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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
Este Boletín se ha confeccionado en el mes de diciembrede 2019, con el objetivo de informar los antecedentesresultantes del sector generación al mes de noviembre2019.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de noviembre 2019. Noobstante, algunos antecedentes incluidos en este Boletínpodrían no corresponder necesariamente a dicho mes.
La información contenida en este Boletín corresponde ala que se encuentra disponible a su fecha de emisión.
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
CONTENIDO
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Editorial
Destacados
Capacidad instalada
Centrales de generación en pruebas
Centrales de generación en construcción
Demanda máxima y mínima
Generación bruta
Participación de generadores
Ventas a clientes
Energía Renovable No Convencional
Costo marginal
Precio Medio de Mercado
Evolución de costos marginales
Índices de precio de combustibles
Condición hidrológica
Pronóstico de deshielos
Proyectos de generación en el SEIA
Resumen del mes
¿Quiénes Somos?
Principios de sustentabilidad
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
EDITORIALCamino a la flexibilidadLa transición energética hacia un futurodescarbonizado y la masiva penetración de lasenergías renovables en el país nos han impulsadoa liderar la realización de una serie de estudiosque aporten en la estrategia y construcción de unmejor futuro energético.
Es así como durante el año 2017, un estudioencargado por la Asociación1 estimó que lapenetración de generación renovable en unescenario medio a 2030 podría llegar al 75%, conmás de un 40% de esa energía renovable decarácter variable, solar fotovoltaica y eólicaprincipalmente, lo que redundaría enimportantes beneficios de menores costostotales de operación del sistema, a pesar de unincremento sustantivo de los denominados“costos de flexibilidad”.
En línea con el desafío de poder viabilizar ycapturar los beneficios de una mayor inserción derenovables, la Asociación encargó en ese mismotiempo otro estudio denominado “Diseño delmercado para gran participación de generaciónvariable en el sistema eléctrico de Chile”2. Esteestudio plantea una serie de propuestasregulatorias para el contexto chileno con elobjetivo de garantizar la eficiencia del mercadoen escenarios de elevada penetración de energíarenovable variable y analiza los cambioslegislativos y regulatorios que se requerirían parallevar a cabo estas propuestas.
Una de estas propuestas plantea soluciones parala recuperación de aquellos costos incurridosrelacionados con políticas de operaciónorientadas a disponer, con los recursosexistentes, de un sistema flexible para el mejoraprovechamiento de los recursos de generaciónrenovable. Estos costos son considerados comofijos de operación, o no convexos en la jerga deoptimización, para efectos de reflejarlos en la
señal instantánea del costo marginal de energía,y por consiguiente son asumidos por quienes losincurren.
Esta investigación alcanza a plantear que elmercado chileno parece no contar de momentocon un sistema eficiente de remuneración de loscostos fijos de operación, tales como operacionesobligadas y costos de arranque y parada deunidades generadoras termoeléctricas3.Considerando la experiencia internacional, elestudio identifica dos maneras de remunerarestos costos: i) incluirlos en el precio marginal dela energía, o ii) reconocer estos costos aparte, sinafectar el costo marginal, a través de unos pagosconocidos como side-payments o make-wholepayments.
Finalmente, el estudio recomienda no avanzar enuna propuesta específica para Chile, pues unaelección entre estos dos métodos requeriría unanálisis mucho más detallado de cómo esteproblema desafía al mercado eléctrico chileno.
Por lo anterior, la Asociación durante el segundosemestre del 2019 encargó otro estudio, dealcance conceptual y teórico, para avanzar en ladefinición de aquel mecanismo de remuneraciónde estos costos que pudiera resultar máseficiente para el desarrollo del sistema eléctricochileno4.
Este nuevo estudio tuvo las siguientes etapasprincipales:
i. Revisión de la experiencia internacional enmercados relevantes, como CAISO, PJM, Texas,Inglaterra y Australia.
ii. Identificación de aquellos costos originadospor una operación flexible que tienen carácter defijos para su tratamiento en la incorporación enlos costos variables de operación.
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ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
iii. Realización de un análisis conceptual, basadoen teoría económica, que describesuficientemente el resultado de la aplicación demecanismos para la recuperación de costos fijosde operación en un mercado regido por elmodelo de precios marginalista.
iv. Comparación cualitativa de los principalesíndices de operación de corto y largo plazo queresultan con la aplicación de los distintosmecanismos de remuneración de los costos fijosde operación que se analizaron.
v. Recomendación de un mecanismo, detallandola forma de implementarlo en el régimenregulatorio chileno y el periodo transitorionecesario para disminuir los posibles efectoseconómicos de corto plazo que ello significa.
En general, para evaluar las distintas alternativasel estudio analizó todos los enfoques endesarrollo a nivel mundial, identificando ununiverso de 8 más importantes, los cuales sesustentan en combinaciones de los dosprincipales identificados en el estudio del año2017. Este análisis, junto con la teoríaeconómica y de optimización de problemascomplejos, además de confirmar que talessoluciones finalmente representan un proxis a lasolución óptima, esto debido a los costos noconvexos, concluye que la eficiencia de cada unode estas alternativas dependerá de lascaracterísticas del mercado: nivel decompetencia, mercado de ofertas o costosauditables, dimensión de las no convexidades ynivel de penetración de la energía renovablevariables, entre otras, lo cual dificulta encontrardicha solución eficiente, en particular para elsistema eléctrico chileno, con un análisis soloconceptual y teórico.
