Boletín del Mercado Eléctrico Sector Generación

Noviembre 2017

Boletín del Mercado Eléctrico

Sector Generación

Dirección de Estudios y Contenidos Generadoras de Chile A.G. | www.generadoras.cl 2

Noviembre 2017

Este Boletín se ha confeccionado en el mes de noviembre de 2017, con

el objetivo de informar los antecedentes resultantes del sector

generación al mes de octubre 2017.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados

operacionales del mes de octubre 2017. No obstante, algunos

antecedentes incluidos en este Boletín no corresponden

necesariamente a dicho mes.

La información contenida en este Boletín corresponde a la que se

encuentra disponible a su fecha de emisión.


Noviembre 2017

Contenido Editoria ......................................................................................................................................................................................... 4

¿Quienes Somos? ....................................................................................................................................................................... 6

Destacados .................................................................................................................................................................................. 8

Capacidad instalada ..................................................................................................................................................................... 9

Centrales de generación en pruebas ......................................................................................................................................... 10

Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................. 11

Demanda máxima y mínima....................................................................................................................................................... 12

Generación bruta ....................................................................................................................................................................... 13

Participación de generadores..................................................................................................................................................... 14

Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 15

Cumplimiento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales ..................................................................................... 16

Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 16

Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales ............................................................................................ 17

Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 18

Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 18

Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 19

Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 20

Pronóstico de deshielos ............................................................................................................................................................. 21

Proyectos de generación en el SEIA .......................................................................................................................................... 22


Noviembre 2017

Editorial

Histórica interconexión eléctrica SIC – SING El 21 de noviembre de 2017 se materializó uno de los hitos más relevantes en materia de transmisión eléctrica de nuestra historia: a las 11:00 AM de ese día se interconectaron sincrónicamente los sistemas eléctricos del norte grande y central (SING y SIC respectivamente). Con este hito se crea el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que une a través de una red de transmisión de más de 3.000 km de extensión la ciudad de Arica con la Islas de Chiloé, cubriendo así un territorio en el que vive el 97% de los chilenos. El SEN tiene inicialmente una capacidad instalada de generación cercana a los 24.000 MW y abastecerá una demanda máxima cercana, también, a los 11.000 MW. Este proyecto de interconexión, impulsado por TEN, empresa filial de ENGIE Energía Chile y Red Eléctrica Internacional, con una inversión cercana a los US$ 860 millones, comprende en lo principal una línea de transmisión de doble circuito de 500 kV en corriente alterna, de 600 km de longitud, con 1.355 torres de más 80 metros de altura, que va desde Mejillones (en la Región de Antofagasta) hasta el sector de Cardones en Copiapó (en la Región de Atacama). Además, tiene una capacidad de transmisión de 1.500 MW por cada circuito. Al ser de corriente alterna, permitirá la conexión a lo largo de su trazado de nuevos proyectos de generación, sobre todo solares y eólicos, permitiendo el aprovechamiento del potencial energético renovable de esa zona de Chile, como también el desarrollo de eventuales consumos. Si bien en una primera etapa de operación la interconexión estará restringida en sus capacidades de transmisión por la aún pendiente entrada en operación completa del proyecto Cardones - Polpaico 500 kV, ya es posible internalizar importantes beneficios en la operación, tanto del

punto de vista económico como de seguridad: en esta primera etapa la zona más beneficiada con la interconexión se prevé será la del Norte Grande, a la que podrán acceder los aportes de energía de plantas solares fotovoltaicas instaladas en el norte del hasta ahora SIC, que por restricciones de transmisión hacia el sur de Cardones han tenido que limitarse en sus inyecciones, lo que se ha denominado como “vertimiento de energía solar”. En un régimen de operación futuro, con una interconexión sin restricciones salvo las propias del diseño técnico, este proyecto viene a crear un nuevo mercado de energía eléctrica, que integra en oferta y demanda a sus predecesores del SING y SIC. Es así como esta integración permite contar con una matriz de generación cuya capacidad instalada en base a recursos renovables ya supera el 44%, y donde la demanda total se equilibra entre el consumo de clientes regulados (48%) y el de clientes libres (52%). Así, en este mercado integrado, con sinergias respecto de los sistemas hasta ahora aislados, se potencia aún más el desarrollo eficiente de una matriz diversa y de generación crecientemente renovable y que junto a interconexiones internacionales con nuestros países vecinos, potenciará aún más el desarrollo sustentable de nuestras fuentes energéticas, con los correspondientes beneficios para la economía. Estos beneficios ya se han podido ver en los últimos procesos de licitación para suministro de clientes regulados, los que han podido internalizar la interconexión entre el SIC y SING, potenciándose el aumento del número de participantes en estas licitaciones y obteniéndose resultados favorables desde el punto de vista económico y de desarrollo de proyectos, tendiéndose al cumplimiento de metas de corto y largo plazo en las distintas dimensiones en que estas han sido definidas: económicas, medio


ambientales, cambio climático, seguridad, entre otras. Como toda innovación relevante, esta interconexión no está exenta de nuevos desafíos en el ámbito técnico: se conforma el que probablemente sea el sistema eléctrico longitudinal más extenso del mundo, lo que se suma a la creciente necesidad de integrar adecuadamente a las energías renovables variables solares y eólicas existentes en gran abundancia en la zona norte del país. Sin embargo, las capacidades desarrolladas al interior del nuevo Coordinador Eléctrico Nacional, continuador de los otrora CDEC-SIC y CDEC-SING, nos da la confianza de

que es un hito que traerá grandes beneficios en el corto y largo plazo, y es un paso más en el camino de alcanzar un desarrollo energético basado en un mayor uso de electricidad, con menores emisiones de contaminantes locales y de Gases de Efecto Invernadero. Contaremos así con un Sistema Eléctrico Nacional más resiliente, confiable y sustentable en todas sus dimensiones.

