato para la totalidad de los clientes regulados, obtener precios de energía competitivos en un mercado preferentemente de largo plazo y garantizar el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación del sistema eléctrico.
115
Anuario Estadístico de Energía 2016
Ley N° 20.928 (2016) establece mecanismos de Equidad en las Tarifas de servicios eléctricos Modificación a la LGSE cuyo fin es disminuir las tarifas de los clientes regulados en aquellas comunas que posean centrales de generación de energía eléctrica. Por otra parte, busca acotar las diferencias de tarifas eléctricas residenciales entre las distintas zonas del país, propendiendo de esta manera a que exista una equidad tarifaria residencial.
Ley N° 20.936 (2016) que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional Modificación más importante y transversal a la LGSE desde las leyes N°19.940 (Ley Corta I) y N°20.018 (Ley Corta II), por la que en general, se prevén las bases para la coordinación y operación del sistema eléctrico nacional, estableciéndose un nuevo marco regulatorio para los sistemas de transmisión eléctrica, su tarificación y remuneración y, además, se crea un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional para llevar a cabo dicha función. La ley cuenta con dos artículos permanentes de modificaciones a diversos cuerpos legales, además de 29 disposiciones transitorias que regulan su entrada en vigencia, la que en ciertas materias se extiende hasta diciembre de 2034.
Normativas sectoriales
02. PROYECTOS DE LEY TRAMITADOS
N° Boletín
Materia / Proyecto
Fecha de ingreso proyecto
Estado
9890-08
Modifica el Decreto con Fuerza de Ley N° 323, de 1931, del Ministerio del Interior y otras disposiciones legales
29/01/2015
PUBLICADO EN EL DIARIO OFICIAL el 9 de Febrero de 2017
1061-08
Modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, para introducir mecanismos de equidad en las tarifas eléctricas
01/07/2015
PUBLICADO EN EL DIARIO OFICIAL el 20 de Julio de 2016
10240-08
Establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del Sistema Eléctrico Nacional
07/08/2015
PUBLICADO EN EL DIARIO OFICIAL el 22 de Junio de 2016
Ley N° 20.999 (2017), modifica la Ley de Servicios de Gas y otras disposiciones que indica Primera modificación sustantiva en el régimen de servicios de gas vigente desde la dictación de la Ley N° 18.856, en 1989. Esta ley subsana una serie de vacíos normativos pendientes de dictación desde esa fecha, manteniendo el régimen de libertad tarifaria sujeta a tarificación eventual (salvo en el caso de la Región de Magallanes, sujeto a tarificación permanente), pero rebajando la tasa máxima de rentabilidad permitida. Se subsanan los vacíos relativos a la determinación de la tasa de costo de capital y proceso tarifario que impedían a la autoridad fijar las tarifas como estaba previsto en el régimen vigente. Asimismo, se contempla por primera vez para esta industria, una instancia de solución de controversias ante un órgano técnico e independiente (Panel de Expertos), se incorporan una serie de reglas que reducen asimetrías regulatorias entre las empresas de gas concesionadas y no concesionadas, especialmente en materias como seguridad y calidad de servicio y cambios de proveedor de servicio, entre otras.
116
117
Anuario Estadístico de Energía 2016
03. NORMAS PUBLICADAS EN EL DIARIO OFICIAL 1. Resolución Exenta N°375, de 29 de abril de 2016, que Modifica Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, publicada en el Diario Oficial el 29 de abril de 2016. Ver 2. Decreto Exento N°373, de 23 de mayo de 2016, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes. Ver 3. Decreto N°4T, de 23 de mayo de 2016, que Fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158°de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver 4. Decreto N°106, de 8 de octubre de 2015, que aprueba Reglamento sobre Licitaciones de Suministro de Energía para satisfacer el consumo de los clientes regulados de las Empresas Concesionarias del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica y deroga el Decreto Supremo N°4, de 2008, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial el 16 de junio de 2016. Ver 5. Decreto N°33, de 9 de marzo de 2016, que modifica Decreto Supremo N°331, de 2009, de los Ministerios de Hacienda y de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba Reglamento de la Ley N° 20.365, que Establece Franquicia Tributaria respecto de Sistemas Solares Térmicos; publicado en el Diario Oficial el 17 de junio de 2016. Ver 6. Decreto N°6T, de 9 de mayo de 2016, que modifica Decreto Supremo N°23T de 2015, del Ministerio de Energía, que fija instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, el Área de Influencia Común, el Valor Anual de Transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016-2019, publicado en el Diario Oficial el 10 de junio de 2016. Ver 7. Decreto N°7T, de 17 de mayo de 2016, que fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158°de la Ley General de Servicios Eléctricos; publicado en el Diario Oficial el 17 de junio de 2016. Ver 8. Ley N°20.928 que Establece Mecanismos de Equidad en las Tarifas de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 22 de junio de 2016. Ver 9. Decreto N°5T, de 29 de abril de 2016, que fija Precios de Nudo para Suministros de Electricidad, publicado en el Diario Oficial el 2 de julio de 2016. Ver 10. Ley N°20.936 que Establece un Nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y Crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, publicada en el Diario Oficial el 20 de julio de 2016. Ver 11. Resolución Exenta N°537, de fecha 11 de julio de 2016, de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Norma Técnica de conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuidos en instalaciones de media tensión, publicada en el Diario Oficial el 18 de julio de 2016. Ver
118
