Post on 17-Jul-2022
DATOS CERTIFICADOS EN BLOCKCHAIN
ANUARIO ESTADÍSTICODE ENERGÍA 2019
2 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
CARTA DE LAS AUTORIDADESNOTICIAS DESTACADASPRINCIPALES INDICADORES
01 CONTEXTO ENERGÉTICO01 Contexto internacional02 Contexto local
02 SECTOR ELÉCTRICO01 Proyectos de generación en construcción02 Proyectos de transmisión en construcción03 Capacidad instalada de generación04 Capacidad instalada de transmisión05 Generación eléctrica bruta06 Retiros de energía eléctrica07 Proyección de demanda08 Hidrología09 Costos marginales10 Precio nudo de corto plazo11 Precio medio de mercado12 Precio nudo traspasable a cliente final13 Precio monómico de los sistemas medianos14 Valor agregado de distribución15 Cuenta tipo16 Calidad de suministro eléctrico17 Ley de generación distribuida
03 SECTOR HIDROCARBUROS01 Precios internacionales de combustibles de referencia02 Importaciones y exportaciones de combustibles03 Refinación y comercialización de petróleo04 Terminales de gas natural licuado05 Venta de combustibles06 Inventario de combustibles07 Precios nacionales de combustibles líquidos08 Margen bruto de comercialización de combustibles09 Precios nacionales de gas licuado de petróleo envasado10 Precios nacionales de gas por redes concesionadas
46
22
242629
343640495354585960686971727478838587
909295
100102105107109113117119
ÍNDICE
3
04 PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL01 Proyectos ingresados a evaluación ambiental02 Proyectos en evaluación ambiental03 Proyectos con RCA aprobada
05 NORMATIVAS SECTORIALES01 Cronología de las principales normativas energéticas nacionales02 Normas publicadas en el diario oficial03 Normas sectoriales no publicadas en el diario oficial04 Dictámenes del panel de expertos
06 BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA01 Matriz de energía primaria02 Consumo final de energía03 Intensidad energética04 Independencia energética05 Consumos regionales
07 CAMBIO CLIMÁTICO01 Emisiones de gases efecto invernadero del sector energía02 Intensidad de emisiones03 Factores de emisión04 Mitigación de emisiones GEI energías renovables
08 INDICADORES REGIONALES
ANEXOS
GLOSARIO
122124126127
132134138141161
162164166169170171
174176178179180
182
188
190
4 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Estimadas y estimados:
El Anuario Estadístico 2019 de la Comisión Nacional de Energía es un completo informe sobre datos re-levantes del sector energético, lo que permite tener una amplia visión del desempeño del sector en los últimos años, tanto a nivel nacional como local. De esta forma, se constituye en una herramienta para el análisis y la toma de decisiones en el sector energético nacional, impulsando un mayor desarrollo.
Al mismo tiempo, este documento es un ejemplo del tipo de iniciativas que estamos impulsando desde el Gobierno para promover la oportunidad y transparencia en la entrega de la información hacia los distintos públicos objetivos.
Mediante esta quinta versión queremos contribuir a la comprensión y al acceso de la ciudadanía a los temas energéticos, además de promover la formación de capital humano en el sector y la participación de los distintos especialistas.
Este anuario se enmarca en lo establecido en la “Ruta Energética 2018-2022”, especialmente en el Eje 1 “Modernización energética: acercando el futuro”, en el que se aborda la necesidad de implementar ejercicios de innovación abierta en el sector energía.
Aprovecho de destacar el importante esfuerzo que han puesto los profesionales de la Comisión Nacio-nal de Energía para estar permanentemente mejorando la entrega de contenido y buscando diferentes formas para visibilizar los datos energéticos más relevantes.
6 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Estimadas y estimados:
El Anuario Estadístico 2019 de la Comisión Nacional de Energía es un completo informe sobre datos re-levantes del sector energético, lo que permite tener una amplia visión del desempeño del sector en los últimos años, tanto a nivel nacional como local. De esta forma, se constituye en una herramienta para el análisis y la toma de decisiones en el sector energético nacional, impulsando un mayor desarrollo.
Al mismo tiempo, este documento es un ejemplo del tipo de iniciativas que estamos impulsando desde el Gobierno para promover la oportunidad y transparencia en la entrega de la información hacia los distintos públicos objetivos.
Mediante esta quinta versión queremos contribuir a la comprensión y al acceso de la ciudadanía a los temas energéticos, además de promover la formación de capital humano en el sector y la participación de los distintos especialistas.
Este anuario se enmarca en lo establecido en la “Ruta Energética 2018-2022”, especialmente en el Eje 1 “Modernización energética: acercando el futuro”, en el que se aborda la necesidad de implementar ejercicios de innovación abierta en el sector energía.
Aprovecho de destacar el importante esfuerzo que han puesto los profesionales de la Comisión Nacio-nal de Energía para estar permanentemente mejorando la entrega de contenido y buscando diferentes formas para visibilizar los datos energéticos más relevantes.
MINISTRO DE ENERGÍAJUAN CARLOS JOBET
MINISTRO DE ENERGÍAJUAN CARLOS JOBET ELUCHANS
5
Con el objetivo de contribuir con información pública, transparente y clara, la Comisión Nacional de Energía presenta la quinta versión del Anuario Estadístico, documento que contiene las principales ci-fras, normativas e información del año 2019.
Dentro de nuestros lineamientos orientados a la mejora continua, en esta nueva versión podrán encontrar información más completa y nuevos temas estadísticos que nos permiten tener una visión integral del país, sobre todo respecto a cómo el sector energía está enfrentando el desafío del cambio climático.
Este anuario complementa y compila la información entregada en las distintas herramientas que imple-menta el Departamento de Información, Estadísticas y Participación Ciudadana, como son: las platafor-mas de Energía Abierta, Energía Maps y Energía Región, además del Reporte Financiero, los Reportes Energéticos Mensuales y el Reporte Diario del Sector Energético.
Agradezco al equipo que trabaja diariamente para cumplir con el compromiso de poner a disposición de la ciudadanía información relevante del sector energético, asegurando que esta sea oportuna, completa y accesible para todos.
Destaco que este es el segundo año en que los datos vienen certificados con Blockchain, lo que asegura aún más la calidad y confiabilidad de la información.
Nuestra meta es seguir promoviendo el conocimiento y la co-creación en materia energética, además de potenciar el acceso a la innovación y participación, generando condiciones para un desarrollo diversifi-cado y una participación ciudadana activa e informada.
SECRETARIO EJECUTIVOJOSÉ VENEGAS MALUENDA
6 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
NOTICIAS DESTACADAS 2019
ENERO
Ministerio de Energía y CNE realizaron Seminario “Nueva Distribución Eléctrica en Chile”
En el aula magna de la Casa Central de la Universidad Católica se realizó el jueves 24 de enero el seminario “Nueva Distribución Eléctrica en Chile” –or-ganizado por el Ministerio de Energía–, en el cual se presentaron los detalles del proceso de modernización de la regulación del segmento de la distribu-ción eléctrica, su estado de avance e hitos futuros.
El evento contó con la participación de más de 300 representantes de la in-dustria, academia y sociedad civil.
El Ministerio de Energía, junto a la Comisión Nacional de Energía, lideraron un proceso participativo entre los distintos actores en torno al cambio regula-torio de distribución. Para ello, se llevó a cabo un estudio con el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería, además de talleres explicativos.
CNE emitió Informe Técnico Final del Plan de Expan-sión Anual de la Transmisión 2018
La Comisión Nacional de Energía emitió el 11 de enero el Informe Técnico Final que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Siste-ma Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2018, que contempla un total de 68 obras nuevas y ampliaciones en los sistemas de Transmisión Nacional y Zonal, por USD 1.464 millones.
La principal obra considerada en el Plan de Expansión corresponde a la in-clusión de una Nueva Línea HVDC (corriente continua) de aproximadamente 1.500 km, entre las subestaciones existentes Kimal y Lo Aguirre, con capa-cidad para transmitir al menos 2.000 MW, desde la zona norte de Chile a la zona central y estimándose un valor de inversión de 1.176 millones de dólares.
7
FEBRERO
Comisión Nacional de Energía inició proceso de Plan de Expansión de la Transmisión año 2019
El lunes 4 de febrero la CNE inició la difusión de la convocatoria a los propo-nentes para que presenten proyectos para el Plan de Expansión de la Trans-misión año 2019, en conformidad a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos.
Tras recibir la propuesta de expansión por parte del Coordinador Eléctrico Nacional y con la difusión de esta convocatoria, la CNE comenzó el proceso de elaboración del Plan de Expansión de la Transmisión correspondiente al año calendario 2019.
CNE puso en Consulta Pública el Anexo Técnico de los Sistemas de Medición, Monitoreo y Control
La CNE inició el proceso de Consulta Pública del borrador del Anexo Técnico de Sistemas de Medición, Monitoreo y Control de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución.
El objetivo de este documento es definir los requerimientos, características e índices de desempeño mínimos que deberán cumplir los sistemas de medida que deben ser implementados por las Empresas Distribuidoras.
CVE 1538099 | Director: Juan Jorge Lazo RodríguezSitio Web: www.diarioficial.cl | Mesa Central: +562 2486 3600 Email: consultas@diarioficial.cl
Dirección: Dr. Torres Boonen N°511, Providencia, Santiago, Chile.
Este documento ha sido firmado electrónicamente de acuerdo con la ley N°19.799 e incluye sellado de tiempo y firma electrónicaavanzada. Para verificar la autenticidad de una representación impresa del mismo, ingrese este código en el sitio web www.diarioficial.cl
DIARIO OFICIALDE LA REPUBLICA DE CHILE
Ministerio del Interior y Seguridad Pública
IVSECCIÓN
LICITACIONES, CONCURSOS, CITACIONES Y EXTRAVÍO DE DOCUMENTOS
Núm. 42.267 | Miércoles 30 de Enero de 2019 | Página 1 de 1
AvisosCVE 1538099
MINISTERIO DE ENERGÍA
Comisión Nacional de Energía
CONSULTA PÚBLICA DE ANEXO TÉCNICO DE SISTEMAS DE MEDICIÓN,
MONITOREO Y CONTROL DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DESERVICIO PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN, DE CONFORMIDAD AL
PROCEDIMIENTO NORMATIVO INICIADO MEDIANTE RESOLUCIÓN CNEN° 477 EXENTA, DE 29 DE AGOSTO DE 2017
De conformidad a lo señalado en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios
Eléctricos, en los artículos 32° y 33° del Reglamento para la Dictación de NormasTécnicas que Rijan los Aspectos Técnicos, de Seguridad, Coordinación, Calidad,Información y Económicos del Funcionamiento del Sector Eléctrico, aprobado pordecreto supremo N° 11, de 2017, del Ministerio de Energía, y en la resolución exentaCNE N° 477, de 29 de agosto de 2017, mediante la cual se dio inicio al procedimiento deelaboración del Anexo Técnico de Sistemas de Medición, Monitoreo y Control de laNorma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, la ComisiónNacional de Energía somete a Consulta Pública el borrador de dicho anexo.