GENERADORAS DE CHILE A.G.

http://www.generadoras.cl/


¿Quienes Somos?

• La Asociación de Generadoras de Chile (AG) es una institución cuyo objetivo es promover el desarrollo de la

generación de energía eléctrica en el país, basado en los principios de sustentabilidad, confiabilidad (seguridad,

suficiencia y calidad) y competitividad, e impulsar la combinación eficiente de todas las fuentes energéticas, el

desarrollo tecnológico y la innovación.

• Busca contribuir a la discusión informada sobre la generación eléctrica y su composición a través de un diálogo objetivo

y basado en evidencia que aporte al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas para apoyar al desarrollo

del país y al bienestar de todos los chilenos.

• Creada en 2011, congrega a importantes empresas de generación eléctrica, nacionales e internacionales con

operaciones en Chile. Sus actuales miembros son las empresas: AES Gener, Colbún, Orazul Energy, ENEL

Generación, Engie, Pacific Hydro, Statkraft y EDF Chile, las que contribuyen con el 73% de la capacidad instalada de

generación total de los sistemas interconectados central (SIC) y norte grande (SING).

• La Asociación de Generadoras entiende la sustentabilidad de la industria como el equilibrio entre el desarrollo

productivo, un mayor progreso y bienestar social y el uso responsable de los recursos naturales. Por esta razón, uno

de sus principales desafíos es buscar reconectar la energía eléctrica con la aspiración de bienestar y desarrollo de

Chile.

• En este desafío, define los Principios de Sustentabilidad de la Industria de la Generación Eléctrica en Chile, con el fin

de contribuir a satisfacer las necesidades de la sociedad actual sin poner en riesgo las de futuras generaciones,

participando activamente en la discusión de políticas públicas, normas y contribuyendo al progreso nacional.

• Asociación de Generadoras busca promover el diálogo, generando espacios adecuados y de integración entre sus

asociados, la sociedad civil, la academia, ONG´s, think tanks, los medios de comunicación y las autoridades,

procurando establecer confianzas y compartiendo información de manera oportuna y transparente.

Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación

(Total = 16.803 MW)

Empresa Asociada Potencia Instalada (MW)

AES GENER 4.133

COLBUN 3.286

ORAZUL ENERGY 339

ENEL Generación 6.351

ENGIE 2.053

PACIFIC HYDRO 283

STATKRAFT 212

EDF Chile 146



Destacados

• Al mes de octubre 2017, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 17.673,1 MW y la

del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 5.367,7 MW. En conjunto se encuentran instalados

23.040,8 MW de potencia, correspondientes a un 55,1% de origen térmico, un 29,2% de origen hídrico, un 5,7 de

origen eólico, un 7,8% de origen solar y un 2,2% de biomasa y cogeneración.

• En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.238,6 MW y 2.632,7 MW,

respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.331,4 MW y 1.938,7 MW para cada sistema

respectivamente.

• En octubre 2017, la energía generada en el SIC llegó a los 4.431 GWh proveniendo en un 26,9% de generación

térmica, 55,5% de hídrica, 4,3% de biomasa, 7,8% de eólica y 5,6% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.763

GWh de energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 6.194 GWh, lo que representa un aumento

del 3,4% respecto al mes anterior y un 4,1% más respecto del mismo mes del año 2016. A la fecha en el año 2017 se

han generado 61.532 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y Magallanes,

que aportan menos del 1% de la generación de energía eléctrica total del país), con un 39,5% proveniente de centrales

de generación renovable. Solo la hidroelectricidad ha aportado con el 26,2%.

• Respecto a las ventas a clientes, en octubre 2017 se alcanzó un consumo de 2.736 GWh en clientes regulados y

2.960 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.696 GWh de energía entre el SIC y el SING,

que corresponde a un aumento de 3,1% respecto al mes anterior y a un 3,0% más respecto del mismo mes del año

2016.

• En octubre 2017, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 39,1 US$/MWh y el del SING de 58,9

US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del -22,1% y 20,2% respectivamente. El promedio del

año 2017 para el SIC hasta la fecha ha sido de 60,9 US$/MWh y en el SING 54,9 US$/MWh; el promedio ponderado

por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 59,3 US$/MWh a lo que va del año. Por su parte el

Precio Medio de Mercado en el mes de octubre 2017 se sitúa en el SIC en 100,9 US$/MWh y en el SING en 88,4

US$/MWh. La fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo vigente a agosto 2017, correspondiente a la fijación del

segundo semestre del 2017, entregó precios de nudo de corto plazo de energía de 65, 5 US$/MWh y 55,9 US$/MWh

para las barras Quillota 220 kV y Crucero 220 kV respectivamente (ambos ajustados por banda de precio).

• Durante el mes de octubre 2017, al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ingresaron a tramitación

11 proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 158,4 MW, siendo no admitidos a

tramitación 2 proyecto por 26,0 MW; en este mes se aprobaron 7 proyectos de generación por 195,1 MW.