De esta manera, el estudio propone,adicionalmente a los alcances definidos por laAsociación, la necesidad de una evaluación delrendimiento relativo de cada alternativa basadaen encontrar aquella que conduce a la expansiónde menor costo para los consumidoresasumiendo el reintegro total de los costosincurridos por los generadores (costos variables yno variables debido a la operación de lasunidades generadoras).
Por otra parte, y en línea con los términos dereferencia del estudio, el consultor, en base atodos los antecedentes y análisis realizados,plantea las siguientes recomendaciones:
• Dadas las diferencias de costos para elconsumidor, que resultaron de un ejercicionumérico aproximado que realizo el consultor,aplicar provisionalmente un régimen de "side-payments" como alternativa de menorarrepentimiento.
• En el futuro, revisar la decisión después deestudios más detallados de las consecuencias delas alternativas en la expansión del sistema ytambién de un seguimiento del avance de lasfases experimentales en otros mercados.
Así, y en el contexto de la actual discusión deflexibilidad, creemos que este estudio entregainsumos valiosos a la discusión de política públicaque permiten avanzar en la definición de la mejorruta para incorporar en nuestra regulación laopción más eficiente para la recuperación de loscostos fijos asociados a la operación flexible ocostos no convexos.
GENERADORAS DE CHILE1 http://generadoras.cl/documentos/estudios/informe-final-psrmoray-analisis-de-largo-plazo-para-el-sen-considerando-fuentes-de-erv-e-intermitentes
2 http://generadoras.cl/documentos/estudios/estudio-diseno-de-mercado-para-una-alta-penetracion-de-energia-renovable-variable-en-el-mercado-electrico-chileno-iit-univ-de-comilas-synex-eec
3 El Reglamento de la coordinación y operación delSistema Eléctrico Nacional considera un esquema tiposidepayment para la recuperación de los costos dearranque no cubiertos por el costo marginal
4 Estudio encargado a la consultora brasileña PSR, elacadémico de la Universidad de Stanford señor FrankWolak y los consultores chilenos Juan Ricardo Inostroza yCristian Muñoz, quienes en el seminario “Camino a laFlexibilidad”, realizado el 10 de enero de 2020, expusieronlas principales conclusiones del estudio. Laspresentaciones de este seminario pueden ser obtenidas enhttp://generadoras.cl/documentos/presentaciones/seminario-camino-a-la-flexibilidad
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CAPACIDAD INSTALADA Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
24.854,1 MW
ENERGÍA GENERADASistema Eléctrico Nacional (SEN)
6.630 GWh
53,1%
27,2%
7,7%
10,0%
1,8%
0,2%
DEMANDA MÁXIMA SEN DEMANDA MÍNIMA SEN
VENTAS A CLIENTES
2.573 GWhClientes regulados
3.631 GWhClientes libres
6.204 GWhTOTAL VENTAS SEN
0,9%Respecto a feb-19
0,2%Respecto a mar-18
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA
PRECIO MEDIO DE MERCADO
10.328 MW 7.128 MW
62,7%
22,5%
4,9%
8,3%
1,4%
0,2%
6
61,5 US$/MWhQuillota 220 kV
49,2 US$/MWhCrucero 220 kV
-7,0%Respecto a feb-19
-10,6%Respecto a feb-19
-28,6%Respecto a mar-18
-36,5%Respecto a mar-18
PRECIO NUDO CORTO PLAZO (ITD julio 2019)
99, US$/MWh 68,9 US$/MWhQuillota 220 kV
67,8 US$/MWhCrucero 220 kV
PROYECTOS EN EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL
171,0 MW9 proyectos Ingresados
0 MW3 proyecto No Admitido
535,4 MW12 proyectos Aprobados
+ =
DESTACADOSEn el mes de noviembre del 2019
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25.283,9
51,7%
27,0%
8,6%
10,8%
1,8%
0,2%
6.313
48,5%
31,7%
7,7%
10,9%
0,9%
0,3%
10.466 6.598
2.417 3.428 5.845 oct-19
nov-18
34,8 oct-19
nov-18
34,1 oct-19
nov-18
94,1
702,2 27,0 123,523 4
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CAPACIDADINSTALADA
Al mes de noviembre 2019, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) posee una potencia instalada degeneración de 25.267,3 MW, los que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional(sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%).
Del total de capacidad instalada en el SEN, el47,0 corresponde a tecnología de generación en base arecursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia). El 51,7% corresponde acentrales termoeléctricas a gas natural, carbón o derivados del petróleo.