El plazo de la referida Consulta Pública se extenderá por veinte días hábilescontados desde la publicación del presente aviso en el Diario Oficial, período durante elcual el anexo técnico señalado y los respectivos formatos para observaciones, seencontrarán disponibles en el sitio de dominio electrónico de la Comisión Nacional deEnergía, www.cne.cl, accediendo a través de los siguientes acápites: Normativas /Electricidad / Consulta Pública.
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
8 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
MARZO
ABRIL
Comisión Nacional de Energía firmó acuerdo interins-titucional con la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil
El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, y el Director General de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, André Pepitone, firmaron el 22 de marzo un Acuerdo interinstitucional con el ob-jetivo de promover y fortalecer la cooperación entre ambas, en materias del sector energético propias de sus competencias.
La actividad se realizó en dependencias de la Comisión Nacional de Energía, en Santiago, hasta donde llegó el Director General de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, André Pepitone, quien conoció el trabajo de la CNE y de su equipo directivo.
La cooperación entre ambas instituciones incluirá compartir e intercambiar experiencias en las licitaciones de suministro de energía eléctrica en Chile y en Brasil, en materia de regulación de transmisión y distribución de energía eléctrica, en normativas, en la recopilación y el desarrollo de información y estadísticas energéticas, en el tema de buenas prácticas regulatorias, entre otros tópicos.
La firma entre CNE y ANEEL coincidió con la visita oficial que realizó el Presi-dente de Brasil, Jair Bolsonaro a Chile, el 22 y 23 de marzo.
CNE comenzó proceso de Valorización de los Sistemas de Transmisión para el periodo 2020–2023
La Comisión Nacional de Energía dio inicio (10 abril) a los estudios de valoriza-ción de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal, del sistema de transmisión para polos de desarrollo, y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.
Para ello, la CNE realizará conjuntamente la publicación de las Bases Técnicas y Administrativas Definitivas para la realización de los estudios de valorización de las instalaciones de los sistemas de transmisión y el llamado a Licitación Pública Internacional para la realización de dichos estudios, al que hace referencia el artí-culo 108° de la Ley N° 290.936.
De esta forma, la CNE comenzó el Proceso Cuadrienal de Valorización de los Sis-temas de Transmisión para el periodo 2020-2023, luego de que emitiera el 9 de abril el Informe Técnico Definitivo de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el período 2020-2023.
9
Ministra Jiménez reveló que participación laboral de las mujeres en la industria energética es solo de 23%
La ministra de Energía, Susana Jiménez, acompañada de la ministra de la Mujer y Equidad de Género, Isabel Plá, presentó el 26 de abril el diagnóstico de las principales barreras y brechas en la inserción laboral de las mujeres en el sector energético chileno y que muestra que la participación femenina en el sector energético es de 23%, frente al 77% que representa la fuerza laboral masculina.
El diagnóstico, realizado durante 2018 en conjunto con 41 empresas del sector de Energía, es el punto de partida del plan de acción de género que impulsa el Ministerio de Energía durante los años 2019-2022, y que es una meta de la Ruta Energética.
Los resultados muestran que en cuanto a los altos cargos, el 25% de los direc-tores, el 10% de los CEO, el 18% de los gerentes y el 17% de los subgerentes son mujeres. En cargos intermedios, el 21% de los profesionales y el 9% de los operarios corresponden a este género. A su vez, la única área donde pre-domina la fuerza laboral femenina es en el área administrativa con un 51%.
Respecto a las remuneraciones, la brecha entre hombres y mujeres se hace más significativa en los cargos de gerencia y administrativos con un -38% en los salarios femeninos versus los masculinos, en los primeros, y -40% en el área administrativa.
10 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
MAYO
Avanzan los Planes de Expansión de la Transmisión años 2018 y 2019
El 29 de mayo, la CNE emitió el Informe Técnico Definitivo que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente a 2018 y que contempla como principal obra la Línea HVDC (en corriente continua), que aportará más de 1.500 MW de capacidad de transmisión desde la zona norte de Chile a la zona central, permitiendo con ello el aprovechamiento de los recursos de generación de energía eficiente y limpios localizados en el Norte Grande del país.
La consolidación de este plan de desarrollo de la transmisión nacional, ade-más, facilita el avance en los planes de descarbonización que está impulsando el Ministerio de Energía y que permitirán no solo que más energía renovable limpia fluya para abastecer la demanda del país, sino que también propiciará mayores niveles de competencia.
Respecto al Plan de Expansión de la Transmisión 2019, la CNE recibió de 32 empresas promotoras la cantidad de 161 proyectos para ser evaluados para su incorporación en el plan, proyectos que totalizaron montos de inversión por cerca de 2.467 millones de dólares.
Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Ener-gía presentó su Cuenta Pública 2018
Con la presencia de autoridades y representantes del sector energético y de los miembros del Consejo de la Sociedad Civil, el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, realizó el 3 de mayo su Cuenta Pública, corres-pondiente a su gestión desarrollada durante el año 2018.
Esta actividad se realizó en el marco de la Ley N° 20.500 sobre Asociaciones y Par-ticipación Ciudadana en la Gestión Pública y de lo establecido en la “Ruta Energé-tica 2018-2022: Liderando la Modernización con sello ciudadano” del Ministerio de Energía, en cuanto a facilitar y promover el acceso a la información, recursos y contenidos de energía a la ciudadanía.
El Secretario Ejecutivo de la CNE inició su presentación destacando los principales hitos ocurridos durante el 2018, como el trabajo que realizó el organismo para cumplir con el Plan Normativo Anual que consideró trece normativas; la imple-mentación del nuevo régimen de Servicios Complementarios, y la finalización del segundo Plan de Expansión de la Transmisión año 2018 y del Informe Técnico Final de Calificación de Instalaciones de Transmisión.
11
JUNIO
Gobierno anunció la salida de ocho centrales a carbón en cinco años y la meta de retiro total al 2040
En un hito histórico para nuestro país, el Presidente Sebastián Piñera, junto a las ministras de Energía, Susana Jiménez, y de Medio Ambiente, Carolina Schmidt, anunció el 4 de junio el retiro de ocho centrales a carbón en cinco años y la meta de retiro total al 2040.
El retiro de las operaciones de las unidades se realizará través de un crono-grama que establece el cese de los primeros 1.047 MW de las ocho centrales más antiguas a 2024. Dichas unidades están en las comunas de Iquique (1), Tocopilla (4), Puchuncaví (2) y Coronel (1), y representan en su conjunto un 19% del total de la capacidad instalada de centrales a carbón.
La etapa de mediano plazo consiste en el compromiso de definir fechas en nuevas mesas de trabajo conformadas cada cinco años, que permitan es-tablecer cronogramas específicos de retiro, dando cuenta de los impactos económicos, sociales y ambientales de esta decisión. Todo lo anterior, con la ambición común entre empresas y gobierno para el retiro de operaciones del parque total de centrales a carbón antes de 2040.
Las primeras centrales a cerrar este año serán las unidades 12 y 13 de Tocopi-lla, las que iniciaron su operación hace 36 y 34 años respectivamente, y que en su conjunto suman una potencia instalada de 171 megawatts.
Al evento asistieron autoridades de gobierno, parlamentarios, ejecutivos de las empresas de generación firmantes del acuerdo (Enel, AES Gener, Colbún y Engie), y representantes de los gremios del sector Energía y de la sociedad civil.
12 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Presidente Piñera inauguró carretera eléctrica Cardo-nes Polpaico que impulsará uso de energías limpias
El Presidente de la República, Sebastián Piñera, junto a los ministros de Ener-gía, Juan Carlos Jobet, y de Economía, Juan Andrés Fontaine, puso en marcha el 20 de junio la línea de transmisión Cardones–Polpaico, la infraestructura de transporte eléctrico más importante en más de 30 años en Chile, y que contó con una inversión de US$ 1.000 millones.
El proyecto de 753 km de extensión fortalecerá la interconexión completa del Sistema Eléctrico Nacional, uniendo el Sistema Eléctrico del Norte Grande (SING) y el del centro-sur (SIC). Son 1.728 torres desplegadas en 20 comunas de las regiones de Atacama, Coquimbo, Valparaíso y Metropolitana.
El objetivo es potenciar el sistema de transmisión eléctrica nacional y uno de sus mayores beneficios es que aproximadamente 5,7 millones de hogares recibirán electricidad de centrales de energía renovable ubicadas en el norte del país, especialmente fotovoltaicas y eólicas.
La nueva línea de transmisión ayudará a avanzar en la descarbonización de la matriz energética.
Además, hace que mejoren las condiciones de mercado eléctrico para los ba-lances de transferencia de energía entre generadoras y la competencia en el mercado de generación, lo que puede redundar en una disminución de los precios de la electricidad.
13
Gobierno y sector energía firmaron acuerdo para au-mentar la inserción femenina
El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, firmó el lunes 29 de julio el Manifiesto que elaboró el Ministerio de Energía en el marco de la Agenda “Energía + Mujer” y que busca comprometer a los organismos pú-blicos y entidades privadas del sector en la inserción laboral de la mujer.
El manifiesto establece: “nuestro compromiso es trabajar para una mayor par-ticipación e inserción laboral de las mujeres en el sector energía, a través del reclutamiento, desarrollo y promoción, que se traduzca en mayor balance en puestos de liderazgo, equidad en las remuneraciones, ambientes de trabajo seguros y libres de violencia y a través de la conciliación laboral, familiar y personal de nuestros trabajadores y trabajadoras”.
La firma del documento fue liderada por el Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, a la que se sumaron -entre otros- el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléc-trico Nacional, Juan Carlos Olmedo; el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo; el presidente del directorio de ACERA, José Ignacio Escobar, y su director ejecu-tivo, Carlos Finat, y el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach.
El ministro Jobet explicó que el “Plan de Acción Público-Privado 2019-2022 busca aterrizar los justos anhelos que nos convocan a todos. Hoy firmamos un compro-miso explícito por parte de todos los actores del sector con la no discriminación, la igualdad y equidad de género. Es un paso y vienen más. Estos logros son valiosos porque marcan tendencia, y eso traerá beneficios no solo a las mujeres y al sector energético, sino que a la sociedad y –me atrevo decir– a la humanidad completa”.