Capacidad instalada

Al mes de octubre 2017, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 17.673,7 MW.

Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 5.367,7 MW y es en un 91,8% de origen térmico en

base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 23.040,8 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%).

SIC Capacidad [MW]

Renovable 9.891,4

■ Hidro. Embalse 3.402,0

■ Hidro. Pasada 3.316,4

■ Biomasa 485,6

■ Eólico 1.217,7

■ Solar 1.469,7

No Renovable 7.781,7

■ Gas Natural 2.513,9

■ Carbón 2.494,0

■ Derivados Petróleo 2.773,8

Total

17.673,1

SING Capacidad [MW]

Renovable 437,6

■ Hidro. Pasada 10,9

■ Cogeneración 17,5

■ Eólico 90,0

■ Solar 319,2



■ Carbón 2.667,7

■ Fuel Oil 110,5

■ Diesel 174,7

■ Diesel + Fuel Oil 40,8

Total 5.367,7

SIC + SING Capacidad [MW]

Renovable 10.329,0

■ Embalse 3.402,0

■ Pasada 3.327,3

■ Biomasa 485,6

■ Cogeneración 17,5

■ Eólico 1.307,7

■ Solar 1.788,9



■ Carbón 5.161,7

■ Derivados Petróleo 3.099,8

Total 23.040,8

0,2% 0,3%1,7%5,9%

36,1%

49,7%

2,1%3,26% 0,8%

19,2%

18,8%

2,7%6,9%

8,3%14,2%

14,1%

15,70%

14,8%

14,4%

2,1%

0,1%

5,7%7,8%

19,3%

22,40%

13,5%



Centrales de generación en pruebas

En el mes de octubre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SIC son las siguientes:

En el mes de octubre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SING son las siguientes:

Centrales en Pruebas SIC

Central Tipo Potencia [MW]

California Ventures S.p.A. PMGD Solar 3,4

GR Boldo S.p.A PMGD Solar 3,0

Embalse Ancoa Hidro Pasada 27,0

Solar El Pelícano Solar 100,3

Sybac Solar Systems Chile SpA

PMGD Solar 3,0

La Quinta Solar PMGD Solar 2,9

PFV Panquehue II PMGD Solar 6,0

Orion Power S.A. PMGD Solar 3,0

Valle de la Luna II PMGD Solar 3,0

San Francisco Solar PMGD Solar 3,0

La Montaña 2 PMGD Hídrico 1,9

Dos Valles PMG Hídrico 3,0

PMGD Melo PMGD Hídrico 3,1

PMGD Caliboro PMGD Hídrico 1,5

PMGD Santa Isabel PMGD Hídrico 1,5

Doña Carmen Solar 34,9

PMGD La Viña - Alto la Viña

PMGD Hídrico 0,6

PMGD La Bifurcada PMGD Hídrico 0,2

Solar Antay Solar 13,0

La Mina Hídrico 40,0

PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,5

PMGD Cintac PMGD Solar 2,8

Río Colorado Hídrico 15,0

PMGD El Canelo II PMGD Térmico 3,0

PMGD Hidroriñinahue PMGD Hídrico 1,0

PMGD Los Pinos (Etapa I) PMGD Biogás 3,0

PMGD Piutel PMGD Hídrico 0,8

PMGD Cuz Cuz PMGD Solar 3,0

PMGD Molina PMGD Térmico 1,0

PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3

PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1

PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4

Panguipulli PMGD PMGD Hídrico 0,4

PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5 El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0 Loma Los Colorados PMG Solar 1,1

Alto Renaico PMG Hídrico pasada

1,5

California Ventures S.p.A. PMGD Solar 3,4

Total 306,4

Centrales en Pruebas SING

Central Tipo Potencia [MW]

Cerro Pabellón G2A Geotérmica 27,5

Cerro Pabellón G1A Geotérmica 27,5

Uribe Solar Solar 52,8

Cerro Dominador PV Solar 99,1

Parque Eólico Sierra Gorda

Este

Eólica 112,0

FV Bolero Solar 146,6

La Huayca II Solar 25,1

Solar El Águila I Solar 2,0

Total 492,6

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional



Centrales de generación en construcción

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a octubre 2017 se encuentran en

construcción 2.348 MW (39 centrales), de los cuales 34,8% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20

MW, un 19,5% a centrales termoeléctricas, y el restante 45,7% a centrales de tipo ERNC (solar: 40,1%; eólico: 52,0%; MiniHidro:

7,8%; Otras: 0,1%).

El detalle de los proyectos en construcción se encuentra en la siguiente tabla:

#Nombre

CentralTitular

Categoria

Grafico

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna SistemaInversión

($US MM)