CAPACIDAD TOTAL SEN - MW
00000
13,4%
13,6%
1,8%
8,6%
10,8%
0,2%
19,2%
21,2%
11,4%
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noviembre
48,3%51,7%
25.283,9
RENOVABLE 12.203,3
HIDRO EMBALSE 3.395,3
HIDRO PASADA 3.429,1
BIOMASA 451,2
EÓLICO 2.161,8
SOLAR 2.721,0
GEOTÉRMICA 44,9
NO RENOVABLE 13.080,6
GAS NATURAL 4.843,4
CARBÓN 5.350,4
DERIV. DEL PETRÓLEO 2.886,8
TOTAL 25.283,9
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CENTRALESDE GENERACIÓN EN PRUEBAS
En el mes de noviembre 2019, las centrales que se encuentran en pruebas en el SEN son las siguientes:
CENTRALES EN PRUEBAS SEN
Central Tipo Potencia [MW]
Loma Los Colorados PMG Solar 1,1
El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0
PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5
Panguipulli PMGD Hídrico 0,4
PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4
PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1
PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3
PMGD Molina PMGD Térmico 1,0
Cintac PMGD Solar 2,8
PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,0
Palma Solar PMGD Solar 3,0
El Roble PMGD Solar 9,0
Cogeneración Lomas Coloradas PMGD Térmico 3,4
Palacios PMG Hídrico pasada 3,0
Aconcagua TG Gas Natural 42,0
El Brinco Hidro Pasada 0,2
Las Mercedes I PMGD Solar 3,0
PE Aurora Eólica 129,0
PE Sarco Eólica 170,0
El Arrebol PMGD Eólica 9,0
Los Perales I PMGD Solar 3,0
El Cóndor PMGD Solar 1,3
Doña Javiera Valledor Generación PMGD Térmico 2,0
Palmar U1 PMG Hídrico pasada 4,1
Palmar U2 PMG Hídrico pasada 4,1
Correntoso Hidro Pasada 8,5
Ñiquén PMGD Solar 3,0
Teno Gas 50 Gas Natural 50,0
PE San Gabriel Eólica 183,0
Eclipse Solar PMGD Solar 9,0
PE Maitén PMG Eólico 9,0
PE La Flor Eólica 32,4
Pilpilén PMGD Solar 2,8
Citrino PMGD Solar 2,8
TOTAL 711,0
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional 8
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CENTRALESDE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN
De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a noviembre 2019 seencuentran en construcción 3.803 MW (41 centrales), de los cuales 97,4% corresponden a energíasrenovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 26,1% de centraleshidroelectricas de tamano mayor a 20 MW; 30,9% de centrales eólicas; 38,8% a centrales solares; 1,3% acentrales mini hidro; y 0,3% de otras renovables (almacenamiento por baterías asociado a centraleshidroelectricas).
El detalle de los proyectos en construcción se encuentra en la siguiente tabla:
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Fuente: Proyectos en Construcción e Inversión en sector Energía, noviembre 2019, División de InfraestructuraEnergética, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile.
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Nuevos proyectos que iniciaron construcción este mes.
#Nombre
CentralTitular Tecnología
Capacidad
Neta MW
Fecha
Estimada
Operación
Región Comuna SistemaInversión
($US MM)
1 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0.3 Dec/2019 X Hualaihué SMH 3
2 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia Hidro 12 Dec/2019 XVI-VIII Yungay-Tucapel SEN 29
3 Parque Eólico San Gabriel Acciona Eólica 183 Dec/2019 IX Renaico SEN 360
4 Parque Eólico El Arrebol Besalco Energía Renovable Eólica 9.9 Dec/2019 VIII Lebu SEN 20
5 Melinka Municipalidad de Guaitecas Eólica 0.35 Dec/2019 XI Guaitecas SMA 4
6 Almeyda Acciona Solar 60 Dec/2019 III Chañaral, Diego de Almagro SEN 101
7 Los Girasoles Solar E Solar 3 Dec/2019 RM Curacaví SEN 3
8 Lo Miranda Sonnedix Solar 6 Dec/2019 VI Doñihue SEN 8
9 Los Paltos Solek Solar 3 Dec/2019 V Cabildo SEN 4
10 Lemu Grenergy Solar 5 Dec/2019 VII San Javier SEN 5
11 Granja Solar Solarpack Solar 100 Dec/2019 I Pozo Almonte SEN 114
12 Ranguil I Evergreen Solar 3 Dec/2019 VI Lolol SEN 5
13 Llanos de Potroso Sonnedix Solar 9 Jan/2020 IV Vicuña SEN 12
14 Pepa del Verano Verano Capital Solar 18 Jan/2020 RM Isla de Maipo SEN 26
15 Virtual Dam (BESS) AES Gener Otros ERNC 10 Mar/2020 RM San José de Maipo SEN 14
16 Andes II A AES Gener Solar 80 Mar/2020 II Pozo Almonte / Pica SEN 80
17 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 Mar/2020 III Vallenar SEN 50
18 Tolpán Sur Acciona Eólica 84 Apr/2020 IX Renaico SEN 120
19 Usya Acciona Solar 62 Apr/2020 II Calama, Antofagasta SEN 43
20 Hidromocho Scotta Hidro 15 May/2020 XIV Río Bueno SEN 46
21 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 May/2020 II Maria Elena SEN 1,147
22 Arica I* Clean Capital Energy Solar 40 Jun/2020 XV Arica SEN 50
23 Ampliación Cerro Pabellón_Unidad 3 Enel Generación Geotermia 35 Jul/2020 II Ollague SEN 200
24 La Huella Clean Capital Energy Solar 89 Jul/2020 IV La Higuera SEN 200
25 Cabo Leones II Ibereólica Eólica 205 Jul/2020 III Freirina SEN 271
26 Los Cóndores Enel Generación Hidro 150 Sep/2020 VII San Clemente SEN 957
27 Embalse Digua Besalco Energía Renovable Hidro 20 Sep/2020 VII Parral/Retiro SEN 30
28 Atacama Solar Sonnedix Solar 250 Sep/2020 I Pozo Almonte / Pica SEN 185
29 Parque Fotovoltaico Santa Isabel (Fases I y II) Total Eren Chile Solar 408 Oct/2020 II María Elena SEN 600
30 PV Capricornio Engie Solar 98 Dec/2020 II Antofagasta SEN 130
31 Tamaya solar Engie Solar 114 Dec/2020 II Tocopilla SEN 101
32 FV San Pedro de Atacama GPG Solar 106 Dec/2020 II Calama SEN 85