Comité Especial de Nominaciones inició Concurso Pú-blico para proveer dos cargos de Consejeros del Con-sejo Directivo del Coordinador
El Comité Especial de Nominaciones –integrado por la Comisión Nacional de Energía, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, el Panel de Expertos y el Consejo de Alta Dirección Pública- realizó el 1 de julio el llamado a Concurso Público para proveer dos cargos de Consejeros del Consejo Directivo del Coordi-nador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
La dirección y administración del Coordinador está a cargo de un Consejo Directi-vo, compuesto por cinco consejeros, que durarán cinco años en su cargo pudien-do ser reelegidos por una vez. El Consejo Directivo se renovará parcialmente cada tres años.
Los cinco miembros del Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sis-tema Eléctrico Nacional iniciaron sus funciones el 11 de octubre de 2016.
JULIO
14 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Comisión Nacional de Energía emitió Anexo Técnico de los Sistemas de Medición, Monitoreo y Control
La Comisión Nacional de Energía emitió el 23 de agosto el Anexo Técnico de los Sistemas de Medición, Monitoreo y Control (AT SMMC), que establece las exigencias técnicas mínimas que deberán cumplir las empresas de distribu-ción eléctrica al momento de implementar estos sistemas de medida para sus clientes regulados, de acuerdo con lo establecido en la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución.
El AT SMMC aborda el desempeño, operación y seguridad de la información de los SMMC. Entre los aspectos más importantes están aquellos referentes a la arquitectura del sistema y exigencias para sus distintos componentes y so-bre los sistemas de gestión y operación, comunicaciones y seguridad. Asimis-mo, el AT SMMC establece exigencias sobre los estándares de comunicación para asegurar la interoperabilidad, protección y privacidad de la información de los clientes.
La incorporación de esta tecnología de operación remota a las redes de distri-bución permitirá contar con información de las redes de distribución, posibi-litando la medición remota de los consumos e inyecciones de energía de los clientes y el monitoreo de la calidad del suministro. Asimismo, permitirá la conexión y desconexión remota de los consumos y posibilitará que el cliente gestione su energía y la genere.
Para la elaboración del AT SMMC, la CNE realizó un trabajo de tres años que consideró la realización de diversos estudios por parte de expertos naciona-les e internacionales, con la colaboración de la Superintendencia de Electrici-dad y Combustibles, el Ministerio de Energía, académicos, expertos técnicos, consumidores, cooperativas y empresas distribuidoras. El desarrollo del AT SMMC siguió el procedimiento establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos para la elaboración de normas técnicas, llevando a cabo una etapa de consulta pública nacional e internacional durante el año 2019.
AGOSTO
15
Blanca Palumbo y Felipe Cabezas fueron elegidos Con-sejeros del Consejo Directivo del Coordinador Eléctri-co Nacional
El Comité Especial de Nominaciones –integrado por el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, el Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, el Presidente del Panel de Expertos y el Director Nacional del Ser-vicio Civil- seleccionó el 4 de septiembre a Blanca Palumbo Ossa y Felipe Cabezas Melo como nuevos Consejeros del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional hasta octubre de 2024.
Esta designación se produce luego de la culminación de un proceso público que se llevó a cabo entre julio y septiembre de este año. Al concurso se presentaron 44 postulantes de connotada experiencia en gerencia y gobiernos corporativos, de distintos sectores económicos.
Blanca Palumbo Ossa es abogada de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Durante los últimos 15 años ha integrado autoridades colegiadas como el Panel de Expertos y el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, entre otros orga-nismos. Cuenta con amplia experiencia en el sector Energía, como jefa jurídica y asesora de empresas del sector.
Felipe Cabezas Melo es Ingeniero Civil Industrial con mención en Electricidad de la Pontificia Universidad Católica de Chile y Magíster en Ciencias de la Ingeniería de esa casa de estudios. Tiene una amplia trayectoria como ejecutivo y director de empresas del sector eléctrico nacional y extranjero, así como experiencia en otros sectores industriales.
El Comité Especial de Nominaciones destacó la impecabilidad del proceso, al que se presentaron 44 postulantes de alto nivel, de los cuales nueve pasaron a la etapa final.
Según la Ley N° 20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, señala que este organismo será dirigido y administrado por un Consejo Directivo, compuesto por cinco consejeros.
De esta forma, el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional quedará conformado por Juan Carlos Olmedo, como presiden-te; la consejera Blanca Palumbo, y los consejeros Felipe Cabezas, Claudio Espino-za y Jaime Peralta.
SEPTIEMBRE
16 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
A un año de implementación, Gobierno evaluó positi-vamente sistema de portabilidad de gas
Tras la activación del mecanismo que permite a los clientes de gas por cañería cambiar su proveedor, la Comisión Nacional de Energía informó que de acuer-do a los datos entregados por las empresas distribuidoras de gas, entre el 18 de junio de 2018 y el 30 de junio de 2019, las compañías aceptaron 1.412 solicitudes de cambio.
El 90% de solicitudes aceptadas las realizaron las empresas Intergas (en Los Án-geles, Chillán y Temuco, con 519 solicitudes aceptadas), Metrogas (RM, con 468 solicitudes aceptadas) y GasSur (en Concepción, con 317 solicitudes aceptadas).
Al mirar la situación regionalmente, se observa que la mayor cantidad de solicitudes aceptadas se concentran en las regiones del Biobío (1.683 solici-tudes), Metropolitana (1.409 solicitudes), seguidas de O´Higgins, Los Lagos, La Araucanía, Valparaíso y Ñuble, siendo Los Ángeles, Rancagua, San Pedro de la Paz, El Bosque, Osorno y Hualpén, Temuco, Chiguayante, San Felipe y La Cisterna, las diez comunas con mayor cantidad de viviendas que obtuvieron la portabilidad.
En relación al tipo de combustible involucrado en las estadísticas de cambio de proveedor, la mayor cantidad se registró en distribución de gas licuado de petróleo (GLP) hacia gas natural, con un total de 1.145 solicitudes aceptadas y 3.887 hogares involucrados.
El Secretario Ejecutivo de la CNE, José Venegas, destacó que “a un año de implementación de este procedimiento, ha permitido al gobierno incorporar más competencia al mercado del gas, donde las compañías han debido me-jorar sus servicios, lo que ha beneficiado en definitiva a los consumidores”.
17
Gobierno aprobó en el Congreso mecanismo de es-tabilización de las tarifas eléctricas anunciado por el Presidente Piñera
El Congreso aprobó el 30 de octubre el proyecto de ley presentado por el Gobierno, que crea un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas.
Esta iniciativa forma parte de un paquete de medidas cuyo objetivo es apoyar a las familias más vulnerables y a la clase media, en el contexto de la Nueva Agenda Social del Gobierno.
“Esta es una buena noticia para el bolsillo de los chilenos. Además de conge-lar las tarifas hasta diciembre del 2021, permitirá adelantar la baja de tarifas que se esperaba a partir del 2023, producto del ingreso de las energías reno-vables y otros contratos más baratos, y neutralizar el efecto del dólar, factor que más ha influido en la tarifa eléctrica este año”, explicó el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
El efecto inmediato de la ley es que las cuentas van a volver a los montos que tenían antes de la última alza del segundo semestre de este año.
“Estamos conscientes de la importancia de las cuentas de la luz en el presu-puesto familiar, por eso estábamos analizando una forma de ir en ayuda de los chilenos, proceso al que pusimos máxima prioridad en los últimos días. Este mecanismo de estabilización requirió un profundo análisis técnico y un diálogo político transversal: con representantes de gobierno y de oposición, diputados y senadores, con consultores y con las empresas… y en menos de tres días de tramitación logramos aprobarlo”, agregó.
El mecanismo de estabilización fue diseñado de manera tal que la variación en las tarifas de la electricidad que experimentan las personas, algunas veces abruptas, serán asumidas por las empresas de generación eléctrica.
La ley que crea un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas (ley 21.185) fue publicada el 2 de noviembre en el Diario Oficial.
OCTUBRE
18 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
NOVIEMBRE
CNE se comprometió a incentivar inserción de la mu-jer en el sector energético
Los ministros de Energía, Juan Carlos Jobet, y de Mujer y Equidad de Gé-nero, Isabel Plá, lanzaron el 5 de noviembre un paquete de medidas públi-co-privadas para incentivar la inserción de la mujer en el sector energético.
El plan de acción fue comprometido por 52 actores del sector energético, entre ellos, la Comisión Nacional de Energía, representada por el Secretario Ejecutivo, José Venegas.
Algunos de los compromisos adquiridos apuntan a que cada empresa e ins-titución diseñe e implemente estrategias de diversidad e inclusión, fomente los liderazgos femeninos, promueva medidas de conciliación de la vida fa-miliar y laboral, e incentive buenas prácticas y conductas éticas.
“Que más mujeres se integren y tengan las mismas oportunidades que los hom-bres en el mundo laboral es una forma de disminuir la desigualdad y construir juntos un mejor país. Energía es un sector que está dando pasos importantes en la igualdad de género. Agradecemos a todos los firmantes, pero también dejamos las puertas abiertas a las empresas e instituciones que se quieran sumar. El desafío de emparejar la cancha para las mujeres en el sector energético es muy importante, y necesitamos el aporte de todos”, dijo el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
19
DICIEMBRE
Congreso aprobó ley que baja por primera vez en más de 30 años la rentabilidad a las distribuidoras de electricidad
El ministro (s) de Energía, Francisco López, destacó la aprobación en el Con-greso del proyecto de “Ley Corta” de distribución eléctrica, que rebaja por primera vez en más de 30 años la rentabilidad de las empresas eléctricas, lo que va a permitir que las familias chilenas tengan acceso a la electricidad a costos más convenientes mediante un proceso de fijación de tarifas más transparente, justo y participativo.
El principal cambio propuesto a la Ley General de Servicios Eléctricos consiste en pasar desde el actual 10% antes de impuestos, a una tasa de mercado calculada por la autoridad con un piso de 6% y un techo de 8% después de impuestos, lo que impactará positivamente en el bolsillo de los consumidores.
“Esta es una ley que beneficia a casi siete millones de hogares chilenos. Como gobierno del Presidente Sebastián Piñera queremos que las familias reciban el mejor suministro eléctrico al menor precio posible”, señaló el mi-nistro (s) López al destacar la aprobación el 9 de diciembre del proyecto en el tercer y último trámite constitucional en la Sala de la Cámara de Diputados.