1 Camar Comunidad Atacameña Camar Hidro 0.004 Nov/2017 II San Pedro de Atacama SIC 0.4

2 Convento Viejo Besalco-Brotec-Belfi Hidro 16 Nov/2017 VI Chimbarongo SIC 25

3 Chimbarongo Grenergy Solar 3 Nov/2017 VI Chimbarongo SIC 5

4 Sistema fotovoltaico - Vivero CONAF CONAF Solar 0,8 Nov/2017 XII Punta Arenas SEM 0,22

5 La Frontera Grenergy Solar 4.8 Nov/2017 VI Lolol SIC 5.5

6 Campesino Biogas AASA Energía Otros ERNC 1 Nov/2017 RM Melipilla SIC 1.4

7 Minicentral Pedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 2.1 Dec/2017 IX Villarrica SIC 6

8 Minicentral de pasada Santa Elena CH Sanata Elena S.A. Hidro 2.7 Dec/2017 IX Cunco SIC 10

9 Parque Eólico Cabo Leones Ibereólica Eólica 116 Dec/2017 III Freirina SIC 240

10 Santiago Solar AME Solar 115 Dec/2017 RM Til Til SIC 165

11 DAS S-Energy Solar 8 Dec/2017 III Diego de Almagro SIC 15

12 Cogeneradora Aconcagua Enap Térmica 77 Dec/2017 V Concón SIC 200

13 Concón Lipigas Térmica 6 Dec/2017 V Concón SIC 5

14 Minicentral Pichipedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 0.9 Jan/2018 IX Villarrica SIC 5

15 La Manga Ingetec Chile Solar 2.3 Jan/2018 RM San Pedro SIC 5

16 Portezuelo Grenergy Solar 3.0 Jan/2018 VI La Estrella SIC 5

17 CH Cumbres Cumbres S.A Hidro 19 Feb/2018 XIV Rio Bueno SIC 50

18 CH Palmar Hidroeléctrica Palmar S.A. Hidro 13 Feb/2018 X Puyehue SIC 55

19 Puerto Gaviota Municipalidad de Cisnes Hidro 0.1 Feb/2018 XI Puerto Cisnes Aysen 1.2

20 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia SPA Hidro 12 Mar/2018 VIII Yungay-Tucapel SIC 23

21 CH de Pasada Truful Forestal Neltume Carranco S.A. Hidro 3.2 Mar/2018 XIV Panguipulli SIC 18

22 Cernícalo OEnergy Solar 3 Apr/2018 VIII Hualpén SIC 5.0

23 Gorriones OEnergy Solar 3 Apr/2018 VII Retiro SIC 5.0

24 Punta Sierra Pacific Hydro Eólica 80 Aug/2018 IV Ovalle SIC 140

25 Parque Eólico Aurora AELA Eólica 192 Sep/2018 X Llanquihue SIC 40026 Pequeña CH de Pasada Blanco * Aaktei Energia SPA Hidro 2.5 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 927 Minicentral El Rescate * Guido Rietta Hidro 2.9 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 728 Central Hidroeléctrica Pangui * RP Global Hidro 9 Dec/2018 IX Curarrehue SIC 2129 MC Picoltue Bajo* Energía Cordillera (Beagle Energy) Hidro 1.1 Dec/2018 VIII Mulchen SIC 330 Sarco Mainstream Renewable Power Eólica 170 Dec/2018 III Freirina SIC 354.0

31 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,307

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,293

32 Los Cóndores Endesa Hidro 150 Sep/2019 VII San Clemente SIC 660

33 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0.3 Dec/2019 X Hualaihué SIC 3

34 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 VIII San Fabián de Alico SIC 350

35 PV Solar Cerro Dominador (ex-Atacama I) E2 EIG Solar 38 Jan/2018 II Maria Elena SING 101

36 Infraestructura Energética Mejillones U1 ENGIE (Ex E-CL) Térmica 375 Mar/2018 II Mejillones SING 1,100

37 Huatacondo Sojitz – Austrian Solar Solar 100 Jul/2018 I Pozo Almonte SING 150

38 Arica I Skysolar Group Solar 40 Oct/2018 XV Arica SING 50

39 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 Dec/2018 II Maria Elena SING 1,147

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 2,348 7,946

CENTRALES EN CONSTRUCCION UGP - OCTUBRE 2017

Fuente: Proyectos en Construcción e Ingresados a SEIA a octubre 2017, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile

Nuevos proyectos ingresados a la despensa este mes.



Demanda máxima y mínima

En el mes de octubre 2017, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.238,6 MW, siendo un 6,0% menor que la

máxima demanda registrada en el mes anterior. Además, es un 1,7% inferior a la registrada en el mismo mes de 2016.

La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.331,4 MW, siendo un 1,6% menor que la demanda

mínima registrada en el mes anterior. Además, es un 3,8% superior a la registrada en el mismo mes de 2016.

Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses

De igual forma, en el mes de octubre 2017 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.632,7 MW, siendo un

2,2% mayor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además, es un 8,7% superior a la registrada en el mismo mes

de 2016.

Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.938,7 MW, siendo un 2,5% menor que la demanda mínima

registrada en el mes anterior. Además, es un 10,6% superior que la registrada en el mismo mes de 2016.

Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses



sept-17 oct-16

Máxima 8.056,7 7.238,6 -6,0% -1,7%

Mínima 4.131,1 4.331,4 -1,6% 3,8%

∆% mes

Demanda SIC [MW]

Anual

2017oct-17

sept-17 oct-16

Máxima 2.632,7 2.632,7 2,2% 8,7%

Mínima 1.514,4 1.938,7 -2,5% 10,6%

Anual

2017oct-17

∆% mes

Demanda SING [MW]



Generación bruta

La generación bruta del SIC durante el mes de octubre 2017 alcanzó los 4.431 GWh, lo que representa un aumento del 2,2%

respecto al mes anterior y un 0,9% más respecto al mismo mes del año 2016.

Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses

En octubre la generación en el SIC provino en un 73,1% de fuentes renovables y el 26,9% restante de centrales térmicas.