Normativas sectoriales
12. Resolución Exenta N°8, de fecha 12 de julio de 2016, del Ministerio de Energía, que Nombra Integrantes y Secretaria Abogada del Panel de Expertos establecido en el Título VI de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 14 de julio de 2016. Ver 13. Decreto N°9T, de 25 de julio de 2016, que Fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, con motivo de Ley N°20.928, que Establece Mecanismos de Equidad en las Tarifas de Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial el 1 de septiembre de 2016. Ver 14. Decreto Supremo N°79, de 14 de junio de 2016, que declara fuerza mayor y modifica el Decreto Supremo N°5T, de fecha 9 de septiembre de 2013, del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 2 de agosto de 2016. Ver 15. Decreto Supremo N°8T, de 11 de julio de 2016, que Fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158°de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial el 6 de agosto de 2016. Ver 16. Resolución Exenta N°628, de fecha 23 de agosto de 2016, de la Comisión Nacional de Energía, que Establece “Procedimiento que regula la obligación de informar a la Comisión Nacional de Energía los contratos de compraventa y transporte de Gas Natural, en estado líquido o gaseoso, y de recepción, almacenamiento, transferencia y/o regasificación de Gas Natural Licuado”, publicada en el Diario Oficial el 29 de agosto de 2016. Ver 17. Resolución Exenta N°630, de fecha 25 de agosto de 2016, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 571, de 2016, que aprueba Normas sobre funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y el procedimiento para la primera elección de los miembros del Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y de su Presidente, publicada en el Diario Oficial el 13 de septiembre de 2016. Ver 18. Resolución Exenta N°638, de fecha 29 de agosto de 2016, de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba “Norma Técnica para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen gas natural regasificado”, publicada en el Diario Oficial el 2 de septiembre de 2016. Ver 19. Resolución Exenta N°641, de fecha 30 de agosto de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que Establece plazos, requisitos y condiciones para la fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo, publicada en el Diario Oficial el 3 de septiembre de 2016. Ver 20. Resolución Exenta N°659, de fecha 12 de septiembre de 2016, que Fija plazos, requisitos y condiciones para declarar en construcción las nuevas instalaciones de Generación y Transmisión que se interconecten al Sistema Eléctrico en los términos del artículo 72° -17 de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 16 de septiembre de 2016. Ver 21. Decreto Supremo N°128, de fecha 27 de septiembre de 2016, que aprueba reglamento para centrales de bombeo sin variabilidad hidrológica, publicado en el Diario Oficial el 12 de octubre de 2016. Ver 22. Resolución Exenta N°17, de fecha 30 de septiembre de 2016 del Ministerio de Energía, que da inicio al Procedimiento de Evaluación Ambiental Estratégica de la Política Energética para Aysén al año 2050, publicada en el Diario Oficial el 13 de octubre 2016. Ver
119
Anuario Estadístico de Energía 2016
23. Resolución Exenta N°18, de fecha 14 de octubre de 2016 del Ministerio de Energía, Declárase abierto el proceso de inscripción en el registro de participación ciudadana del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo señalado en la Ley N°20.936 y establece sus plazos y condiciones, publicado en el Diario Oficial el 19 de octubre 2016. Ver 24. Resolución Exenta N°713, de fecha 19 de octubre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que incorpora anexos que indica en la Norma Técnica con Exigencias de Seguridad y Calidad de Servicio, publicada en el Diario Oficial el 25 de octubre de 2016. Ver 25. Resolución Exenta N°754, de fecha 3 de noviembre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba Plan de Trabajo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2016, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72° -19 de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 10 de noviembre de 2016. Ver
Normativas sectoriales
33. Decreto Supremo N°122, de fecha 13 de septiembre de 2016 del Ministerio de Energía, que Modifica Decreto Supremo N°327, de 1997, del Ministerio de Minería, que fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial el 30 de diciembre de 2016. Ver 34. Resolución Exenta N°908, de fecha 23 de diciembre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba los grupos de consumo que se indican, de conformidad a lo establecido en el Artículo 6°de la Resolución CNE N°164 exenta, de 2010, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Resolución N°386 exenta, de 2007, de la Comisión Nacional de Energía, que Establece normas para la adecuada aplicación del Artículo 148°del DFL N°4, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 30 de diciembre de 2016. Ver
26. Resolución Exenta N°15.535, de fecha 6 de octubre de 2016 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que Aprueba instrucción técnica de diseño y ejecución de las instalaciones de generación eólicas conectadas a redes de distribución, publicada en el Diario Oficial el 18 de noviembre de 2016. Ver 27. Resolución Exenta N°778, de fecha 15 de noviembre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que establece plazos, requisitos y condiciones para la fijación de Precios de Nudo Promedio, publicada en el Diario Oficial el 18 de noviembre de 2016. Ver 28. Resolución Exenta N°779, de fecha 15 de noviembre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, Declárese abierto el proceso para formar el Registro Público de Consultores, a que se refiere el artículo 135°ter de la Ley General de Servicios Eléctricos y aprueba formularios que indica, publicada en el Diario Oficial el 21 de