La autoridad agregó que la rebaja en las utilidades se hizo manteniendo un equilibrio que permita incentivar las inversiones en el sector pero cobrando lo justo a los usuarios.
López destacó que este es el primer paso en la modernización que se hará al segmento de distribución, ya que se trabaja en una reforma más integral a la distribución eléctrica para dotarla de mayor competencia que redunde en más calidad para los usuarios.
La Ley 21.194 que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica fue publicada el 21 de diciembre en el Diario Oficial.
20 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Ministro de Energía anunció el cierre adelantado de centrales a carbón
En el marco de la Cumbre de Cambio Climático COP25, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, anunció que se suman al plan de salida de la primera fase (2024) las centrales ubicadas en Mejillones (CTM1 y CTM2), con una capacidad total de 334 megawatts.
Además, el Gobierno llegó a un acuerdo para que cierren antes del cronograma planificado originalmente Ventanas 1 y 2 de AES Gener, con una capacidad de 340 megawatts. El Gobierno acelerará cambios regulatorios e inversiones en transmi-sión para viabilizar dichos cierres.
“Esta es una gran noticia para los chilenos. Son casi 700 megawatts de centrales a carbón que se cerrarán anticipadamente y que serán reemplazados por energías renovables, las cuales permiten tener electricidad más barata y limpia”, destacó el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
El país tiene una estrategia para ser Carbono Neutral al 2050. Una parte esencial de ella es el retiro de las centrales que generan energía con carbón. La primera fase contemplaba la salida de ocho centrales al 2024 por un total de casi 1.000 me-gawatts, cuyas fechas ya habían sido anunciadas por el Gobierno y las empresas; la segunda fase implicaba el cierre de las restantes 20 centrales a carbón que hay en el país, a más tardar el 2040.
CNE emitió la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución
La Comisión Nacional de Energía publicó el 10 de diciembre de 2019 la Norma Téc-nica de Calidad de Servicios para Sistemas de Distribución, cuyo objetivo principal es establecer las exigencias y estándares de Calidad de Servicio para los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica.
De esta manera, en esta normativa se establecen las exigencias que deberán cumplir los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad y las empresas que sean propietarias, arrendatarias, usufructuarias o que operen, a cualquier título, instalaciones de distribución de energía eléctrica, respecto de la Calidad de Producto, la Calidad de Suministro y la Calidad Comercial.
Adicionalmente, la Norma Técnica también establece el protocolo de voluntariedad que indica el procedimiento para acceder a la instalación de una Unidad de Medi-da de Sistemas de Medición, Monitoreo y Control.
Para la elaboración de esta Norma Técnica, la Comisión Nacional de Energía realizó en septiembre de 2019 la consulta pública.
21
CNE publicó Norma Técnica de Servicios Complemen-tarios
La Comisión Nacional de Energía emitió el 18 de diciembre de 2019 la Norma Técnica de Servicios Complementarios (NT SS.CC.), cumpliendo de esta forma la úl-tima etapa para la implementación del nuevo régimen a partir de enero del 2020, de acuerdo a lo establecido en la Ley N°20.936.
El objetivo de la Norma Técnica es establecer las exigencias, procedimientos, me-todologías y condiciones de aplicación con las que se regirá la prestación de Ser-vicios Complementarios, la determinación de los requerimientos de los mismos, y sus procesos de verificación de instalaciones, y de evaluación de disponibilidad y desempeño, de conformidad a lo establecido en el Reglamento de SSCC y la Ley.
Los aspectos que trata la NT SS.CC. son: la realización de subastas y licitaciones de SSCC, e instrucción directa y obligatoria de éstos; estudio de Costos de SSCC; Ope-ración del Sistema Eléctrico y SSCC; determinación de requerimientos de SSCC; verificación de recursos técnicos de la infraestructura para la prestación de SSCC y la verificación de Desempeño y Disponibilidad de Servicios Complementarios.
22 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRINCIPALES INDICADORES ANUALES SECTOR ENERGÉTICO
5.476MWPOTENCIA NETA PROYECTOS DE GENERACIÓN
ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN
MW25.406CAPACIDAD INSTALADA BRUTA DE GENERACIÓN
77.637GWh
GENERACIÓNELÉCTRICA BRUTA
COSTOS MARGINALESPROMEDIO ANUAL
45,4 52,0 USD/MWh USD/MWh
QUILLOTA 220 kV CRUCERO 220 kV
67,5 $/kWh
SEN
PRECIO MEDIO DE MERCADO NOMINAL
23
64 USD/bbl
PRECIO BRENT
57 USD/bblPRECIO WEST TEXAS
INTERMEDIATE
2,5 USD/MMBtu
PRECIO HENRY HUB PRECIO CARBÓN
102 USD/Ton
PROMEDIO PRECIO NACIONAL DE GASOLINA 93
804$ / LITRO
PROMEDIO PRECIO NACIONAL DE
PETRÓLEO DIÉSEL
615 $ / LITRO
CATALÍTICO
PROMEDIO PRECIO NACIONAL DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO 15 kg
19.667 17.795$/unidad $/unidad
CORRIENTE
INVERSIÓN EN GENERACIÓN CON RCA APROBADA
3.761MW
LEYES PROMULGADAS
2
24 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
CONTEXTO ENERGÉTICO
25CONTEXTO ENERGÉTICO
Esta nueva sección del anuario ha sido diseñada con el fin de complementar la información estadística presentada a lo largo del documento, en los capítulos siguientes. A continuación, se exhiben dos subcapítulos: en el primero se encuentran indicadores de consumo energético primario per cápita, consumo energético primario total, entre otros datos, tanto para Chile como su comparación internacional. En el segundo subcapítulo se encuentran indicadores de Chile para los últimos 10 años como el Índice de Precios al Consumidor (IPC), la inversión en proyectos del sector e indicadores monetarios.
26 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
CONTEXTO INTERNACIONAL
Toda actividad requiere de energía para desarrollarse, y de ahí se reconoce la importancia del rol del sector energético en el desarrollo de un país. El Índice de Desarrollo Humano (IDH) es elaborado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo y corresponde a una medida de estimación del desarrollo de un país conside-rando índices como la esperanza de vida, el nivel educacional y el estándar de vida.
A continuación, se muestra el IDH en función del consumo energético primario per capita de algunos países, el mundo y Chile para el año 2018. En el Eje horizontal se puede ver el consumo energético en gigajoule, mientras que en el eje vertical el IDH.
Fuente: United Nations Development Programme, Human Development Reports y BP stats review 2019*
* La fuente de datos utilizada para la comparación entre países obedeció a contar con los datos más actualizados y completos posible, a pesar de que existan algunas diferencias entre fuentes de información, se considera que estas no afectan al análisis de los datos mostrados.
GRÁFICO 1IDH VS. ENERGÍA PRIMARIA PER CÁPITA EN GIGAJOULE PARA EL AÑO 2018
100 200 300 400 500 600 700 800 900
1,00
0,90
0,80
0,70
0,60
0,50
0,40
01
OECD CHILE MUNDO AMÉRICA SUR Y CENTRAL
OTROS PAÍSES
Blockchain Certificado ID
0
27CONTEXTO ENERGÉTICO
* La fuente de datos utilizada para la comparación entre países obedeció a contar con los datos más actualizados y completos posible, a pesar de que existan algunas diferencias entre fuentes de información, se considera que estas no afectan al análisis de los datos mostrados.
A continuación se presenta la evolución del consumo de energía primaria total tanto en Chile, como los países OECD, América del Sur y Central y el Mundo con base el año 2008.
Por otra parte, se presenta la evolución del consumo per cápita de energía primaría entre los años 2008 y 2018.
GRÁFICO 2EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE ENERGÍA PRIMARIA [BASE 100 = 2008]
GRÁFICO 3 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO ENERGÍA PRIMARIA EN GIGAJOULE PER CÁPITA
130%
125%
120%
115%
110%
105%
100%
95%
90%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
OECD CHILE MUNDO AMÉRICA SUR Y CENTRAL
OECD CHILE MUNDO AMÉRICA SUR Y CENTRAL
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
Fuente: BP stats review 2019*Blockchain Certificado ID
28 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 4 EVOLUCIÓN DE CONSUMO DE FUENTES RENOVABLES** SOBRE EL TOTAL DE CONSUMO PRIMARIO
Fuente: BP stats review 2019*
Si bien la energía se vuelve un elemento esencial para el crecimiento económico, su consumo también impone un reto en la protección del medio ambiente y el desarrollo de tecnologías renovables y limpias. A continuación se presenta el porcentaje de las siguientes fuentes de energías renovables: energía eólica, geotérmica, solar, bio-masa y residuos sobre el total de consumo primario. Se debe tener en cuenta que la energía primaria considera no solamente la energía utilizada para la generación eléctrica, sino que el total del consumo energético primario.
OECD CHILE MUNDO AMÉRICA SUR Y CENTRAL
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
Blockchain Certificado ID
10%
9%
8%
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
0%
** Fuentes de energía consideradas: eólica, geotérmica, solar, biomasa y residuos.
* La fuente de datos utilizada para la comparación entre países obedeció a contar con los datos más actualizados y completos posible, a pesar de que existan algunas diferencias entre fuentes de información, se considera que estas no afectan al análisis de los datos mostrados.
29CONTEXTO ENERGÉTICO
CONTEXTO LOCAL
2.1 IPC SECTOR ENERGÍAEl Índice de Precios al Consumidor (IPC) es un indicador económico que mide la variación de los precios de una canas-ta de bienes y servicios representativa del consumo de los hogares. A continuación se presenta el IPC Anual General como también el IPC para los sectores de Energía, Alimentos y General excluyendo estos últimos dos.
Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas
La canasta del IPC es actualizada cada cuatro años, siendo la última actualización en 2018. La canasta de energía está compuesta por nueve productos que suman un 7,54% de la canasta total. A continuación se muestra la pon-deración de los productos de la canasta de energía sobre el total de la canasta.
Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas
GRÁFICO 5 EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR [BASE AÑO = 2018]
112
107
102
97
92
87
82
77
72
67
622009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
IPC GENERAL ENERGÍA IPC GENERAL MENOS ALIMENTOS Y ENERGÍA
ALIMENTOS
Productos Canasta 2009 Canasta 2013 Canasta 2018 ELECTRICIDAD 2,74 2,69 2,27 GAS POR RED 0,90 0,69 0,46 GAS LICUADO 1,19 1,05 1,15 CARBÓN 0,12 0,15 0,04 PARAFINA 0,18 0,03 0,11 LEÑA 0,05 0,19 0,35 GASOLINA 3,23 3,50 2,73 PETRÓLEO DIÉSEL 0,20 0,33 0,38 LUBRICANTES Y ACEITES PARA EL AUTOMÓVIL 0,08 0,02 0,04 TOTAL 8,69 8,66 7,54
Blockchain Certificado ID
02
30 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Fuente: CBC- Corporación de Bienes de Capital, Base de Proyectos al 31 de diciembre de 2019
2.2 INVERSIÓN SECTOR ENERGÍA
A continuación, se presenta, la intensidad de la inversión por año para proyectos en construcción del sector energía, en base a información desarrollada por la Corporación de Bienes de Capital (CBC). Esta estimación se desarrolla con el modelo Sis-tema de Pronóstico de Impacto de la Inversión (SPI), desarrollado por CBC, que estima el gasto por activo de cada proyecto y las correspondientes curvas quinquenales, en base a la inversión total, tipología y cronograma, para todos los proyectos considerados en los Catastros, mediante cifras presentadas en millones de dólares.
GRÁFICO 7EVOLUCIÓN PROYECTOS DE INVERSIÓN SECTOR ENERGÍA EN MMUSD
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 6 COMPOSICIÓN CANASTA DE ENERGÍA IPC
10%
14%
2,1%1,4%
0,6%37%
31%
0,9%2,4%
8,69
2009
6,1%
15%
1,5%0,5%
4,7%36%
30%
0,5%5,1%
7,54
2018
GASOLINA PETRÓLEO DIÉSEL
ELECTRICIDAD GAS POR RED
GAS LICUADO PARAFINA LEÑA CARBÓN
LUBRICANTES Y ACEITES PARA EL AUTOMÓVIL
Fuente: Instituto Nacional de EstadísticasBlockchain Certificado IDBlockchain Certificado ID
Blockchain Certificado ID
31CONTEXTO ENERGÉTICO
GRÁFICO 9 EVOLUCIÓN TASA DE CAMBIO DÓLAR Y EURO A PESOS CHILENOS
850
800
750
700
650
600
550
500
4502009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
EURO USD
2.3 INDICADORES MONETARIOS
GRÁFICO 8COMPARATIVO EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES FINANCIEROS [BASE 100=2009]
1,40
1,30
1,20
1.10
1.00
0,90
0,80
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
UTM y UF
Fuente: Banco Central de ChileBlockchain Certificado ID
EURO USD
32 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 10 EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES FINANCIEROS UF Y UTM
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.0002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
UF UTM
Fuente: Banco Central de ChileBlockchain Certificado ID
33CONTEXTO ENERGÉTICO
34 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
SECTOR ELÉCTRICO
35SECTOR ELÉCTRICO
En Chile, en el mercado eléctrico se identifican las actividades de generación, transmisión y distribución, las cuales son desarrolladas por empresas privadas. La generación corresponde a la producción de energía eléctrica a través de distintas tecnologías (térmicas, hídricas, solares, entre otras). Las empresas generadoras deben coordinar la operación de sus centrales a través del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). La función principal de este organismo 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.
En cuanto a la transmisión, existe un gran Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que fue creado en 2017 mediante la interconexión del Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Al SEN se le suman los Sistemas Medianos (SSMM) de Aysén y Magallanes. Debido a que la transmisión presenta significativas economías de escala, este cuenta con precios regulados.
La Distribución se encarga del proceso de proveer la energía hacia los usuarios finales, y su carácter de monopolio natural hace que los precios también sean regulados.
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.
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. Dicha secretaría de Estado se relaciona con 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.
36 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 1EVOLUCIÓN DE LA PUESTA EN SERVICIO ESPERADA DE LOS PROYECTOS EN MW
GRÁFICO 2PUESTA EN SERVICIO ESPERADA DEL TOTAL DE LOS PROYECTOS (POR TIPO DE TECNOLOGÍA EN MW)
PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN
De acuerdo con 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 corres-pondientes, sean declaradas en construcción mediante su incorporación en la resolución exenta que la Comisión dicte para tales efectos.
De acuerdo con las resoluciones exentas publicadas por la CNE “Actualiza y comunica obras en construcción” se pudo contabilizar, luego de finalizar el año 2019, un total de 109 proyectos en construcción que en conjunto alcanzan una capacidad instalada de generación eléctrica de 5.476 MW, los cuales tienen una fecha de ingreso durante el periodo comprendido entre los años 2020 y 2024.
01
2020 2021 2022 2023 2024
10%
20%
27%
3,1%
0,6%
39%
4.586 5.170 5.306 5.306 5.4766.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
-
5.476
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
SOLAR FOTOVOLTAICAEÓLICA
HIDRÁULICA DE PASADAPETRÓLEO DIÉSEL
ACUMULADOBIOMASAGEOTÉRMICA
37SECTOR ELÉCTRICO
TABLA 1DETALLE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DECLARADOS EN CONSTRUCCIÓN EN 2019
PROYECTO PROPIETARIO TECNOLOGÍA CLASIFICACIÓN POTENCIANETA MW REGIÓN PUESTA EN
SERVICIO
LAS CHACRAS FOTOVOLTAICA ARAUCARIA SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS ENE-2020
PMGD LOS GIRASOLES LOS GIRASOLES SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO ENE-2020
PROYECTO FOTOVOLTAICO LA LIGUA FOTOVOLTAICA LA LIGUA SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DE VALPARAÍSO ENE-2020
PARQUE FV SAN JUAN 1 VICTORIA SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE ANTOFAGASTA ENE-2020
PMGD ANTONIA SOLAR FOTOVOLTAICA DELTA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS ENE-2020
PMGD VILLA PRAT V VILLAPRAT SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL MAULE ENE-2020
EL LITRE SOLAR II DIANA SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO ENE-2020
MCH COSAPILLA EMPRESA ELÉCTRICA DEL NORTE GRANDE S.A.
HIDRÁULICA DE PASADA ERNC 0,5 REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA ENE-2020
PARQUE SOLAR VILLA ALEGRE PARQUE SOLAR VILLA ALEGRE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DEL MAULE FEB-2020
PARQUE SOLAR SANTA FE PARQUE SOLAR SANTA FE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DEL MAULE FEB-2020
DON MARIANO FOTOVOLTAICA ZETA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS FEB-2020
PMGD LEMU GR ALERCE SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 5 REGIÓN DEL MAULE FEB-2020
DARLIN SOLAR PMGD DARLIN SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO FEB-2020
LLANOS DEL POTROSO SPV P4 SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE COQUIMBO FEB-2020
PEPA SOLAR I PMGD PEPA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO FEB-2020
PMGD FV LIBERTADORES INVERSIONES LOS SAUCES SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE VALPARAÍSO FEB-2020
PLANTA FV MARÍA PINTO PFV MARÍA PINTO SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO FEB-2020
CAIMI SOLCOR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 0,2 REGIÓN DE VALPARAÍSO FEB-2020
PARQUE FV SANTA AMELIA ORION POWER S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS FEB-2020
CANDELARIA SOLAR CANDELARIA SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS FEB-2020
PMGD AROMOS ALTO CAUTÍN SPA PETRÓLEO DIÉSEL TERMOELÉCTRICA 3 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA FEB-2020
PLANTA FV PITOTOY FOTOVOLTAICA ALERCE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS FEB-2020
PMGD QUELTEHUE SOLAR FOTOVOLTAICA EL MANZANAR SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS FEB-2020
PMGD BOLDOS ALTO CAUTÍN SPA PETRÓLEO DIÉSEL TERMOELÉCTRICA 3 REGIÓN DEL BIOBÍO FEB-2020
PV UTFSM VIÑA DEL MAR MGM INNOVA CAPITAL CHILE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 0,5 REGIÓN DE VALPARAÍSO MAR-2020
PV UTFSM VALPARAÍSO VALDÉS MGM INNOVA CAPITAL CHILE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 0,2 REGIÓN DE VALPARAÍSO MAR-2020
EL ROBLE SOLAR EL ROBLE SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO MAR-2020
PLANTA FV JAHUEL CHESTER SOLAR I SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 6 REGIÓN DE VALPARAÍSO MAR-2020
38 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PROYECTO PROPIETARIO TECNOLOGÍA CLASIFICACIÓN POTENCIANETA MW REGIÓN PUESTA EN
SERVICIO
CENTRAL FV CABRERO II IMPULSO SOLAR EL RESPLANDOR SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 2,8 REGIÓN DEL BIOBÍO MAR-2020
PMGD LA CHIMBA BIS LA CHIMBA BIS SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 2,8 REGIÓN DE COQUIMBO MAR-2020
PMGD COCHARCAS 2 FOTOVOLTAICA ALFA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 2,8 REGIÓN DE ÑUBLE MAR-2020
PLANTA FV FILOMENA SOLAR PANIRI DE VERANO SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DE VALPARAÍSO ABR-2020
PLANTA FV COVADONGA CHUNGUNGO SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE ATACAMA ABR-2020
PMGD GRANADA GRANADA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DEL MAULE ABR-2020
PMGD FV QUINTA GR GUINDO SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 8 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.