33 PE Calama Engie Eólica 151 Jan/2021 II Calama SEN 200
34 Cabo Leones III Ibereólica Eólica 173 Jan/2021 III Freirina SEN 229
35 Malleco WPD Eólica 270 Jan/2021 IX Collipulli SEN 500
36 Mesamávida AES Gener Eólica 59 Jan/2021 VIII Los Ángeles SEN 100
37 San Víctor EPA S.A. Hidro 3 Jun/2021 XI Aysén SMA 10
38 Negrete WPD Eólica 39 Jun/2021 VIII Negrete SEN 50
39 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN
Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN
40 CH Los Lagos Statkraft Hidro 53 Dec/2021 X Puyehue SEN 175
41 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 XVI San Fabián de Alico SEN 350
* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 3,803 9,665
3,048
CENTRALES EN CONSTRUCCION UAP - NOVIEMBRE 2019
oct-19 nov-18
Renovable 30.774 3.251 -0,1% -18,3%
Hídrico 18.922 2.001 0,9% -31,0%
Biomasa 1.796 59 -27,3% 0,6%
Eólico 4.298 483 -7,5% 21,9%
Solar 5.574 690 6,0% 14,6%
Geotermica 185 17 14,2% -10,3%
Térmica 39.649 3.062 1,1% 32,9%
Carbón 27.573 2.278 5,4% 32,5%
Gas 11.183 703 -6,8% 60,6%
Der. Petróleo 893 16 -49,0% -78,8%
Total 70.423 6.313 0,8% 0,5%
Generación bruta SEN [GWh]
FuenteAcumulado
2019nov-19
∆% mes
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GW
h
Pasada Embalse Eólica Solar
Biomasa Cogeneración Carbón Gas
Derivados Petróleo Geotérmica
oct-19 nov-18
Máxima 10.694,4 10.466,3 1,9% 2,5%
Mínima 6.533,7 6.597,6 1,0% -3,1%
Demanda SEN [MW]
Anual 2019 nov-19∆% mes
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
MW
D.Máxima D.Mínima
DEMANDAMÁXIMA Y MÍNIMA
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ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
En el mes de noviembre 2019, la demanda bruta máxima horaria del SEN alcanzó los 10.466 MW, lo querepresenta un aumento de 1,9% respecto al mes anterior y un 0,4% más respecto al mismo mes del anopasado.La demanda mínima registrada del SEN ese mismo mes alcanzó los MW, lo que representa unaumento de 1,7% respecto al mes anterior y una disminución de 0,1 respecto al mismo mes del anopasado.
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima en el SEN, últimos 13 meses
GENERACIÓN BRUTALa generación bruta en el SEN durante noviembre 2019 alcanzó los 6.313 GWh de energía, lo querepresenta un aumento del 7,4% respecto al mes anterior y 0,5% más respecto al mismo mes del añopasado.
En noviembre, en el SEN, la generación provinoen un 54,2 de fuentes renovables. Lahidroelectricidad aportó con el 45,8%de lageneración total. Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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Gráfico 2: Generación bruta SEN por fuente, últimos 13 meses
6.598
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2 0 1 9
10.4661,9% 2,5%
1,0% 3,1%
6.3130,8%
51,5%31,7%
0,5%
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ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
PARTICIPACIÓNDE GENERADORES
Con respecto a la generación bruta mensual del SEN, se indican a continuación los porcentajes departicipación de las empresas, en el mes de noviembre 2019, que concentran en conjunto más del 80%de la generación total del sistema.
SEN
EmpresaGeneración bruta
[GWh]Participación [%]
AES GENER 1741 28%
ENEL 1513 24%
COLBUN 765 12%
ENGIE 529 8%
TAMAKAYA ENERGÍA 173 3%
PATTERN ENERGY 64 1%
HIDROELECTRICA LA HIGUERA 49 1%
SAN JUAN SPA 48 1%
ACCIONA ENERGIA CHILE 47 1%
PARQUE EOLICO SAN GABRIEL SPA 47 1%
Total 4.976 80%
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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VENTASA CLIENTESDurante el mes de noviembre 2019, las ventas de energía en el SEN alcanzaron los 5.646 GWh, un 7,6%
más que las ventas efectuadas el mes anterior y 0,2% más respecto al mismo mes del 2018.
Fuente: Coordinador Electrico Nacional
Gráfico 3: Ventas de energía a clientes SEN, últimos 13 meses
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5.845 0,9%
0,2%
3.285 3.439 3.499 3.2593.631 3.394 3.596 3.531 3.688 3.553 3.295 3.390 3.428
2.5462.609 2.569
2.339
2.573
2.395
2.534 2.4992.612
2.555
2.3512.401 2.417
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
GW
h
Libres Regulados
oct-19 nov-18
Regulados 27.244 2.417 0,7% -5,1%
Libres 38.264 3.428 1,1% 4,4%
Total 65.509 5.845 0,9% 0,2%
Ventas SEN [GWh]
Tipo clienteAcumulado
2019nov-19
∆% mes
394406
467420
458 428 451 443 464 452
409 420 436
1.414 1.397
1.206
1.001
1.143
949995
1.100
1.193
1.339
1.230
1.469 1.451
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19
GW
h
Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC
394406
467420
458 428 451 443 464 452
409 420 436
1.414 1.397
1.206
1.001
1.143
949995
1.100
1.193
1.339
1.230
1.469 1.451
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19
GW
h
Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC
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ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONALGeneración ERNC
Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales(ERNC) de acuerdo a la ley, actualizado al mes de noviembre 2019, comparando la Inyección Reconocidapor tecnología (gráfico de barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).
(*) Para el 2019 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 7,5% sobre los retiros de energíaafectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 11% sobre losretiros de energía afectos a ella.