noviembre de 2016. Ver 29. Resolución Exenta N°792, de fecha 23 de noviembre de 2016 de la Comisión Nacional de Energía, que fija normas de procedimiento para la dictación de normas técnicas para el funcionamiento del sector eléctrico en los términos del artículo 72° -19 de la Ley General de Servicios Eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 28 de noviembre de 2016. Ver 30. Resolución Exenta N°15.469, de fecha 30 de septiembre de 2016 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que Establece condiciones, etapas y plazos para la implementación del procedimiento de valorización de los derechos relacionados con el uso del suelo, a que se refiere el artículo vigesimotercero transitorio de la Ley N°20.936, publicada en el Diario Oficial el 03 de diciembre de 2016. Ver 31. Decreto Supremo N°10T, de fecha 27 de septiembre de 2016 del Ministerio de Energía, que Rectifica Decreto Supremo N°9T, de 2016, que Fija precios de nudo promedio en el Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, con motivo de Ley N°20.928, que Establece Mecanismos de equidad en las Tarifas de Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial el 15 de diciembre de 2016. Ver 32. Decreto Supremo N°115, de fecha 23 de agosto de 2016 del Ministerio de Energía, que Modifica Decreto Supremo N°7, de 2015, del Ministerio de Energía, que autoriza a empresa AES GENER S.A. a exportar energía eléctrica a la República Argentina y déjase sin efecto el Decreto Supremo N°106, de 2016, del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 24 de diciembre de 2016. Ver
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04. NORMAS NO PUBLICADAS EN EL DIARIO OFICIAL 1. Resolución Exenta N°315, de fecha 5 de abril de 2016, que actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción. Ver 2. Resolución Exenta N°328, de fecha 13 de abril de 2016, que aprueba Informe Preliminar de Licitaciones, a que se refiere el artículo 131°ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver 3. Resolución Exenta N°330, de fecha 15 de abril de 2016, que aprueba “Informe de Proyecciones de Precios de Combustibles 2016-2031”, de marzo de 2016. Ver 4. Resolución Exenta N°331, de fecha 15 de abril de 2016, que aprueba Informes Técnicos Definitivos para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de abril de 2016 del Sistema Interconectado del Norte Grande y del Sistema Interconectado Central. Ver 5. Resolución Exenta N°373, de fecha 22 de abril de 2016, que rectifica Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal para el cuadrienio 20162019, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°616 de 2015. Ver 6. Resolución Exenta N°374, de fecha 22 de abril de 2016, que comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 7. Resolución Exenta N°388, de fecha 29 de abril de 2016, que dispone publicación de precios de energía y potencia en las subestaciones de distribución primarias de los Sistemas Medianos de Cochamó, Hornopirén, Aysén, Palena, General Carrera, Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. Ver 8. Resolución Exenta N°389, de fecha 29 de abril de 2016, que informa favorablemente Procedimiento DO: “Costos de Combustibles de las Centrales Generadoras del SING” Ver 9. Resolución Exenta N°390, de fecha 29 de abril de 2016, que aprueba modificaciones a Informes Técnicos Definitivos para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de Abril de 2016 del Sistema Interconectado del Norte Grande y del Sistema Interconectado , aprobados por Resolución Exenta N° 331, de 2016, de la CNE. Ver 10. Resolución Exenta N°397, de fecha 4 de mayo de 2016, que actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción. Ver 11. Resolución Exenta N°401, de fecha 9 de mayo de 2016, que informa y comunica nuevos valores del costo de falla de corta duración en el Sistema Interconectado Central y en el Sistema Interconectado del Norte Grande. Ver 12. Resolución Exenta Nº 425, de fecha 19 de mayo de 2016, que aprueba respuestas a observaciones al Informe de Licitaciones, a que se refiere el artículo 131 ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver 13. Resolución Exenta Nº 426, de fecha 19 de mayo de 2016, que aprueba Informe Final de Licitaciones, a que se refiere el artículo 131°ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
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Normativas sectoriales
14. Resolución Exenta N°435, de fecha 25 de mayo de 2016, que comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 15. Resolución Exenta N°436, de fecha 25 de mayo de 2016, que dispone publicación del listado de precios de energía y potencia de las subestaciones de distribución primarias del Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande. Ver 16. Resolución Exenta N°442, de fecha 30 de mayo de 2016, que aprueba modificaciones a Informes Técnicos Definitivos para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de Abril de 2016 del Sistema Interconectado del Norte Grande y del Sistema Interconectado Central, aprobados por Resolución Exenta N°331, de 2016, y modificados por Resolución Exenta N°390, de 2016, ambas de la Comisión Nacional de Energía. Ver 17. Resolución Exenta N°444, de fecha 31 de mayo de 2016, que Modifica Resolución Exenta N°383 de 2016, que establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación que indica. Ver 18. Resolución Exenta N°447, de fecha 2 de junio de 2016, que Aprueba Norma de Participación Ciudadana de la CNE y deja sin efecto la Resolución Exenta N°708, de 30 de diciembre de 2014. Ver 19. Resolución Exenta N°448, de fecha 2 de junio de 2016, que Establece composición, atribuciones y funcionamiento del Consejo de la Sociedad Civil de la CNE y efectúa designaciones que indica. Ver 20. Resolución Exenta N°449, de fecha 2 de junio de 2016, que Actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción. Ver 21. Resolución