BERNARDO O’HIGGINS MAY-2020
PARQUE SOLAR CATEMU PARQUE SOLAR CATEMU SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 2 REGIÓN DE VALPARAÍSO MAY-2020
PMGD CIPRÉS CIPRES SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DEL MAULE MAY-2020
PLANTA FV EL CHUCAO PFV EL CHUCAO SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 2,7 REGIÓN DEL MAULE AGO-2020
PLANTA FV CARACAS I GENERADORA SOL SOLIV SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE COQUIMBO AGO-2020
PSF EL SALITRAL PSF EL SALITRAL S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 8,4 REGIÓN DE COQUIMBO SEPT-2020
ETAPA FINAL DE CENTRAL CHUYACA SAGESA S.A. PETRÓLEO DIÉSEL TERMOELÉCTRICA 5 REGIÓN DE LOS LAGOS ENE-2020
AMPLIACIÓN QUILAPILÚN CHUNGUNGO S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 7,1 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO ENE-2020
AMPLIACIÓN CENTRAL ALFALFAL AES GENER S.A. HIDRÁULICA DE PASADA ERNC 10 REGIÓN METROPOLITANA DE
SANTIAGO ENE-2020
GRANJA SOLAR MARÍA ELENA SOLAR S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 105 REGIÓN DE TARAPACÁ FEB-2020
ANDES SOLAR IIA ANDES SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 80 REGIÓN DE ANTOFAGASTA FEB-2020
USYA USYA SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 52,4 REGIÓN DE ANTOFAGASTA FEB-2020
LLANOS BLANCOS PRIME ENERGÍA QUICKSTART SPA PETRÓLEO DIÉSEL TERMOELÉCTRICA 150 REGIÓN DE COQUIMBO MAR-2020
HIDROMOCHO HIDROMOCHO S.A. HIDRÁULICA DE PASADA ERNC 15 REGIÓN DE LOS RÍOS MAY-2020
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO NUEVA QUILLAGUA
PARQUE EÓLICO QUILLAGUA SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 100 REGIÓN DE TARAPACÁ MAY-2020
MINI CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA CONFIANZA HIDROCONFIANZA SPA HIDRÁULICA DE
PASADA ERNC 2,6 REGIÓN DEL BIOBÍO MAY-2020
TOLPÁN SUR TOLPÁN SUR SPA EÓLICA ERNC 84 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA JUN-2020
FV SOL DEL NORTE FOTOVOLTAICA SOL DEL NORTE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 8,6 REGIÓN DE ANTOFAGASTA AGO-2020
FV DE LOS ANDES FOTOVOLTAICA DE LOS ANDES SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 9 REGIÓN DE ANTOFAGASTA AGO-2020
DIGUA ELÉCTRICA DIGUA SPA HIDRÁULICA DE PASADA ERNC 20 REGIÓN DEL MAULE AGO-2020
PARQUE SOLAR CAPRICORNIO ENGIE ENERGÍA CHILE S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 87,9 REGIÓN DE ANTOFAGASTA AGO-2020
ATACAMA SOLAR II ATACAMA SOLAR S.A. SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 150 REGIÓN DE TARAPACÁ SEPT-2020
CONTINUACIÓN TABLA 1DETALLE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DECLARADOS EN CONSTRUCCIÓN EN 2019
39SECTOR ELÉCTRICO
PROYECTO PROPIETARIO TECNOLOGÍA CLASIFICACIÓN POTENCIANETA MW REGIÓN PUESTA EN
SERVICIO
PARQUE FOTOVOLTAICO SAN PEDRO GPG SOLAR CHILE 2017 SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 106 REGIÓN DE ANTOFAGASTA SEPT-2020
PARQUE EÓLICO CALAMA ENGIE ENERGÍA CHILE S.A. EÓLICA ERNC 150 REGIÓN DE ANTOFAGASTA SEPT-2020PARQUE EÓLICO MALLECO – FASE I WPD MALLECO SPA EÓLICA ERNC 135,1 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA OCT-2020PARQUE EÓLICO ALENA AR ALENA SPA EÓLICA ERNC 84 REGIÓN DEL BIOBÍO OCT-2020
CERRO PABELLÓN UNIDAD 3 GEOTÉRMICA DEL NORTE S.A. GEOTÉRMICA ERNC 33 REGIÓN DE ANTOFAGASTA OCT-2020
PARQUE FOTOVOLTAICO LA HUELLA AUSTRIAN SOLAR CHILE SEIS SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 84 REGIÓN DE COQUIMBO OCT-2020
PARQUE EÓLICO TCHAMMA AR TCHAMMA SPA EÓLICA ERNC 155,4 REGIÓN DE ANTOFAGASTA OCT-2020
MCH AILLÍN HIDROELÉCTRICA LAS JUNTAS S.A.
HIDRÁULICA DE PASADA ERNC 7 REGIÓN DEL BIOBÍO OCT-2020
RÍO ESCONDIDO AR ESCONDIDO SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 145 REGIÓN DE ATACAMA OCT-2020
PARQUE FV AZABACHE PARQUE EÓLICO VALLE DE LOS VIENTOS SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 59,8 REGIÓN DE ANTOFAGASTA NOV-2020
PARQUE EÓLICO MESAMÁVIDA ENERGÍA EÓLICA MESAMÁVIDA SPA EÓLICA ERNC 60 REGIÓN DEL BIOBÍO NOV-2020
PARQUE EÓLICO CERRO TIGRE AR CERRO TIGRE SPA EÓLICA ERNC 184,8 REGIÓN DE ANTOFAGASTA NOV-2020
CAMPOS DEL SOL ENEL GREEN POWER DEL SUR SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 381 REGIÓN DE ATACAMA NOV-2020
MAPA CELULOSA ARAUCO Y CONSTITUCIÓN S.A. BIOMASA ERNC 166 REGIÓN DEL BIOBÍO DIC-2020
PARQUE EÓLICO LA ESTRELLA EÓLICA LA ESTRELLA SPA EÓLICA ERNC 50 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS DIC-2020
PLANTA FV SOL DEL DESIERTO FASE IPARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO SOL DEL DESIERTO SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 175 REGIÓN DE ANTOFAGASTA DIC-2020
PARQUE EÓLICO NEGRETE – ETAPA I WPD NEGRETE SPA EÓLICA ERNC 36 REGIÓN DEL BIOBÍO ENE-2021PARQUE EÓLICO MALLECO – FASE II WPD MALLECO SPA EÓLICA ERNC 137,9 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA FEB-2021
LOS OLMOS ENERGÍA EÓLICA LOS OLMOS SPA EÓLICA ERNC 100 REGIÓN DEL BIOBÍO FEB-2021
PARQUE FV MALGARIDA I ACCIONA ENERGÍA CHILE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 28 REGIÓN DE ATACAMA MAR-2021
PARQUE FV MALGARIDA II ACCIONA ENERGÍA CHILE SPA
SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 162,7 REGIÓN DE ATACAMA MAR-2021
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
CONTINUACIÓN TABLA 1 DETALLE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DECLARADOS EN CONSTRUCCIÓN EN 2019
40 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN
De acuerdo con lo indicado en el artículo 72-17°de la LGSE, son consideradas instalaciones en construcción aque-llas instalaciones de transmisión que hayan solicitado a la Comisión su declaración en construcción de acuerdo con lo establecido en el mencionado artículo y que, cumpliendo con las exigencias legales y reglamentarias correspondientes, sean declaradas en construcción mediante su incorporación en la resolución exenta que la Comisión dicte para tales efectos.
A continuación se muestran los proyectos de transmisión eléctrica declarados en construcción según la resolución exenta “Actualiza y comunica obras en construcción” publicada por la CNE con fecha 18 de diciembre de 2019.
02
TABLA 2 PROYECTOS DE OBRAS NUEVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL
PROYECTO DECRETO PLAN EXPANSIÓN
FECHA CONEXIÓN RESPONSABLE
NUEVA LÍNEA 1X220 kVA. MELIPILLA – RAPEL 6T/2013 OCT-18 ELETRANS S.A.
NUEVA LÍNEA 2X220 kV LO AGUIRRE – A. MELIPILLA, CON UN CIRCUITO TENDIDO 6T/2013 OCT-18 ELETRANS S.A.
SUBESTACIÓN SECCIONADORA NUEVA POZO ALMONTE 220 kV 7T/2017 FEB-20 CONSORCIO RED ELÉCTRICA CHILE SPA Y COBRA INSTALACIONES Y SERVICIOS S.A.
NUEVA S/E SECCIONADORA RÍO MALLECO 220 kV 10T/2018 JUL-20 TRANSELEC S.A.
S/E SECCIONADORA NUEVA LAMPA 220 kV 8T/2017 AGO-20 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVA S/E SECCIONADORA ALGARROBAL 220 kV 14T/2018 NOV-20 ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.
S/E SECCIONADORA EL ROSAL 220 kV 13T/2018 NOV-20 ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.
S/E SECCIONADORA RÍO TOLTÉN 220 kV 16T/2018 NOV-20 SOCIEDAD AUSTRAL DE TRANSMISIÓN TRONCAL S.A.
S/E SECCIONADORA NUEVA CHUQUICAMATA 220 kV 15T/2018 NOV-20 ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.
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
3T/2016 DIC-20 TRANSELEC HOLDING RENTAS LTDA.
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 9T/2017 FEB-21 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A.
NUEVA S/E SECCIONADORA FRUTILLAR NORTE 220 kV 11T/2018 MAY-21 TRANSELEC S.A.
S/E NUEVA ANCUD 220 kV 17T/2018 MAY-21 TRANSELEC S.A.
LÍNEA 2X500 kV PICHIRROPULLI – NUEVA PUERTO MONTT, ENERGIZADA EN 220 kV 20T/2015 JUL-21 TRANSELEC HOLDING RENTAS LTDA.
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
7T/2017 FEB-22 CONSORCIO RED ELÉCTRICA CHILE SPA Y COBRA INSTALACIONES Y SERVICIOS S.A.
NUEVA LÍNEA NUEVA MAITENCILLO - PUNTA COLORADA - NUEVA PAN DE AZÚCAR 2X220 kV, 2X500 MVA 3T/2018 ABR-22 CONSORCIO SAESA - CHILQUINTA
NUEVA LÍNEA NUEVA PAN DE AZÚCAR - PUNTA SIERRA - LOS PELAMBRES 2X220 kV, 2X580 MVA 18T/2018 NOV-22 CONSORCIO FERROVIAL TRANSCO CHILE SPA – FERROVIAL TRANSCO CHILE III SPA
NUEVA LÍNEA 2X220 kV ENTRE S/E NUEVA CHUQUICAMATA - S/E CALAMA 15T/2018 NOV-22 ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.
LÍNEA NUEVA PUERTO MONTT - NUEVA ANCUD 2X500 kV 2X1500 MVA Y NUEVO CRUCE AÉREO 2X500 kV 2X1500 MVA, AMBOS ENERGIZADOS EN 220 kV 17T/2018 NOV-23 TRANSELEC S.A.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
41SECTOR ELÉCTRICO
TABLA 3 PROYECTOS DE OBRAS DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL
PROYECTO DECRETO PLAN EXPANSIÓN
ENTRADA EN OPERACIÓN SEGÚN DECRETO
RESPONSABLE
CAMBIOS DE TTCC LÍNEAS 1X220 kV ENCUENTRO – EL TESORO Y EL TESORO – ESPERANZA 373/2016 MAY-2018 MINERA EL TESORO – MINERA ESPERANZA
SECCIONAMIENTO DEL SEGUNDO CIRCUITO LAGUNAS – CRUCERO 2X220 kV EN S/E MARÍA ELENA 373/2016 SEPT-2018 SUNEDISON CHILE LTDA.*
INCORPORACIÓN DE PAÑO DE LÍNEA 1 X220 kV TARAPACÁ – CÓNDORES EN S/E CÓNDORES 373/2016 NOV-2018 TRANSELEC S.A.