La generación bruta del SING durante el mes de octubre 2017 alcanzó los 1.763 GWh, lo que representa un aumento del 6,5%

respecto al mes anterior y un 13,2% más respecto al mismo mes del año 2016.

Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses

En octubre la generación en el SING provino en un 86,0% de centrales térmicas.



sept-17 oct-16

Renovable 22.598 3.238 48,2% 44,8%

Hídrico 16.062 2.457 59,4% 56,0%

Biomasa 2.154 189 12,6% -15,9%

Eólico 2.507 344 25,2% 42,6%

Solar 1.875 247 23,5% 27,1%

Térmica 23.156 1.194 -44,5% -44,6%

Total 45.754 4.431 2,2% 0,9%

Generación bruta SIC [GWh]

Acumulado

2017oct-17

∆% mesFuente

sept-17 oct-16

Renovable 1.703 246 7,9% 83,1%

Hídrico 61 6 16,4% 0,6%

Eólico 458 54 3,8% 135,2%

Solar 1.134 175 13,7% 88,0%

Geotermica 51 11 123,1% --

Térmica 14.075 1.517 5,4% 5,7%

Total 15.778 1.763 6,5% 13,2%

Generación Bruta SING [GWh]

FuenteAcumulado

2017oct-17

∆% mes



En conjunto el SIC y el SING durante octubre 2017 tuvieron una generación de 6.194 GWh de energía lo que representa un

aumento del 3,4% respecto al mes anterior y un 4,1% más respecto al mismo mes del año pasado.

Gráfico 5: Generación bruta Total (SIC+SING) por fuente, últimos 13 meses

En octubre, considerando ambos sistemas eléctricos en conjunto, la generación provino en un 56,2% de fuentes renovables.

La hidroelectricidad aportó con el 39,8% de la generación total.

Participación de generadores

Con respecto a la generación bruta mensual del SIC, se

indican a continuación los porcentajes de participación de

las empresas, en el mes de octubre 2017, que concentran

en conjunto más del 80% de la generación total del

sistema.

SIC

Empresa Generación

bruta [GWh]

Participación [%]

Colbún 1.081 24%

Endesa 716 16%

Pehuenche 377 9%

AES Gener 353 8%

Guacolda 238 5%

Pangue 217 5%

Arauco BioeEnergía 70 2%

Parque Eólico San Juan 68 2%

Ibener 62 1%

Tinguiririca 61 1%

Eólica Talinay 49 1%

Petropower 44 1%

Pacific Hydro 44 1%

San Isidro 44 1%

E.E. Pilmaiquén 34 1%

Bioenergías Forestales S.A. 34 1%

E.E. Puyehue 30 1%

E.E. Panguipulli 28 1%

Total 3.550 80%

Análogamente para el SING, se indican a continuación los

porcentajes de participación de las empresas que

concentran en conjunto más del 80% de la generación del

sistema.

SING

Empresa Generación

bruta [GWh]

Participación [%]

E-CL 388 22%

COCHRANE 314 18%

Angamos 272 15%

Norgener 168 10%

Hornitos 97 5%

TAMAKAYA ENERGÍA 90 5%

Andina 84 5%

Total 1.413 80%



sept-17 oct-16

Renovable 24.300 3.484 45,1% 47,8%

Hídrico 16.122 2.463 59,3% 55,8%

Biomasa 2.154 189 12,6% -15,9%

Eólico 2.965 398 21,8% 50,6%

Solar 3.009 422 19,2% 46,9%

Geotermica 51 11 123,1% --

Térmica 37.231 2.710 -27,6% -24,5%

Total 61.532 6.194 3,4% 4,1%

Generación bruta SIC + SING [GWh]

FuenteAcumulado

2017oct-17

∆% mes



Ventas a clientes

Durante el mes de octubre 2017, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.158 GWh, un 2,2% mayor que las ventas

efectuadas el mes anterior y 0,3% más que las del mismo mes de 2016.

Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses

Así mismo, en octubre 2017 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.538 GWh, un 5,7% más que las ventas efectuadas

el mes anterior y un 11,1% más que las efectuadas el mismo mes de 2016.

Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses

En conjunto el SIC y el SING presentan un aumento de 3,1% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y un

3,0% más respecto al mismo mes de 2016. Del total de ventas entre el SIC y el SING, el 73,0% se realizaron en el SIC, y el

27,0% restante en el SING.

sept-17 oct-16

Regulados 29.782 2.736 2,4% -10,5%

Libres 27.107 2.960 3,8% 19,7%

Total 56.889 5.696 3,1% 3,0%

Tipo

cliente

Acumulado

2017oct-17

∆% mes

Ventas SIC + SING [GWh]



sept-17 oct-16

Regulados 28.100 2.558 2,2% -11,9%

Libres 14.717 1.600 2,2% 28,6%

Total 42.816 4.158 2,2% 0,3%

Ventas SIC [GWh]

Tipo

cliente

Acumulado

2017oct-17

∆% mes

sept-17 oct-16

Regulados 1.683 178 5,8% 14,3%

Libres 12.390 1.360 5,7% 10,7%

Total 14.073 1.538 5,7% 11,1%

Ventas SING [GWh]

Tipo

cliente

Acumulado

2017oct-17

∆% mes



Cumplimiento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales

Generación 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 septiembre 2017, comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de

barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses

(*) Para el 2017 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 6,5% sobre los retiros de energía afectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698

establece una obligación de ERNC de 9,0% sobre los retiros de energía afectos a ella.