Exenta N°459, de fecha 10 de junio de 2016, que Modifica Resolución Exenta N°268 de 2015, que aprueba Bases de Licitación Pública Nacional e Internacional para el suministro de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios, Licitación de Suministro 2015/01, modificada por Resolución Exenta N°652, de 2015 y por Resolución Exenta N°286, de 2016. Ver 22. Resolución Exenta N°495, de fecha 17 de junio de 2016, Informa favorablemente Procedimiento DO “Declaración de Costos de Combustibles”, de conformidad a lo previsto en el artículo 10°del Decreto Supremo N°291, de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Ver 23. Resolución Exenta N°499, de fecha 22 de junio de 2016, que Informa favorablemente “Reglamento Interno del CDEC-SIC”, de conformidad a lo previsto en el artículo 8°del Decreto Supremo N°291, de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, salvo disposiciones que indica. Ver 24. Resolución Exenta N°500, de fecha 22 de junio de 2016, que Dispone publicación del listado de precios de energía y potencia de las subestaciones de distribución primarias del Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande. Ver 25. Resolución Exenta N°526, de fecha 5 de julio de 2016, que Actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción. Ver 26. Resolución Exenta N°527, de fecha 5 de julio de 2016, que Modifica Resolución Exenta N°268 de 2015, que aprueba Bases de Licitación Pública Nacional e Internacional para el suministro de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios, Licitación de Suministro 2015/01, modificada por Resolución Exenta N°652 de 2015, por Resolución Exenta N°286 de 2016 y por Resolución Exenta N°459 de 2016. Ver
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27. Resolución Exenta N°536, de fecha 11 de julio de 2016, que Modifica Resolución Exenta N°268 de 2015, que aprueba Bases de Licitación Pública Nacional e Internacional para el suministro de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios, Licitación de Suministro 2015/01, modificada por Resolución Exenta N°652, de 2015 y Resoluciones Exentas N°286, N°459 y N°527, todas de 2016. Ver 28. Resolución Exenta N°545, de fecha 14 de julio de 2016, que Complementa solicitud de información comunicadas en Artículo Segundo de las resoluciones N°389 y 495, ambas de 2016, de la Comisión Nacional De Energía. Ver
40. Resolución Exenta N°647, de fecha 6 de septiembre de 2016, que dispone publicación del listado de precios de Energía y Potencia de las Subestaciones de Distribución Primarias del Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande. Ver 41. Resolución Exenta N°668, de fecha 14 de septiembre de 2016, que establece procedimiento especial para la adecuada implementación del proceso ad-hoc de determinación de instalaciones de Transmisión Zonal de ejecución obligatoria, a que se refiere el Artículo Decimotercero Transitorio de la Ley 20.936. Ver
29. Resolución Exenta N°549, de fecha 14 de julio de 2016, que Llama a licitación pública y aprueba Bases Administrativas, Técnicas y Anexos, para la contratación del estudio denominado “Estudio Técnicoeconómico de alternativas de desarrollo de transmisión”.
42. Resolución Exenta N°671, de fecha 16 de septiembre de 2016, que modifica texto de las Bases de Licitación de las Obras Nuevas contempladas en el Decreto Exento N°373 de 2016, del Ministerio de Energía, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, aprobadas mediante Resolución Exenta CNE N°567, de 2016. Ver
30. Resolución Exenta N°558, de fecha 15 de julio de 2016, que Aprueba Circular Aclaratoria N°4, del Proceso “Licitación de Suministro 2015/01”. Ver
43. Resolución Exenta N°675, de fecha 22 de septiembre de 2016, que declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
31. Resolución Exenta N°567, de fecha 22 de julio de 2016, que Aprueba Bases de Licitación de las Obras Nuevas contempladas en el Decreto Exento N°373, de 2016, del Ministerio de Energía, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2015-2016. Ver
44. Resolución Exenta N°680, de fecha 26 de septiembre de 2016, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
32. Resolución Exenta N°570, de fecha 26 de julio de 2016, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 33. Resolución Exenta N°571, de fecha 26 de julio de 2016, que Aprueba normas sobre funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y el procedimiento para la primera elección de los miembros del Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y de su Presidente. Ver 34. Resolución Exenta N°597, de fecha 4 de agosto de 2016, que Instruye la entrega de información relativa al mecanismo de remuneración de los servicios complementarios contenidos en el Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios, establecido en el Decreto Supremo N°130 de 2011 del Ministerio de Energía. Ver 35. Resolución Exenta N°600, de fecha 4 de agosto de 2016, que Actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción. Ver 36. Resolución Exenta N°604, de fecha 9 de agosto de 2016, que Aprueba Circular Aclaratoria N°5, del Proceso “Licitación de Suministro 2015/01”. Ver 37. Resolución Exenta N°609, de fecha 10 de agosto de 2016, que Dispone publicación del listado de precios de energía y potencia de las subestaciones de distribución primarias del Sistema Interconectado Central y del Sistema Interconectado del Norte Grande. Ver 38. Resolución Exenta N°630, de fecha 25 de agosto de 2016, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 571, de 2016, que Aprueba Normas sobre funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y el procedimiento para la primera elección de los miembros del Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y de su Presidente. Ver 39. Resolución Exenta N°634, de fecha 26 de agosto de 2016, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