NUEVA S/E SECCIONADORA QUILLAGUA 220 kV 373/2016 NOV-2018 TRANSELEC S.A.
NORMALIZACIÓN DE PAÑOS J3 Y J4 EN S/E CHENA 220 kV 373/2016 NOV-2018 TRANSELEC S.A.
NORMALIZACIÓN EN S/E DIEGO DE ALMAGRO 220 kV 373/2016 NOV-2018 ELETRANS S.A.
AMPLIACIÓN Y CAMBIO DE CONFIGURACIÓN EN S/E MAIPO 220 kV 373/2016 NOV-2018 COLBÚN S.A.
AMPLIACIÓN Y CAMBIO DE CONFIGURACIÓN EN S/E MELIPULLI 220 kV 373/2016 NOV-2018 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
SECCIONAMIENTO DEL SEGUNDO CIRCUITO DE LA LÍNEA PAN DE AZÚCAR – LAS PALMAS 2X220 kV EN S/E DON GOYO 373/2016 NOV-2018 PARQUE EÓLICO EL ARRAYÁN SPA
NORMALIZACIÓN EN S/E CHENA 220 kV 373/2016 NOV-2018 CHILECTRA S.A.
AMPLIACIÓN Y CAMBIO DE CONFIGURACIÓN EN S/E CÓNDORES 220 kV 373/2016 NOV-2018 TRANSEMEL S.A.
NORMALIZACIÓN EN S/E CANDELARIA 220 kV Y NUEVA COMPENSACIÓN SERIE EN S/E PUENTE NEGRO 220 kV 373/2016 NOV-2018 COLBÚN S.A.
NORMALIZACIÓN CONEXIÓN DE PAÑO DE LÍNEA 2X220 CRUCERO – LABERINTO: CIRCUITO 1 EN S/E LABERINTO 220 kV 373/2016 NOV-2018 EMPRESA ELÉCTRICA ANGAMOS S.A.
NORMALIZACIÓN CONEXIÓN DE PAÑO DE LÍNEA 2X220 CRUCERO – LABERINTO: CIRCUITO 2 EN S/E LABERINTO 220 kV 373/2016 NOV-2018 AES GENER S.A.
SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA 2X220 kV CARDONES–CARRERA PINTO– DIEGO DE ALMAGRO Y CAMBIO DE CONFIGURACIÓN EN S/E SAN ANDRÉS 220 kV 373/2016 MAY-2019 SOCIEDAD AUSTRAL DE TRANSMISIÓN
TRONCAL S.A.
NORMALIZACIÓN DEL PAÑO DE LÍNEA ENCUENTRO - EL TESORO EN S/E ENCUENTRO 220 kV 422/2017 MAY-2019 CENTINELA TRANSMISIÓN S.A.
EXTENSIÓN LÍNEAS 2X220 kV CRUCERO-LAGUNAS PARA REUBICACIÓN DE CONEXIONES DESDE S/E CRUCERO A S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO 158/2015 JUN-2019 TRANSELEC S.A.
AMPLIACIÓN DE CONEXIONES AL INTERIOR DE LA S/E CRUCERO PARA LA REUBICACIÓN A S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO 158/2015 JUN-2019 ENGIE ENERGÍA CHILE S.A.
AMPLIACIÓN S/E NUEVA CRUCERO ENCUENTRO 158/2015 JUN-2019 SOCIEDAD AUSTRAL DE TRANSMISIÓN TRONCAL S.A.
AMPLIACIÓN S/E MULCHÉN 220 kV 422/2017 OCT-2019 COLBÚN S.A.
PROYECTO DE COMPENSACIÓN REACTIVA EN LÍNEA 2X500 kV NUEVA PAN DE AZÚCAR - POLPAICO 422/2017 FEB-2020 INTERCHILE S.A.
NUEVA S/E SECCIONADORA CERROS DE HUICHAHUE 220 kV 422/2017 AGO-2020 ELETRANS S.A.
AMPLIACIÓN S/E DUQUECO 220 kV 422/2017 AGO-2020 TRANSEMEL S.A.
S/E SECCIONADORA CENTINELA 220 kV Y EXTENSIÓN LÍNEA 1X220 kV Y EXTENSIÓN LÍNEA 1X220 kV ENCUENTRO - EL TESORO PARA REUBICAR LA CONEXIÓN DESDE S/E EL TESORO A S/E CENTINELA 220 kV
422/2017 AGO-2020 CENTINELA TRANSMISIÓN S.A.
AMPLIACIÓN S/E NUEVA MAITENCILLO 220 kV 373/2016 SEPT-2020 INTERCHILE S.A.
AMPLIACIÓN S/E PUNTA COLORADA 220 kV 373/2016 SEPT-2020 TRANSELEC S.A.
AMPLIACIÓN S/E NUEVA PAN DE AZÚCAR 220 kV 373/2016 SEPT-2020 INTERCHILE S.A.
*La empresa actualmente responsable de la obra corresponde a Sociedad Austral de Transmisión Troncal S.A.Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
42 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
TABLA 4PROYECTOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL Y DEDICADOS
PROYECTO DESCRIPCIÓN PROPIETARIOFECHA ESTIMADA DE INTERCONEXIÓN
TENSIÓN POTENCIA [MVA]
S/E SECCIONADORA SANTA LUISA
SUBESTACIÓN SECCIONADORA SANTA LUISA QUE SE CONECTA A LA LÍNEA 1X154 kV LOS ÁNGELES – SANTA FE, QUE REEMPLAZARÁ AL TAP OFF SANTA LUISA EXISTENTE. ESTA SUBESTACIÓN SERÁ EN TECNOLOGÍA AIS Y ESTARÁ CONFORMADA POR 3 PAÑOS DE LÍNEA QUE DARÁN CONTINUIDAD A LA LÍNEA LOS ÁNGELES – SANTA FE INDIVIDUALIZADA ANTERIORMENTE Y PERMITIRÁ EL CAMBIO DE CONEXIÓN DE TAP OFF DEL PARQUE EÓLICO CUEL (ACTUALMENTE EN SERVICIO).
CGE S.A. ABR-2019 154 -
PLANTA FLOTACIÓN ESCORIA
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA PARA PLANTA DE TRATAMIENTOS DE ESCORIAS DET, PROYECTO PARA DAR CUMPLIMIENTO AL DS N° 28.
CORPORACIÓN NACIONAL DEL COBRE DE CHILE
ABR-2019 110 40 MW
S/E SAN SIMÓN SUBESTACIÓN SECCIONADORA EN EL CIRCUITO N° 1 DE LA LÍNEA 2X220 kV CRUCERO – LAGUNAS. AUSTRIAN SOLAR ABR-2019 220 -
S/E EL BATO
SUBESTACIÓN DEL TERMINAL MARÍTIMO QUINTERO, QUE A SU VEZ ESTÁ CONECTADA A TRAVÉS DE UN CABLE SUBTERRÁNEO A LA S/E VENTANAS. LA SUBESTACIÓN ABASTECE EL CONSUMO DEL TERMINAL CUYA POTENCIA NOMINAL SERÁ 12 MW Y POTENCIA NETA 6 MW. CONSIDERA UN TRANSFORMADOR DE 110/12 kV Y LÍNEAS PARA CONECTAR LA S/E GNL QUINTERO CON LA S/E VENTANAS.
ENAP REFINERÍAS S.A. ABR-2019 110 12 MW
S/E SPENCE GROWTH OPTIONS
S/E SECCIONADORA EN LÍNEA 220 kV ENCUENTRO - SPENCE, A 4,5 km DE ACTUAL S/E SPENCE, CAPACIDAD INSTALADA DE 300 MVA (DOS TRANSFORMADORES DE 150 MVA). PROYECTO TIENE 2 TIE-IN, UNO EN JULIO 2018 Y OTRO EN MARZO DE 2019.
MINERA SPENCE S.A. MAY-2019 220 120 MW
LÍNEA 220 kV SAN GABRIEL - MULCHÉN
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV Y 28 km DE LONGITUD QUE CONECTA EL PARQUE EÓLICO SAN GABRIEL A LA S/E MULCHÉN.
TOLCHÉN TRANSMISIÓN SPA MAY-2019 220 -
CHUQUICAMATA SUBTERRÁNEA
LÍNEA ENCUENTRO – S/E TCHITACK, LÍNEA MINISTRO HALES – S/E TCHITACK, S/E TCHITACK.
CORPORACIÓN NACIONAL DEL COBRE DE CHILE
MAY-2019 220 -
S/E LOS LIBERTADORESNUEVA SUBESTACIÓN PARA AUMENTO DE CONSUMOS POR AMPLIACIÓN DE DATACENTER. CONEXIÓN EN DERIVACIÓN DE LA LÍNEA 2X110 kV CERRO NAVIA - LAS VEGAS.
INVERSIONES Y SERVICIOS DATALUNA LTDA.
OCT-2019 110 71,3 MW
EWSE
INSTALACIÓN DE TRANSFORMADORES 220/6,99 kV DE 27/36 MVA EN SS/EE FARELLÓN, PURI Y CHIMBORAZO, JUNTO CON EL AUMENTO DE CAPACIDAD DE 16,5 MW; 16,5 MW Y 16,5 MW RESPECTIVAMENTE. REEMPLAZO DE DOS TRANSFORMADORES EXISTENTES EN S/E COLOSO T1 Y T2 DE 220/13,8 kV Y POTENCIA 20/26,7/33,3 MVA POR UNO DE TRES BOBINADOS DE TENSIÓN 220/13,8/6,9 Y POTENCIA 80/44/36 MVA.
MINERA ESCONDIDA LTDA. AGO-2019 220 49,5 MW
DESALINATED WATER SUPPLY FOR SPENCE GROWTH OPTIONS PROJECT
PLANTA DESALINIZADORA Y ACUEDUCTO DE 154 km DE LONGITUD. INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA: SUBESTACIÓN DESALINIZADORA Y BOMBEO N° 1; SUBESTACIÓN BOMBEO N° 2; SUBESTACIÓN BOMBEO N° 3 Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 66 kV.