ago-17 sept-16

Afecta a la Obligación 38.002,02 4.185,02 -4,9% 8,4%

Obligación Ley ERNC 2.691,10 299,54

Inyección Reconocida 7.768,01 965,89 0,7% 30,1%

∆% mes

ERNC

Acumulado 2017 sept-17Energía ERNC [GWh]



Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales

ERNC en operación [MW] (*) septiembre 2017

Biomasa 463

Eólica 1.305 Mini-hidro 476 Solar 1.769 Geotermia 24

Total 4.037,0

Al mes de octubre 2017 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una capacidad

instalada de 729,7 MW de energía renovable, sin considerar centrales hidroeléctricas de capacidad instalada superior a 40

MW, de los cuales 441,1 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta a continuación el listado de estas centrales y

su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de sus filiales), clasificándolas por tecnología y por tipo:

“ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con las condiciones necesarias pero fueron instaladas antes

del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran aquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MW.

Fuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC de la CNE octubre 2017

(*) Considera sólo proyectos entregados a explotación comercial.

Fuente: Elaboración propia en base a datos del Coordinador Eléctrico Nacional

Empresa Central Tecnología

Potencia

Bruta

[MW]

Tipo

Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable

Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC

Volcán Minihidro 13 Renovable

Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable

Andes Solar Solar FV 20 ERNC

Juncalito Minihidro 1,5 Renovable

Juncal Minihidro 29,2 Renovable

San Clemente Minihidro 5,4 ERNC

Carena Minihidro 9,8 Renovable

Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC

Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,6 Renovable

San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable

Los Quilos Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable

La Mina Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Canela I Eólica 18,2 ERNC

Canela II Eólica 60 ERNC

Loma Alta Minihidro > 20 MW 40 Renovable

Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC

Sauzalito Minihidro 12 Renovable

Los Molles Minihidro 18 Renovable

Monte Redondo Eólica 48 ERNC

Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable

El Águila Solar FV 2 ERNC

Laja I Minihidro 34,4 ERNC

Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC

Pacific Hydro Coya Pasada 12 Renovable

EDF Chile FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC

AES Gener

Colbún

Enel Generación

Engie



Costo marginal

El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En

este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra

Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual

de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos

marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los

costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para

transformar la unidad a US$/MWh.

Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses

Precio Medio de Mercado

El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por las

empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que

finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como el

promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De igual

manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las unidades de

$/kWh a US$/MWh.

Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses

Fuente: CNE


sept-17 oct-16

SIC 60,9 39,1 -22,1% -20,0%

SING 54,9 58,9 20,2% 24,1%

Promedio 59,3 44,7 -10,3% -7,8%

SistemaPromedio

2017oct-17

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]

sept-17 oct-16

SIC 95,7 100,9 -0,1% 6,3%

SING 87,1 88,4 -4,6% 12,7%

Promedio 93,5 97,3 -1,4% 7,5%

SistemaPromedio

2017oct-17

∆% mes

Precio Medio de Mercado [US$/MWh]



Evolución de precios

Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de Nudo

de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.

Gráfico 11: Evolución de Precios SIC

Gráfico 12: Evolución de Precios SING

0

50

100

150

200

250

300

350

US

$/M

Wh

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado

0

50

100

150

200

250

300

350

US

$/M

Wh

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado



Índices de precio de combustibles

La gráfica a continuación muestra, a octubre 2017, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo del

Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico,

normalizando los valores al mes de enero 2007.

Gráfico 13: Índices de precio de combustibles

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

PMM SIC PMM SING Crudo Brent DTD

Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B

Fuente: CNE



Pronóstico de deshielos

Para el período Noviembre 2017 – Marzo 2018, en el SIC se estima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos

del 72%. Para los próximos meses, se indica, en base al Tercer Pronóstico de Deshielos (Fines de Octubre de 2017), la

estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:

Tabla 1 Probabilidades de Excedencia Estimadas Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018

Prob. Excedencia

Estimada

Punto a considerar PExced.

nov 17-mar 2018

c2. Afluente a 0,89 Embalse C.Rapel

(S/Teno)

e1. Afluentes 0,78 Laguna Maule

f1. Afluentes 0,53 L.Laja (RN) (S/Alto

Polcura)

g1. Afluentes 0,57 Embalse Ralco

Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018




Proyectos de generación en el SEIA

Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados al

Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitivos, y de los proyectos aprobados durante el mes

de octubre 2017.

Acumulado 2017 octubre - 17

MW Ingresados MW Aprobados MW Ingresados MW

Admitidos MW

No Admitidos MW Aprobados

SIC 824,8 2.001,0 108,4 82,4 26,0 95,1

SING 6.694,1 1.991,7 50,0 50,0 0,0 100,0

Total 7.518,9 3.992,7 (*) 158,4 132,4 26,0 195,1

(*) 9 MW Corresponden al Sistema Interconectado Magallanes

Durante el mes de octubre 2017 se aprobaron 7 proyectos de generación.

Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso

Planta Fotovoltaica Jahuel 9 MW 16,2 9,0 Fotovoltaico SIC 23-03-2016 Parque fotovoltaico Granja Solar 200,0 100,0 Fotovoltaico SING 21-07-2016 Ampliación Minicentral Hidroeléctrica Las Flores 2,6 2,1 Pasada SIC 20-07-2016 Proyecto Fotovoltaico “Aurora del Huasco” 83,0 38,0 Fotovoltaico SIC 24-08-2016 Parque solar fotovoltaico El Laurel 12,8 9,0 Fotovoltaico SIC 22-08-2016 Parque Eólico Buenaventura 56,0 28,0 Eólica SIC 21-09-2016 Planta Fotovoltaica Los Libertadores 14,5 9,0 Fotovoltaico SIC 21-11-2016

En el mismo mes de octubre 2017 se registraron 2 proyectos No Admitidos a Tramitación.

Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso

Parque Solar Recoleta 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 23-10-2017 Minihidro Santa Olga 36,0 17,0 Pasada SIC 05-10-2017

Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:

Proyecto Inversión [MMUS$]

Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso

Planta de Generación de Energía Eléctrica con Tecnología KPP

17,2 7,4 KPP SIC 23-10-2017

Proyecto Eólico Coihue 30,0 21,0 Eólica SIC 23-10-2017

Parque Fotovoltaico Granate 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Parque Fotovoltaico Bronte 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Parque Fotovoltaico Sunhunter 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Parque Fotovoltaico Pastrán 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Parque Fotovoltaico Anakena 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Parque Fotovoltaico Don Enrique 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20-10-2017

Ampliación Proyecto Central Geotérmica Cerro Pabellón

200,0 50,0 Geotérmica SING 06-10-2017

“Central Hidroeléctrica de Pasada El Brujo” 25,5 11,0 Pasada SIC 26/09/2017

Parque Fotovoltaico Litre del Verano 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

Planta Fotovoltaica Rinconada 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017


http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2131223268
























PLANTA FOTOVOLTAICA PARAGUAY 13,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

PLANTA FOTOVOLTAICO LO MIRANDA 8,2 9,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017

Planta Fotovoltaica El Melón 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017

Central de Respaldo RASO 1 1,5 5,8 Diésel-Gas SIC 20/09/2017

Planta Bio Energía Los Pinos 15,0 6,2 Biomasa SIC 24/08/2017

Planta Fotovoltaica Punitaqui 11,0 9,0 Fotovoltaica SIC 23/08/2017

Fotovoltaica del Desierto 14,0 9,0 Fotovoltaica SING 23/08/2017

PROYECTO TERMOSOLAR BUNDANG-GU POZO ALMONTE

4500,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/08/2017

Proyecto Solar fotovoltaico Ciprés 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017

Proyecto Solar fotovoltaico Granada 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017

Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/07/2017

Proyecto ERNC Loa 495,0 412,5 Fotovoltaico-Eólica SING 21/07/2017

Minihidro El Médano 18,0 6,6 Pasada SIC 21/07/2017

Autogeneración eléctrica Terminal GNL Mejillones

0,0 5,3 Gas SING 20/07/2017

Planta Fotovoltaica Placilla 8,8 9,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017

Planta Fotovoltaica Rovian 6,9 7,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017

Planta Fotovoltaica Doñihue 7,4 7,5 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017

Proyecto Fotovoltaico Libertadores 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/06/2017

Proyecto Fotovoltaico La Blanquina 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 21/06/2017

Proyecto Electro Solar Tamarugal 4500,0 1000,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 22/05/2017

Proyecto Fotoelectricidad El Loa 6500,0 1100,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 19/05/2017

Parque Fotovoltaico Pepa del Verano 25,8 18,0 Fotovoltaico SIC 21/04/2017

Parque Eólico Cabo Leones III 181,7 173,3 Eólica SIC 06/04/2017

Proyecto Hidroeléctrico El Mañío (Reingreso) 15,5 7,2 Pasada SIC 22/03/2017

Parque Fotovoltaico Verano de San Juan 22,5 18,0 Fotovoltaico SING 24/01/2017

Planta Fotovoltaica Guadalupe 8,0 5,6 Fotovoltaico SIC 23/01/2017

Proyecto Parque Solar Tricahue 9,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/01/2017

Planta Generadora Tapihue II 3,5 6,4 Gas SIC 23/12/2016

Central a Gas Natural Las Arcillas 400,0 480,0 Gas SIC 03/10/2016

Central Hidroeléctrica del Río Chaica” 15,0 7,3 Pasada SIC 23/09/2016

Parque Fotovoltaico Santa Isabel 600,0 408,0 Fotovoltaico SING 22/09/2016

Parque Fotovoltaico El Litre 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2016

Planta Bioenergía Ñuble 44,1 20,5 Biomasa SIC 23/08/2016

Parque Solar Fotovoltaico El Laurel 12,8 9,0 Fotovoltaico SIC 22/08/2016

Planta Solar Fotovoltaica Libertad I y II 150,0 116,0 Fotovoltaico SIC 11/08/2016

Parque Fotovoltaico Sol de Vallenar 620,0 308,7 Fotovoltaico SIC 25/07/2016

Andes Lng 650,0 540,0 Gas SIC 21/07/2016

Proyecto Hidroeléctrico Alazán 30,0 11,5 Pasada SIC 19/07/2016

Planta Fotovoltaica Santa Rosa 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 13/07/2016