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Normativas sectoriales
45. Resolución Exenta N°717, de fecha 19 de octubre de 2016, téngase presente para todos los efectos legales y administrativos el nombramiento del primer Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, efectuado por el Comité Especial de Nominaciones, según acta que indica. Ver 46. Resolución Exenta N°724, de fecha 24 de octubre de 2016, Fíjase nueva metodología para la estimación del precio de corto plazo del kerosene doméstico, de conformidad al artículo 2°de la Ley N° 19.030 de 1991, que Crea el Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo. Ver 47. Resolución Exenta N°731, de fecha 25 de octubre de 2016, que comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 48. Resolución Exenta N°733, de fecha 26 de octubre de 2016, de convocatoria al proceso de conformación del Consejo Consultivo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía, año 2016. Ver 49. Resolución Exenta N°734, de fecha 26 de octubre de 2016, que modifica Resolución Exenta N°668 de 2016, que establece procedimiento especial para la adecuada implementación del proceso ad-hoc de determinación de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria, a que se refiere el artículo decimotercero transitorio de la Ley N°20.936. Ver 50. Resolución Exenta N°736, de fecha 27 de octubre de 2016, que declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver 51. Resolución Exenta N°773, de fecha 10 de noviembre de 2016, Resolución de inicio del proceso de elaboración de norma técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución de la Comisión Nacional de Energía, en conformidad a lo dispuesto en la resolución CNE N°754 de 2016, que aprueba Plan de Trabajo Anual para elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2016. Ver 52. Resolución Exenta N°795, de fecha 24 de noviembre de 2016, Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
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Anuario Estadístico de Energía 2016
53. Resolución Exenta N°825, de fecha 24 de noviembre de 2016, Resolución de inicio del proceso de elaboración de norma técnica de homologación de las materias contenidas en los procedimientos DO y DP de Servicios Complementarios a los que se refiere el Decreto N°130 de 2011, del Ministerio de Energía, en conformidad a lo dispuesto en la Resolución CNE N°754, de 2016, que aprueba Plan de Trabajo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2016. Ver 54. Resolución Exenta N°826, de fecha 24 de noviembre de 2016, Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en la elaboración de norma técnica de Calidad de Servicio de Distribución, de conformidad a la Resolución CNE N°773 de 2016, y fija plazo para la celebración de la primera sesión de constitución del mismo. Ver 55. Resolución Exenta N°827, de fecha 24 de noviembre de 2016, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 56. Resolución Exenta N°845, de fecha 7 de diciembre de 2016, que Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en la elaboración de Norma Técnica de Homologación de las materias contenidas en Procedimientos DO y DP de Servicios Complementarios a los que se refiere el Decreto N°130 de 2011, del Ministerio de Energía, en conformidad a la Resolución CNE N°825 de 2016, y fija plazo para la celebración de la primera sesión de constitución del mismo. Ver 57. Resolución Exenta N°846, de fecha 12 de diciembre de 2016, que Aprueba informe técnico definitivo para la fijación de precios nudo promedio del Sistema Interconectado Central y del Sistema Interconectado del Norte Grande de enero de 2017. Ver 58. Resolución Exenta N°849, de fecha 12 de diciembre de 2016, que Aprueba Bases Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional para el suministro de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios, Licitación 2017/01. Ver 59. Resolución Exenta N°861, de fecha 15 de diciembre de 2016, que Rectifica y reemplaza informe técnico definitivo para la fijación de precios de nudo promedio del Sistema Interconectado Central y del Sistema Interconectado del Norte Grande de enero de 2017, aprobado por Resolución Exenta N°846 de 2016. Ver 60. Resolución Exenta N°888, de fecha 19 de diciembre de 2016, que Modifica texto de las Bases de Licitación de las Obras Nuevas contempladas en el Decreto Exento N°373 de 2016, del Ministerio de Energía, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal para los doce meses siguientes, aprobadas mediante Resolución Exenta CNE N°567, de 2016. Ver 61. Resolución Exenta N°889, de fecha 19 de diciembre de 2016, Designa representantes del Consejo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía y fija plazo para su primera reunión de constitución. Ver 62. Resolución Exenta N°910, de fecha 23 de diciembre de 2016, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver 63. Resolución Exenta N°914, de fecha 26 de diciembre de 2016, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
Normativas sectoriales
instalaciones de transmisión, de conformidad al literal i) del artículo 72° -8, de la Ley General de Servicios Eléctricos, sobre los Sistemas de Información Pública del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Ver 65. Resolución Exenta N°938, de fecha 29 de diciembre de 2016, que Aprueba revisión de Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios 2015 y nuevo Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios 2016, todos del CDEC-SIC, de conformidad a lo previsto en el artículo 6°del Decreto Supremo N°130 de 2011 del Ministerio de Energía. Ver 66. Resolución Exenta N°939, de fecha 29 de diciembre de 2016, que Aprueba Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios 2016 del CDEC-SING, de conformidad a lo previsto en el artículo 6°del Decreto Supremo N°130 de 2011 del Ministerio de Energía, con excepción de la sección que indica. Ver 67. Resolución Exenta N°940, de fecha 29 de diciembre de 2016, que Aprueba Informe Técnico relativo al Artículo Undécimo Transitorio de la Ley N°20.936, sobre ajustes al contenido del Decreto Supremo N° 14 de 2012, que fija tarifas de Sistemas de Subtransmisión y de Transmisión Adicional y sus fórmulas de indexación. Ver 68. Resolución Exenta N°941, de fecha 29 de diciembre de 2016, Resolución de inicio del proceso de elaboración de Anexos de la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio, en conformidad a lo dispuesto en la Resolución CNE N°754 de 2016, que Aprueba plan de trabajo anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2016. Ver 69. Resolución Exenta N°942, de fecha 30 de diciembre de 2016, Declárase abierto el proceso para formar el registro de instituciones y usuarios interesados, a que se refiere el artículo 131°ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