Gráfico 4: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses
13
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
D I C I E M B R E
2 0 1 9
oct-19 nov-18
Afecta a la Obligación 54.115,7 4.783,1 0,9% -1,4%
Obligación Ley ERNC 4.848,3 436,1
Inyección Reconocida 13.075,2 1.450,6 -1,2% 2,6%
∆% mes
ERNC
Acumulado
2019nov-19Energía ERNC [GWh]
BIOMASA 510
EÓLICA 2143
MINI - HIDRO 548
SOLAR 2636
GEOTÉRMIA 40
TOTAL 5.877
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
Capacidad Instalada ERNC
Al mes de noviembre 2019 el conjunto de empresaspertenecientes a la Asociación Gremial de Generadorasposee una capacidad instalada de 2532,8 MW de energíarenovable, sin considerar centrales hidroeléctricas decapacidad instalada superior a 40 MW, de los cuales 2243,9MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta acontinuación el listado de estas centrales y su empresaasociada (ya sea directamente o a través de alguna de susfiliales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, silo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con lascondiciones necesarias, pero fueron instaladas antes del 1 deenero de 2007. Para el caso de las mini-hidro se muestranaquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MWFuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC
de la CNE diciembre 2019
ERNC en operación (MW) - noviembre 2019
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Capacidad instalada de generación renovable (hidro hasta 40 MW) empresas asociadas a Generadoras de Chile
Empresa Central TecnologíaPotencia Bruta
[MW]Tipo Empresa Central Tecnología
Potencia Bruta
[MW]Tipo
Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable Canela I Eól ica 18,2 ERNC
Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC Canela II Eól ica 60 ERNC
Volcán Minihidro 13 Renovable Loma Al ta Minihidro > 20 MW 40 Renovable
Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC
Andes Solar Solar FV 20 ERNC Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC
AME Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Sauzal i to Minihidro 12 Renovable
Cerro Dominador FV Cerro Dominador Solar FV 100 ERNC Los Mol les Minihidro 18 Renovable
Juncal i to Minihidro 1,5 Renovable Carrera Pinto Solar FV 97 ERNC
Juncal Minihidro 29,2 Renovable Chañares Solar FV 40 ERNC
San Clemente Minihidro 5,9 ERNC Lalackama I Solar FV 60 ERNC
Carena Minihidro 10 Renovable Lalackama II Solar FV 18 ERNC
Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC Pampa Norte Solar FV 79 ERNC
Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,7 Renovable Finis Terrae Solar FV 160 ERNC
San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable Diego de Almagro Solar FV 36 ERNC
Los Qui los Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable La Si l la Solar FV 1,7 ERNC
La Mina Minihidro > 20 MW 37 ERNC Los Buenos Aires Eól ica 24 ERNC
Ovejería Solar FV 9 ERNC Tal inay Oriente Eól ica 90 ERNC
FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC Tal inay Poniente Eól ica 60,6 ERNC
Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Talta l Eól ica 99 ERNC
Cabo Leones Eól ica 116 ERNC Renaico Eól ica 88 ERNC
Monte Redondo Eól ica 48 ERNC Sierra Gorda Eól ica 112 ERNC
Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable Val le de los Vientos Eól ica 90 ERNC
El Águi la Solar FV 2 ERNC Cerro Pabel lón Geotérmica 48 ERNC
Laja I Minihidro 34,4 ERNC Totora l Eól ica 46 ERNC
Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC Cari lafquen Minihidro 19 ERNC
Mala lcahuel lo Minihidro 7 ERNC
San Juan Eól ica 193 ERNC
Coya Pasada 12 Renovable
Punta Sierra Eól ico 82 ERNC
Prime Energía Antay Solar Solar FV 9 ERNC
EnelColbún
EDF
Engie
Paci fic Hydro
AES Gener
LAP
D I C I E M B R E
2 0 1 9
53,6
51,9 51,5 51,2 49,2 49,351,9
48,3 46,650,6
40,838,1
34,1
48,7
54,0
61,4 62,2 61,5
69,766,7
52,248,9
51,6
42,537,4
34,8
0
10
20
30
40
50
60
70
80
US$
/MW
h
Crucero_220 Quillota_220
93,795,5 95,9 96,6
99,5 99,5101,6
99,8 100,8100,1
95,794,3 94,1
80
85
90
95
100
105
110
US$
/MW
h
sep-19 oct-18
SEN 98,2 94,1 -0,2% 0,5%
Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]
Promedio
2019Sistema oct-19
∆% mes
oct-19 nov-18
Quillota 220 53,6 34,8 -7,0% -28,6%
Crucero 220 46,5 34,1 -10,6% -36,5%
BarraPromedio
2019nov-19
∆% mes
Costo marginal [US$/MWh]
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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COSTO MARGINALEl costo marginal corresponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una horadeterminada. En este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV y la barra Crucero 200 kV porser los centros de carga más importantes del SEN. El valor entregado para cada barra corresponde alpromedio mensual de los costos marginales horarios.
Gráfico 5: Costo marginal promedio mensual del SEN, últimos 13 meses
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Coordinador Eléctrico Nacional
PRECIO MEDIO DE MERCADOEl Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratosinformados por las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a unaventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor escalculado como el promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energíagenerada mensual respectiva.