Parque Solar Fotovoltaico Nuevo Futuro 200,0 144,0 Eólica SIC 06/07/2016

Ampliación Central Térmica Los Guindos 180,0 272,0 Gas-diesel SIC 05/07/2016

Parque Eólico Puelche Sur 260,0 153,0 Eólica SIC 04/07/2016

Parque Eólico Tolpán Sur 200,0 140,4 Eólica SIC 21/06/2016

Parque Eólico Las Viñas 117,0 58,7 Eólica SIC 21/06/2016

Parque Eólico Los Cerrillos 67,0 51,8 Eólica SIC 20/06/2016

Parque Solar Cordillera 315,0 190,0 Solar SIC 18/06/2016

Central de Ciclo Combinado Tierra Noble 400,0 600,0 Gas SIC 26/05/2016























http://seia.sea.gob.cl/expediente/expediente.php?id_expediente=2132358277&modo=ficha





























Parque Eólico Piedra Amarilla 118,0 69,3 Eólica SIC 20/05/2016

Parque Solar Samantha 160,0 81,0 Fotovoltaico SIC 24/02/2016

Parque Eólico Lomas de Duqueco 200,0 58,8 Eólica SIC 22/02/2016

Proyecto Llanta Norte 2 90,0 68,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Proyecto Llanta Norte 1 45,0 34,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Parque Solar Pirita 161,7 97,7 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Proyecto Diego de Almagro Sur 2 86,0 66,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016

Proyecto Diego de Almagro Sur 1 83,2 64,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016

Parque Eólico Calbuco 76,5 42,5 Eólica SIC 08/02/2016

Parque Eólico Cancura 71,0 39,6 Eólica SIC 22/01/2016

Parque Eólico Vergara 65,0 36,3 Eólica SIC 22/01/2016

Estudio de Impacto Ambiental “Parque Eólico Pililín”

110,0 51,0 Eólica SIC 15/01/2016

Central Nueva ERA 680,0 510,0 Gas SIC 28/12/2015

Parque Solar El Tapial 400,0 195,0 Fotovoltaico SIC 23/10/2015

Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico SIC 19/06/2015

Central Fotovoltaica Inca de Varas II 130,0 95,0 Fotovoltaico SIC 25/02/2015

Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón 24,0 11,0 Pasada SIC 23/12/2013

Central Hidroeléctrica Los Aromos 91,1 19,9 Pasada SIC 23/12/2013

Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada SIC 23/12/2013

Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones

24,0 12,0 Pasada SIC 09/12/2013

Central Termoeléctrica Ttanti 1300,0 1290,0 Gas Natural SING 22/11/2013

Parque Eólico Cateao 224,0 100,0 Eólica SIC 27/05/2013

Fuente: SEIA

























http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?id_expediente=8192018&idExpediente=8192018&modo=ficha


Cuadro Resumen Octubre 2017

SIC SING Total

Parque generador (octubre)

Capacidad instalada [MW] 17.673,1 5.367,7 23.040,8

Térmico [MW] 8.267,3 4.947,6 13.214,9

Hídrico [MW] 6.718,4 10,9 6.729,3

Eólico [MW] 1.217,7 90,0 1.307,7

Solar [MW] 1.469,7 319,2 1.788,9

Demanda máxima [MW] 7.238,6 2.632,7 -

Demanda mínima [MW] 4.331,4 1.938,7 -

Margen de reserva teórico [%] 144% 104% -

Producción de energía (octubre)

Generación bruta [GWh] 4.431 1.763 6.194

Térmico [GWh] 1.194 1.517 2.710

Hídrico [GWh] 2.457 6 2.463

Biomasa [GWh] 189 - 189

Eólico [GWh] 344 54 398

Solar [GWh] 247 175 422

Geotérmica [GWh] - 11 11

Participación de generadores (por GWh) 18G > 80% 7G > 80% -

Ventas a clientes [GWh] (octubre) 4.158 1.538 5.696

Regulados [GWh] 2.558 178 2.736

Libres [GWh] 1.600 1.360 2.960

Dif. entre generación y ventas [%] (octubre) 6,2% 12,8% 8,0%

Energías Renovables No Convencionales (septiembre)

Afecta a la Obligación [GWh] - - 4.185,0

Obligación Ley 20.257 y Ley 20.698 [GWh] - - 299,5

Inyección Reconocida [GWh] - - 965,9

Precio de la energía (octubre)

Costo marginal [US$/MWh] 39,1 58,9 44,7

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 100,9 88,4 97,3

Proyectos de generación (octubre)

Ingresados al SEA [MW] 108,4 50,0 158,4

Admitidos por el SEA [MW] 82,4 50,0 132,4

No Admitidos por el SEA [MW] 26,0 0,0 26,0

Aprobados por el SEA [MW] 95,1 100,0 195,1



Información Importante

“El presente Boletín ha sido elaborado por la Dirección de

Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras de

Chile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionar al

público general información relativa al sector eléctrico

actualizada a la fecha de su emisión. El contenido está

basado únicamente en informaciones de carácter público

tomadas de fuentes que se consideran fiables, pero

dichas informaciones no han sido objeto de verificación

alguna por parte de la Asociación, por lo que no se ofrece

ninguna garantía, expresa o implícita en cuanto a su

precisión, integridad o corrección.

La Asociación no asume compromiso alguno de

comunicar cambios hechos sin previo aviso al contenido

del Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociación no

asume responsabilidad alguna por cualquier pérdida

directa o indirecta que pudiera resultar del uso de este

documento o de su contenido.”


Boletín del Mercado Eléctrico Sector Generación

Documents

Transcript of Boletín del Mercado Eléctrico Sector Generación