05. DICTÁMENES DEL PANEL DE EXPERTOS 2016
1. Dictamen N°1-2016, de 22 de marzo de 2016, sobre discrepancia con el Informe Anual 2016 de cálculo de los pagos por peajes, cargos únicos e ingreso tarifario esperado por tramo del Sistema Troncal del SING, de la Dirección de Peajes del CDEC-SING. Ver 2. Dictamen N°2-2016, de 22 de marzo de 2016, sobre Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Período 2015-2016 Ver
3. Dictamen N°3-2016, de 22 de marzo de 2016, sobre discrepancia respecto del Informe anual 2016, Cálculo de Peajes por el Sistema de Transmisión Troncal del SIC, de la DP del CDEC-SIC. Ver 4. Dictamen N°5-2016, de 5 de septiembre de 2016, sobre discrepancia de Enel Green Power contra la DO del CDEC SIC, respecto de parámetros operacionales de la Central Termoeléctrica Guacolda. Ver
64. Resolución Exenta N°921, de fecha 28 de diciembre de 2016, que Establece disposiciones que indica, para la publicación de la información relativa a la Anualidad del V.I. y C.O.M.A. de cada una de las
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Anuario Estadístico de Energía 2016
Balance nacional de energía
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
El Balance Nacional de Energía, o BNE, corresponde a un instrumento de contabilización de los flujos de energía en cada una de las etapas de la cadena energética, y las relaciones de equilibrio entre la oferta y la demanda por las cuales la energía se produce, se intercambia con el exterior, se transforma y se consume, tomando como sistema de análisis el ámbito de un país y para un periodo determinado de tiempo. La relevancia del BNE se basa en su múltiple utilidad: proporciona un punto de partida natural para la construcción de varios indicadores de consumo de energía, revela el grado de dependencia del país para cada tipo de energía y la relativa importancia de los diferentes suministros de combustibles en su contribución a la economía, entre otros. El BNE, además, constituye un elemento esencial para la formulación de políticas energéticas y la planificación energética nacional, sirviendo también de base para el análisis del impacto medioambiental del uso energético y para la elaboración del inventario de gases de efecto invernadero.
Sector Industrial
Petróleo Crudo Refinería Petróleo
Carbón
Energía Hídrica
Oferta Total
Gas Natural
Disponible Total
Biomasa Leña
Sector Transporte
Energía Eólica Biogás Solar
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Electricidad
Sector Comercial, Público y Residencial
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Balance nacional de energía
01. MATRIZ DE ENERGÍA PRIMARIA
La matriz de energía primaria representa el aprovisionamiento energético del país, considerando la producción de recursos energéticos de Chile y los flujos de importación y exportación. Durante el año 2015 alcanzó un total de 326.989 teracalorías (TCal). El principal aporte proviene de los combustibles fósiles (petróleo crudo, gas natural y carbón) que suman un 70%. El resto lo conforman la producción de biomasa (23%), y en menor proporción hidroelectricidad, solar y eólica con un 7%.
Total de la Oferta de Energía Primaria en Chile en TCal 2015
2005
2014 28,5%
32,9%
26,9%
24,5%
22,6%
23,5%
39,4% 9,6% 16,0% 7,9%
326.989
Evolución de la Oferta de Energía Primaria en Chile entre 2005 y 2015 en TCal 314.590
286.762 295.163 258.608 249.958 248.490 247.258
339.525
314.163 326.989
314.163
6,2% 0,6% 0,3% 0,3% 14,6%
275.849
286.762
27,1%
6,3% 0,4% 0,1% 0,2% 12,0%
Petróleo Crudo
Gas Natural
Carbón
Hidroelectricidad
Eólica
Solar
Biomasa
Biogás
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Variación de Oferta de Energía Primaria en TCal por tipo de energético
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
2015
GAS NATURAL
PETRóLEO CRUDO
47.728 26%
2014
-38% -4,7%
2005
TCAC
2015
Variación total de Oferta de Energía Primaria en TCal
326.989 4,1%
2014
130
0,2%
2014
14%
2005
1,3%
TCAC
61%
2005
4,9% TCAC
SOLAR
1.084 x2,6
2014
x5,9
2012
93.192 -10%
2014
-18% -1,9%
2005
TCAC
HIDROELéCTRICA
BIOMASA
74.050
CARBóN
20.311 2,5%
2014
-10%
2005
87.894 14%
2014
x3,2
2005
12% TCAC
EóLICA
-1,1% TCAC
1.818 47%
2014
x303
2005
77% TCAC
BIOGáS
19% TCAC
911
58% x13,2
2014
2009
29% TCAC
131
Anuario Estadístico de Energía 2016
Balance nacional de energía
CONSUMO FINAL DE ENERGÍA SEGÚN TIPO DE ENERGÉTICO
02. CONSUMO FINAL DE ENERGÍA
Se presenta la matriz de demanda de energía, la cual muestra la estructura del consumo final de energía por tipo de fuente, que en el año 2015 alcanzó un valor total de 278,061 TCal, compuesta por los combustibles Derivados del Petróleo (56%), Electricidad (22%), Biomasa (15%), Gas Natural (6%) y Carbón (1%).
La matriz de consumo final de energía del balance nacional, grafica el comportamiento del consumo del país. En este caso, se puede observar una evolución del valor absoluto en el consumo y su evolución en el tiempo, y a continuación una representación gráfica de la composición tanto por combustible como por sector de consumo.