Gráfico 6: Precio Medio de Mercado del SEN, últimos 13 meses
Fuente: CNE
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D I C I E M B R E
2 0 1 9
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
PMM SIC PMM SEN Crudo Brent DTD Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B
0
50
100
150
200
250
300
350
US$
/MW
h
Costo Marginal Quillota 220 kV Costo Marginal Crucero 220 kV
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
EVOLUCIÓN DE COSTOS MARGINALESSe presentan a continuación la evolución del Costo Marginal en la barra Quillota 220 kV y Crucero 220 kV
Gráfico 7: Evolución de Precios
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ÍNDICES DE PRECIO DE COMBUSTIBLEEl gráfico a continuación muestra, a noviembre 2019, los precios de los combustibles utilizados por la CNEpara el cálculo del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado(PMM), normalizando los valores al mes de enero 2007.
Gráfico 8: Índices de precio de combustibles
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente: CNE
D I C I E M B R E
2 0 1 9
512 522
N D E F M A M J J A S O N
Rapel
425446
N D E F M A M J J A S O N
Maule
16371635
N D E F M A M J J A S O N
Laja
1094
1038
N D E F M A M J J A S O N
Ralco
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 30 DE NOVIEMBRE DE 2019
Volumen embalses últimos 13 Meses (Hm3) y diferencia con respecto a igual mes del año anterior
D I C I E M B R E
2 0 1 9
24%
21%0%
93%
Rapel - Rancagua
Vol. Normal E.Rapel en Nov
[560 Hm3]
PP Acumuladaa la Fecha[442 mm]
PP Anual[395 mm]
PP Mes de Nov[5 mm]
32%
32%
26%
45%
Maule - Armerillo
Vol. Normal L. Maule en Nov
[994 Hm3]
PP Acumulada a la Fecha
[2186 mm]
PP Anual[2200 mm]
PP Mes de Nov[46 mm]
68%
67%
38%
47%
Laja - Los Ángeles
Vol. Normal L.Laja en Nov [3461 Hm3]
PP Acumuladaa la Fecha[1097 mm]
PP Mes de Nov[39 mm]
PP Anual[1085 mm]
62%
66%
40%
111%
Biobío - Quilaco/Rucalhue
Vol. Normal E.Ralco en Nov
[937 Hm3]
PP Acumuladaa la Fecha1436 [mm]
PP Mes de Nov[57 mm]
PP Anual[1517 mm]
Gráfico 9: Condición año 2019 a la fecha ( ) vs. año normal ( ;[promedio histórico]) en las cuencas más relevantes del sistema
Fuente:
Déficit de precipitaciones: la temporada de lluvias terminó con una importante escasez en todas las cuencas delsistema. Destacan las cuencas del río Rapel y Maule con déficits de 79% y 68% respecto a un año normal a la fecha.En las cuencas del Laja y Biobío el déficit de precipitaciones es cercano al 33%. Débil acumulación de recursos en losembalses: el volumen de recursos hídricos acumulado al 30 de noviembre en los embalses más relevantes delsistema totaliza 3641 Hm3, lo que representa un 40% menos que el volumen habitualmente almacenado en estafecha.
Dif +2 % Dif. +5% Dif. +7 % Dif. -2 %
Afluentes a embalse Rapel (S/Teno) >98%
Afluentes a Laguna Maule 94%
Afluentes a Lago Laja (S/Alto Polcura) 82%
Afluentes a Embalse Ralco 84%
Probabilidad de
Excedencia
dic-19/mar-20
Punto a considerar
0
100
200
300
400
500
oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19
[m3 /s
]
Afluentes Embalse Ralco
Real Estimado
0
2
4
6
8
10
12
oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19
[m3 /s
]
Afluentes Laguna Maule
Real Estimado
0
20
40
60
80
100
oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19
[m3/s
]
Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)
Real Estimado
0
5
10
15
20
25
oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19
[m3/s
]
Afluente a Embalse Rapel (S/Teno)
Real Estimado
PRONÓSTICO DE DESHIELOS
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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Para el período diciembre 2019 – marzo 2019, en el SEN (entre las Regiones de Valparaíso y Biobío) seestima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos del 88%. Para los próximos meses, seindica, en base al Cuarto Pronóstico de Deshielos (confeccionado a fines de noviembre de 2019), laestimación de probabilidades de excedencia y de caudales afluentes a los embalses más relevantes delsistema:
Probabilidades de excedencia estimadas para el periodo de deshielo año hidrológico 2019-2020
Gráfico 10: Caudales reales y esperados para el periodo de deshielo año hidrológico 2019-2020
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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PROYECTOSDE GENERACIÓN EN EL SEIA
Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energíaeléctrica ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitidos, y delos proyectos aprobados en el SEN durante el mes de noviembre 2019.
Acumulado 2019 noviembre 2019
MW Ingresados MW AprobadosMW
Ingresados
MW
Admitidos
MW
No AdmitidosMW Aprobados
SEN 5.983,0 2.725,3 702,2 657,2 27,0 123,5
Durante el mes de noviembre 2019, se aprobaron los siguientes proyectos de generación.
ProyectoInversión
[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso
Central a Gas Trapén 12,0 90,0 Gas 20/04/2018
Instalación de tres aerogeneradores en fundo Las
Marías17,0 16,2 Eólica 21/11/2018
Parque Solar Newentún 12,0 8,3 Fotovoltaica 20/02/2019
La Palma Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019
En el mismo mes, se registraron 3 proyectos No Admitido a Tramitación.
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
ProyectoInversión
[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso
Duqueco Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019
Planta Fotovoltaica Imola Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019
Parque Fotovoltaico Gran Teno 200 MW 0,0 200,0 Fotovoltaico 22/11/2019
Nueva Central Solar Fotovoltaica Santa Francisca 7,6 5,7 Fotovoltaico 22/11/2019
Rinconada de Alcones 15,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019
Proyecto Fotovoltaico Cabimas 15,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019
Parque Fotovoltaico El Chercán 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019
PARQUE FOTOVOLTAICO CHACABUCO 10,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019
Parque Fotovoltaico Cauquenes 10,7 10,7 Fotovoltaico 21/11/2019
Parque Fotovoltaico Tutuven 10,7 10,7 Fotovoltaico 21/11/2019
Parque Solar Fotovoltaico Punta del Viento 138,0 145,0 Fotovoltaico 19/11/2019
Parque Solar Fotovoltaico Combarbalá 12,0 9,0 Fotovoltaico 19/11/2019
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ProyectoInversión
[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso
Planta Fotovoltaica Firenze Solar 13,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019
Nuevo Parque Fotovoltaico Serena Sunlight 9,5 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019
Planta Solar Fotovoltaica Pichidangui 8,0 9,0 Fotovoltaico 20/11/2019
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
ProyectoInversión
[MMUS$]Potencia [MW] Fuente
Fecha
ingreso
Parque Fotvoltaico Imperial Solar 9,0 9,0 Fotovoltaico 18/11/2019
Parque Fotovoltaico Labraña 9,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019
Parque Fotovoltaico Alcaldesa 7,0 6,0 Fotovoltaico 05/11/2019
Parque Solar Fotovoltaico Chaquihue 0,0 5,5 Fotovoltaico 05/11/2019
Parque Fotovoltaico Las Golondrinas 12,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019
Parque Fotovoltaico Machicura 9,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019
Parque Fotovoltaico Aurora Solar 250,0 187,0 Fotovoltaico 04/11/2019
Instalación de 3 aerogeneradores LASUR 1 17,0 5,6 Eólica 04/11/2019
Minicentral Hidroeléctrica Rio Mañio 4,5 3,0 Pasada 30/10/2019
Planta Fotovoltaica Cóndor -- 9,0 Fotovoltaico 29/10/2019
Planta Fotovoltaica Palermo Solar SpA 14,0 9,0 Fotovoltaico 29/10/2019
Parque Frontera Solar 91,0 105,3 Fotovoltaico 21/10/2019
Parque Iquique Solar 110,0 120,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Planta Fotovoltaica Torino Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Fotovoltaico Los Tordos 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Planta Fotovoltaica Teno Uno 9 MW 11,5 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Fotovoltaico El Llano 10,7 10,7 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Fotovoltaico Las Catitas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Planta Fotovoltaica Milán Solar 9,0 7,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Golden Sun 205,0 250,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Fotovoltaico Las Tencas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Fotovoltaico Las Cachañas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Parque Lince Solar 58,0 65,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Central Pinares 1,5 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019
Planta Fotovoltaica Taranto Solar SpA 11,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2019
Parque Fotovoltaico Maquehue 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2019
Planta Fotovoltaica Ckontor 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/08/2019
Parque Kimal Solar 225,0 217,8 Fotovoltaico 19/08/2019
Parque Solar La Peña 8,0 8,0 Fotovoltaico 25/07/2019
Yanqui Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 24/07/2019
Parque Fotovoltaico Curicura 9,0 10,0 Fotovoltaico 24/07/2019
Parque Fotovoltaico Romero 9,0 10,0 Fotovoltaico 24/07/2019
Parque Fotovoltaico La Perla 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019
Actualización Proyecto La Cruz Solar 110,0 40,0 Fotovoltaico 23/07/2019
Nueva Central Solar Fotovoltaica Mandinga 9,6 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019
Central GLP Talcuna 3,5 6,0 Gas 23/07/2019
Parque Fotovoltaico Lo Magdalena 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019
Minicentral Hidroeléctrica Río Chico 12,0 6,0 Pasada 23/07/2019
Parque Fotovoltaico Bollenar 12,3 9,0 Fotovoltaico 22/07/2019
Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1007,0Fotovoltaico-Termosolar
22/07/2019
Planta Fotovoltaica Sierra Gorda Solar 400,0 404,0 Fotovoltaico 22/07/2019
Quilmo Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 22/07/2019
Parque Fotovoltaico Trilaleo 9,0 9,0 Fotovoltaico 22/07/2019
Santa Barbara Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 21/06/2019
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
ProyectoInversión
[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso
Parque Fotovoltaico Chacaico 9,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Parque Fotovoltaico Corcolenes 9,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Parque Fotovoltaico La Rosa 7,0 7,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Parque Solar Fotovoltaico Pencahue 10,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Parque Fotovoltaico Los Rastrojos 185,0 141,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Parque Fotovoltaico Ineusol 11,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019
Planta Solar Fotovoltaica Caimanes 10,0 12,0 Fotovoltaico 19/06/2019
Parque Fotovoltaico Peldehue Solar 120,0 120,0 Fotovoltaico 13/06/2019
Parque Fotovoltaico Santa Julia 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019
Parque Fotovoltaico Yungay II 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019
Parque Fotovoltaico San Camilo 9,0 6,0 Fotovoltaico 23/05/2019
Parque Solar Casablanca 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019