Total del Consumo Final por Energético en Chile en TCal
2015
2014
12% 4% 8%
2005
10% 11% 25%
10% 11% 25%
Evolución del Consumo Final en Chile entre 2005 y 2015 en TCal 19%
22%
252.958 256.630 250.981 256.612 234.009 242.293
2005
2006
2007
2008
2009
2010
273.494
2011
278.061
285.391 299.296 278.667 278.061
2012
2013
2014
278.667
6% 1%
4%
15%
17%
26% 6%
22% 5%
9% 4% 17% 22% 5%
Petróleo Diésel
Gas Licuado de Petróleo
GAS NATURAL Y DERIVADOS
Gasolina
Kerosene
Otros Derivados de Petróleo
Electricidad
CARBÓN Y SUS DERIVADOS
2015
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
Variación del consumo final por energético en chile en TCal
2015
2015
Gas Natual y Derivados
17.764 S/I
2014
-15% -1,6%
2005
TCAC
Petróleo Diésel
Variación total del consumo final en chile en TCal
79.660 12%
2014
278.061 -0,1%
2014
132
234.009
9%
Biomasa
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
2015
19%
19%
2005
1,7%
TCAC
54%
2005
9,1%
2014
69%
2005
4.394 11%
2014
-51% -7,0%
2005
TCAC
Gas Licuado de Petróleo
4,4% TCAC
12.973 -18%
2014
9,1%
2005
0,9% TCAC
Otros Derivados de Petróleo
Kerosene
13.353
Carbón y sus Derivados
5,4% TCAC
16.261 -27%
-36% -4,4%
2014
2005
TCAC
Biomasa
37.428 -6,9% 2014
-7,1% -0,7%
2005
TCAC
Gasolina
35.049 2,0%
2014
48%
2005
4,0% TCAC
Electricidad
61.180 1,4%
2014
42%
2005
3,6% TCAC
133
Anuario Estadístico de Energía 2016
Balance nacional de energía
CONSUMO FINAL DE ENERGÍA SEGÚN SECTOR Se presenta el consumo final de energía del año 2015 desagregado por sector. Los sectores que más demandan energía en el año 2015 son Transporte (35%), seguido por la Industria y Minería (39%) y el Consumo Residencial* (21%). Finalmente, y con igual proporción de consumo, se encuentran el sector comercial y público, y el consumo propio del sector energía (en total con un 5%).
03. CONSUMOS REGIONALES
Total del Consumo Final por Sector en Chile en TCal 2015
DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGUN SECTORES
2014
2005
39% 21%
133.735
39% 21%
33% 25%
6%
6%
1%
2%
99.971
234.009
71.181
33%
2015
Sector Industrial y Minero
Sector Transporte
96.939 5,2%
2014
21%
2005
1,9% TCAC
Sector Energético: AutoConsumo
11.123 -29%
2014
-19%
2005
109.713 -0,4% 2014
43%
2005
3,7%
TCAC
Sector Comercial, Público y Residencial
58.675
16.452
12.561
14.728
14.309
Magallanes
Aysén
Los Ríos
4.347 Los Lagos
Variación del consumo final por sector en chile en TCal
19.556
Araucanía
Arica y Parinacota
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
15.298
9.365
Biobío
5.099
11.769
Del Maule
Cons. No Energético - Industrial
O´higgins
Energético: AutoConsumo
24.449
Comercial, Público y Residencial
Metropolitana
Industrial y Minero
Valparaíso
Transporte
34%
Coquimbo
35%
Atacama
278.351
Antofagasta
278.061
84.600
Tarapacá
4% 1%
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
0,8%
-0,6% -0,1%
2014
2005
TCAC
ConsUMO No Energético - Industrial
-2,1% TCAC
1.611 -30%
-65% -9,9%
2014
2005
TCAC
*La información de consumo de Biomasa correspondiente al año 2014 es obtenida a través de una nueva metodología consistente en una encuesta representativa a nivel nacional para los sectores residencial, comercial y público. Esto da cuenta de la variación del consumo entre los años 2013 y 2014”
134
135
Anuario Estadístico de Energía 2016
Balance nacional de energía
ENERGÍA
TRANSFORMACIÓN
USO NO ENERGÉTICO
TRANSPORTE
MINERÍA
8% 13% 38% 2% 7% 3% 15% 14%
14% 5% 39% 0% 0% 5% 11% 25%
Biobío
Araucanía
9% 5% 63% 0% 0% 2% 7% 15%
16% 1% 44% 0% 0% 9% 3% 27%
11% 0% 15% 0% 0% 2% 33% 37%
8% 0% 2% 65% 0% 0% 3% 22%
Magallanes
8% 6% 31% 0% 2% 17% 22% 14%
Aysén
16% 1% 7% 4% 1% 8% 32% 31%
Los Lagos
34% 0% 1% 11% 0% 6% 26% 21%
Los Ríos
17% 22% 3% 6% 1% 4% 18% 28%
Del Maule
17% 0% 1% 0% 0% 4% 36% 40%
O´higgins
8% 7% 0% 0% 5% 1% 27% 51%
Metropolitana
8% 5% 0% 2% 0% 1% 33% 51%
Valparaíso
12% 7% 0% 0% 0% 1% 27% 52%
Coquimbo
Magallanes
INDUSTRIA
22% 1% 1% 0% 0% 2% 23% 52%
Atacama
0,0% 12% 38% 4% 3% 20% 22%
Antofagasta
0,0% 27% 7% 32% 5% 0% 29%
Tarapacá
0,0% 31% 10% 0% 16% 0% 43%
Arica y Parinacota
0,0% 13% 28% 0% 39% 0% 20%
Aysén
Del Maule
0,0% 22% 33% 0% 20% 0% 25%