Actualización Proyecto Guanaco Solar 57,6 27,0 Fotovoltaico 22/05/2019
Planta Fotovoltaica Lockma 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019
Planta Fotovoltaica Ckilir 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019
Nueva Central Solar Fotovoltaica San Ramiro 10,4 9,0 Fotovoltaico 20/05/2019
Parque Fotovoltaico La Quinta 9,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Parque Fotovoltaico El Aguilucho 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019Instalación de 3 Aerogeneradores en Sector Colonia Belbén
17,0 5,4 Eólica 22/04/2019
Instalación de 3 Aerogeneradores en Fundo DeganChico
17,0 5,4 Eólica 22/04/2019
Parque Fotovoltaico Laja 10,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Parque Solar Esfena 8,0 6,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Santa Inés Solar 15,0 6,9 Fotovoltaica 22/04/2019
Central Solar Fotovoltaica Gran Piquero 10,5 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Nueva Central Solar Fotovoltaica Macao 9,6 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Parque Fotovoltaico Rucasol 11,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019
Parque Fotovoltaico la Rosa de Sharon 7,5 6,0 Fotovoltaica 18/04/2019Meseta de Los Andes 165,0 175,0 Fotovoltaica 05/04/2019Parque Eólico Viento Sur 250,0 215,0 Eólica 02/04/2019Planta fotovoltaica Agrícola Josefina 9,0 9,0 Fotovoltaica 21/03/2019Planta Fotovoltaica Nahuén 11,5 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019
Parque Fotovoltaico San Alfonso 10,0 7,0 Fotovoltaica 20/02/2019
Proyecto Eólico Kosten Aike 62,0 36,0 Eólica 20/02/2019
Parque Solar Avilés 12,0 8,4 Fotovoltaica 19/02/2019
Parque Solar Kariba 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019
Parque Fotovoltaico Chacabuco 10,0 9,0 Fotovoltaica 20/12/2018
Proyecto Parque Fotovoltaico Albatros 120,0 7,7 Fotovoltaica 20/12/2018
Proyecto Eólico Vientos del Pacífico 150,0 100,0 Eólica 30/10/2018
Parque Solar Fotovoltaico Pencahue 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2018
Parque Fotovoltaico Fuster del Verano 10,2 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018
Parque Eólico Entre Ríos 497,0 310,5 Eólica 05/06/2018
Parque Solar Cordillera 315,0 190,0 Solar 18/06/2016
21
Fuente: SEA
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Cuadro Resumen nov-19Total
Capacidad insta lada [MW] 25.283,9
Térmico [MW] 13.080,6
Hídrico [MW] 6.824,4
Eól ico [MW] 2.161,8
Solar [MW] 2.721,0
Biomasa [MW] 451,2
Geotérmico [MW] 44,9
Demanda máxima [MW] 10.466,3
Demanda mínima [MW] 6.597,6
Margen de reserva teórico [%] 142%
Generación bruta [GWh] 6.313
Térmico [GWh] 3.062
Hídrico [GWh] 2.001
Biomasa [GWh] 59
Eól ico [GWh] 483
Solar [GWh] 690
Geotérmica [GWh] 17
Ventas a cl ientes [GWh] 5.845
Regulados [GWh] 2.417
Libres [GWh] 3.428
Dif. entre generación y ventas [%] 7,4%
Afecta a la Obl igación [GWh] 4.783,1
Obl igación [GWh] 436,1
Inyección Reconocida [GWh] 1.450,6
Costo margina l Qui l lota 220 kV [US$/MWh] 34,8
Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 94,1
Proyectos de generación
Ingresados a l SEA [MW] 702,2
Admitidos por el SEA [MW] 675,2
No Admitidos por el SEA [MW] 27,0
Aprobados por el SEA [MW] 123,5
Precio de la energía
Parque generador
Producción de energía
Energías Renovables No Convencionales
BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
RESUMEN DEL MES
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D I C I E M B R E
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Generadoras de Chile es el gremio que representa a lasempresas de generación eléctrica que operan en Chile.Creada en 2011, congrega a un grupo amplio y diverso deempresas nacionales e internacionales que en su conjuntoproducen más del 90% por ciento de la energía eléctricapaís. Para ello, sus socios desarrollan, construyen y operanproyectos de energías en todas las tecnologías presentesen Chile.
Sus miembros a la fecha son las empresas AES Gener,Andes Mining & Energy (AME), Cerro Dominador, Colbún,EDF, ENEL, ENGIE, GPG, Latin American Power (LAP), InkiaEnergy, Pacific Hydro, Prime Energía y Statkraft.
QUIÉNES SOMOS
VISIÓN MISIÓNUn Chile más eléctrico, con energía más eficiente, renovable, confiable y sustentable.
Inspirar y liderar la transición energética a través de lapromoción de políticas públicas y buenas prácticaspara el mejor uso y generación de energía eléctrica.
Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación(Total = 18.985 MW, a Julio 2019)
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AES GENER
AME
CERRO DOMINADOR
COLBUN
EDF
ENEL
ENGIE
GPG
INKIA ENERGY
LAP
PACIFIC HYDRO
PRIME ENERGÍA
STATKRAFT
3.371
436
100
3.330
564
7.463
2.131
114
410
265
366
223
212
EMPRESA ASOCIADA
POTENCIAINSTALADA (MW)
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
PRINCIPIOSDE SUSTENTIBILIDAD
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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO
ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE
INFORMACIÓN IMPORTANTE“El presente Boletín ha sido elaborado por la Direcciónde Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras deChile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionaral público general información relativa al sector eléctricoactualizada a la fecha de su emisión. El contenido estábasado únicamente en informaciones de carácterpúblico tomadas de fuentes que se consideran fiables,pero dichas informaciones no han sido objeto deverificación alguna por parte de la Asociación, por lo queno se ofrece ninguna garantía, expresa o implícita encuanto a su precisión, integridad o corrección.
La Asociación no asume compromiso alguno decomunicar cambios hechos sin previo aviso al contenidodel Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociaciónno asume responsabilidad alguna por cualquier pérdidadirecta o indirecta que pudiera resultar del uso de estedocumento o de su contenido.”
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