CPR
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
136
0,9% 5% 70% 1% 15% 3% 5%
Los Lagos
0,0% 6% 53% 1% 27% 0% 13%
Los Ríos
0,0% 29% 23% 20% 10% 0% 18%
Araucanía
0,0% 41% 11% 8% 16% 0% 24%
DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGúN ENERGÉTICOS
Biobío
0,4% 12% 72% 3% 5% 3% 4%
O´higgins
Antofagasta
0,0% 31% 16% 33% 7% 0% 13%
Metropolitana
Tarapacá
0,0% 13% 59% 21% 4% 1% 2%
Valparaíso
0,0% 18% 50% 24% 4% 2% 3%
Coquimbo
0,0% 33% 22% 32% 7% 1% 5%
Atacama
0,0% 43% 1% 38% 9% 0% 10%
Arica y Parinacota
DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGúN SECTORES
Diésel
GLP
Electricidad
Carbón y Derivados
GN y Derivados
Otros Derivados Petróleo
Biomasa
Gasolinas y Kerosene
Fuente: Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
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Anuario Estadístico de Energía 2016
Indicadores internacionales y financieros
Indicadores Internacionales y Financieros
138 138
139
Anuario Estadístico de Energía 2016
Indicadores internacionales y financieros
01. Indicadores financieros Comparativo Evolución de los Indicadores Financieros Índices Base Promedio 2006 = 1,00. 1,234 1,234
1,276 1,276
Evolución UF y UTM
1,075 1,075
1,144
1,000 1,000 1,000 1,000
1,074
0,984 0,984
0,986 0,986 0,986
1,168
0,912 0,912
0,962 0,962
0,918 0,918
2007
1,276 43.853
1,137 1,055 1,055
1,055 0,984
2008
1,234
1,091
1,125
Euro
35.770 31.841
1,075
1,010 1,016
36.864
0,918
2011 DÓLAR
39.623
32.906
26.023
0,940
2010
38.287
37.112
40.290
0,988
0,962
2009
45.620
41.984
0,912 2006
0,933 0,933
2012
18.162
0,933 2013
2014
2015
2016
2006
18.790
2007
20.429
2008
21.007
21.172
2009
2010 UF
UTM
UF
Fuente: Banco Central
21.846
22.599
22.981
2011
2012
2013
23.961
2014
25.022
2015
2016
UTM Fuente: Superintendencia de Bancos e Instituciones Financieras
Evolución tasa de cambio dólar y euro a pesos chilenos 761
778
757 726
715 677
666
VARIACIÓN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES FINANCIEROS
672
658
677
626
654
2006
523
2007
522
2008
510
2009
2010
483
487
2011
2012
749 3,2%
2015
2014
2015
2016
13% 2006
26.023 4,0%
2015
Euro
USD_BC
1,2% TCAC
UF_SBIF
495 2013
Euro_BC
2016
570
560 530
749
43%
2006
677 3,5%
2015
28% 2006
2,5% TCAC
UTM_SBIF
3,7% TCAC
45.620 4,0%
2015
43%
2006
3,7% TCAC
DÓLAR
Fuente: Banco Central
140
141
GLOSARIO $ Pesos chilenos ATD Área Típica de Distribución bbl Barril BID Banco Interamericano de Desarrollo Btu British Thermal Unit CDAT Costo de Distribución de Alta Tensión CDBT Costo de Distribución de Baja Tensión CEC Cooperativa Eléctrica Curicó CEO Chief Executive Officer CGED Compañía General de Eléctricidad y Distribución CNE Comisión Nacional de Energía cUSD Centavos de Dólar EEC Empresas Eléctricas de Chile EEPA Empresa Eléctrica de Puente Alto ERNC Energía Renovable No Convencional GNL Gas Natural Licuado GWh Giga Watt Hora Hectómetros Cúbicos hm3 IPAI Índice de Precio del Aluminio IPC Índice de Precios al Consumidor IPCu Índice de Precio del Cobre IPP Índice de Precios al Productor de Industrias kg kilogramo kV kilo-volt kW kilowatt kWh kilowatt-hora LGSE Ley General de Servicios Eléctricos M Miles m.s.n.m. Metros Sobre el Nivel del Mar MM Millones mm milimetros MVA Mega Volt Ampere MW Mega Watt OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico Pe Precio Equivalente Energía PMM Precio Medio de Mercado PMON Precio Monómico PNE Precio Nudo de Energía PNP Precio Nudo de Potencia Pp Precio Equivalente Potencia PPI Producer Price Index RCA Resolución de Calificación Ambiental S/E Subestación SIC Sistema Interconectado Central SING Sistema Interconectado Norte Grande SSMM Sistemas Medianos TCAC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto Ton Toneladas USD Dólar Observado VAD Valor Agregado de Distribución
Anuario Estadístico de Energía 2006-2016 Una publicación de Comisión Nacional de Energía Chile Unidad de Información y Estadísticas: Mauricio Utreras S. Kiumarz Goharriz C. Gustavo Mora V. Periodista: Alejandra Quintanilla T. Diseño Editorial: Yankovic.net
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