CAITAN SPA ABR-2020 220 60 MW
43SECTOR ELÉCTRICO
PROYECTO DESCRIPCIÓN PROPIETARIOFECHA ESTIMADA DE INTERCONEXIÓN
TENSIÓN POTENCIA [MVA]
AMPLIACIÓN EN S/E CALDERA PARA PLANTA DESALINIZADORA ATACAMA
EL PROYECTO CONSIDERA LA INSTALACIÓN DE UN NUEVO TRANSFORMADOR 110/23 kV, 40 MVA Y SU EQUIPAMIENTO ASOCIADO EN S/E CALDERA, PARA LA CONEXIÓN DE UNA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN QUE BRINDE SUMINISTRO A LA PLANTA DESALINIZADORA ATACAMA Y ESTACIONES DE BOMBEO. EL PROYECTO SE CONECTARÁ EN NOVIEMBRE DE 2019 DE MANERA PROVISORIA EN DICHA SUBESTACIÓN HACIENDO USO DE SU CAPACIDAD REMANENTE, EN TANTO, SU CONEXIÓN PERMANENTE SE EFECTUARÁ EN ABR-2020.
EMPRESA CONCESIONARIA DE SERVICIOS SANITARIOS S.A.
ABR-2020 110 40 MVA
S/E PAN DE AZÚCAR REEMPLAZO TRANSFORMADOR 220/110 kV DE 75 MVA POR 150 MVA TRANSELEC S.A. JUN-2020 220 150 MVA
S/E SECCIONADORA PUERTO PATACHE 220 kV (QB2) Y TENDIDO DE SEGUNDO CIRCUITO, LÍNEA 2X220 kV TARAPACÁ –PUERTO PATACHE
CONSISTE EN EL SECCIONAMIENTO DE LA ACTUAL LÍNEA 1X220 kV TARAPACÁ - CÓNDORES Y DEL TENDIDO DEL SEGUNDO CIRCUITO DESDE S/E TARAPACÁ HASTA LA NUEVA S/E SECCIONADORA PUERTO PATACHE 220 kV.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
JUN-2020 220 -
S/E ALTO MAIPO S/E ALTO MAIPO 220 kV, SUBESTACIÓN ENCAPSULADA CON ESQUEMA DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR ACOPLADOR AES GENER S.A. AGO-2020 220 -
CONEXIÓN DEFINITIVA RENAICO, LÍNEA BUREO - MULCHÉN
CONEXIÓN DEFINITIVA PARQUE EÓLICO RENAICO, CONECTÁNDOSE A LA S/E MULCHÉN 220 kV A TRAVÉS DE LÍNEA 220 kV BUREO – MULCHÉN.
PARQUE EÓLICO RENAICO SPA AGO-2020 220 -
S/E SECCIONADORA GEOGLIFOS 220 kV (QB2)
CONSISTE EN EL SECCIONAMIENTO DE LA ACTUAL LÍNEA 2X220 kV TARAPACÁ - LAGUNAS EN TECNOLOGÍA AIS Y EN CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
AGO-2020 220 -
S/E PATILLOS (QB2), Y LÍNEA 2X220 kV PATILLOS – PUERTO PATACHE
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS INSTALACIONES PORTUARIAS Y A LA ESTACIÓN DE BOMBAS N° 1 DEL SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN POSEE UN EQUIPO DE TRANSFORMACIÓN DE 220/23 kV Y SE CONECTARÁ AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL PROYECTO A LA NUEVA SUBESTACIÓN SECCIONADORA PUERTO PATACHE 220 kV EN TECNOLOGÍA GIS. EL PROYECTO INCLUYE LA LÍNEA DE CONEXIÓN CON LA NUEVA SUBESTACIÓN PUERTO PATACHE.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
AGO-2020 220 67 MVA
S/E PALLATA 220 kV
SUBESTACIÓN EN 220 kV QUE SECCIONARÁ LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DEDICADA 1X220 kV ENCUENTRO – SPENCE. EN ESTA SUBESTACIÓN SE CONECTARÁ EL PROYECTO PARQUE EÓLICO TCHAMMA DE CAPACIDAD NOMINAL 155,4 MW A TRAVÉS DE LA CONSTRUCCIÓN DE UNA NUEVA LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV.
AR TCHAMMA SPA AGO-2020 220 -
S/E OYARVIDE (QB2), Y LÍNEA 2X220 kV OYARVIDE - GEOGLIFOS
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LA ESTACIÓN DE BOMBAS N° 2 DEL SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN POSEE UN EQUIPO DE TRANSFORMACIÓN DE 220/6,9 kV Y SE CONECTARÁ A LA NUEVA SUBESTACIÓN SECCIONADORA GEOGLIFOS EN 220 kV. EL PROYECTO INCLUYE LA LÍNEA DE CONEXIÓN CON LA NUEVA SUBESTACIÓN GEOGLIFOS.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
SEPT-2020 220 33 MVA
SUBESTACIÓN SECCIONADORA LASANA 220 kV
SUBESTACIÓN SECCIONADORA LASANA QUE SE CONECTA A LA LÍNEA 1X220 kV CALAMA – SOLAR JAMA. ESTA SUBESTACIÓN SERÁ EN TECNOLOGÍA AIS Y ESTARÁ CONFORMADA POR 2 PAÑOS DE LÍNEA QUE DARÁN CONTINUIDAD A LA LÍNEA CALAMA – SOLAR JAMA INDIVIDUALIZADA ANTERIORMENTE Y PERMITIRÁ LA CONEXIÓN DEL PARQUE FOTOVOLTAICO SAN PEDRO.
GPG SOLAR CHILE 2017 SPA SEPT-2020 220 -
CONTINUACIÓN TABLA 4PROYECTOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL Y DEDICADOS
44 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PROYECTO DESCRIPCIÓN PROPIETARIOFECHA ESTIMADA DE INTERCONEXIÓN
TENSIÓN POTENCIA [MVA]
AMPLIACIÓN EN S/E FARELLÓN
EL PROYECTO CONSISTE EN LA AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN FARELLÓN, PROPIEDAD DE MINERA ESCONDIDA LTDA., INCORPORANDO UNA BAHÍA A LA GIS EXISTENTE, CON EL OBJETIVO DE CONECTAR EL FUTURO PARQUE EÓLICO CERRO TIGRE.
AR CERRO TIGRE SPA OCT-2020 220 -
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 220 kV LAGUNAS – PUQUIOS (QB2)
CONSISTE EN LA CONSTRUCCIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE DOBLE CIRCUITO DE CAPACIDAD 350 MVA POR CIRCUITO, DESDE S/E LAGUNAS HASTA LA S/E PUQUIOS 220 kV (PROYECTO QB2). LA CONEXIÓN ES EN LA S/E LAGUNAS DONDE EXISTE ESPACIO DISPONIBLE EN CONFIGURACIÓN DOBLE BARRA Y TRANSFERENCIA.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
NOV-2020 220 350 MVA
S/E CHALLACOLLO (QB2)
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LA ESTACIÓN DE BOMBAS N° 3 DEL SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN ES DE 220/6,9 kV Y SECCIONARÁ EL CIRCUITO N°1 DE LA LÍNEA 2X220 kV LAGUNAS – PUQUIOS.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
NOV-2020 220 33 MVA
S/E PAGUANA (QB2)
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LA ESTACIÓN DE BOMBAS N° 5 DEL SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN ES DE 220/6,9 kV Y SECCIONARÁ EL CIRCUITO N°1 DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 2X220 kV LAGUNAS – PUQUIOS.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
NOV-2020 220 33 MVA
CONEXIÓN PLANTA SALAR DEL CARMEN SQM
EL PROYECTO CONSISTE EN LA CONEXIÓN EN DERIVACIÓN (TAP –OFF) A LA LÍNEA URIBE SOLAR – URIBE, DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 1X110 kV QUE ALIMENTARÁ A LA PLANTA SALAR DEL CARMEN CON UN CONSUMO TOTAL DE 50 MW.
SQM SALAR S.A. NOV-2020 110 -
S/E TIQUIMA (QB2)
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LA ESTACIÓN DE BOMBAS N° 4 DEL SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN ES DE 220/6,9 kV Y SECCIONARÁ EL CIRCUITO N°1 DE LA LÍNEA 2X220 kV LAGUNAS – PUQUIOS.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
DIC-2020 220 33 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 2X220 kV PLANTA ARAUCO - LAGUNILLAS
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE DOBLE CIRCUITO EN 220 kV DE APROXIMADAMENTE 34 km DE LONGITUD, QUE SE CONECTARÁ MEDIANTE UN NUEVO PAÑO DE CONEXIÓN EN LA SUBESTACIÓN LAGUNILLAS EN 220 kV.
CELULOSA ARAUCO Y CONSTITUCIÓN S.A. DIC-2020 220 590 MVA
AMPLIACIÓN DE S/E PLANTA ARAUCO
NUEVO PATIO DE 220 kV EN TECNOLOGÍA GIS, CON UNA CONFIGURACIÓN DE BARRA EN INTERRUPTOR Y MEDIO, DONDE SE CONECTARÁN DOS TURBOGENERADORES, LOS CONSUMOS DEL PROYECTO MAPA Y LA NUEVA LÍNEA 2X220 kV PLANTA ARAUCO – LAGUNILLAS.
CELULOSA ARAUCO Y CONSTITUCIÓN S.A. DIC-2020 220 -
S/E PUQUIOS (QB2)
CONSISTE EN UNA SUBESTACIÓN PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LA PLANTA CONCENTRADORA Y SISTEMA DE RELAVES DEL PROYECTO QUEBRADA BLANCA (QB2). ESTA SUBESTACIÓN POSEE UN EQUIPO DE TRANSFORMACIÓN DE 220/23 kV Y SE CONECTARÁ CON LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 2X220 kV LAGUNAS – PUQUIOS.
COMPAÑÍA MINERA TECK QUEBRADA BLANCA S.A.
ENE-2021 220 167 MVA
S/E SECCIONADORA LOS OLMOS
SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA 1X220 kV TOLPÁN – MULCHÉN EN S/E LOS OLMOS PARA LA CONEXIÓN EL PARQUE EÓLICO LOS OLMOS
ENERGÍA EÓLICA LOS OLMOS SPA MAR-2021 220 -
CONTINUACIÓN TABLA 4 PROYECTOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL Y DEDICADOS
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
45SECTOR ELÉCTRICO
TABLA 5PROYECTOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL DE EJECUCIÓN OBLIGATORIA, EN CONSTRUCCIÓN AL 31 DE
OCTUBRE DE 2016, POR ARTÍCULO 1° DE DECRETO EXENTO N° 418/2017
PROYECTOFECHA ESTIMADA DE ENTRADA EN OPERACIÓN
RESPONSABLE
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E SAN PABLO FEB-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVA S/E LOS TILOS BULNES 66/13,8 kV 12 MVA FEB-2019 COOPERATIVA DE CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CHILLÁN LTDA.
AUMENTO DE CAPACIDAD LÍNEA 1X66 kV CHIVILCÁN - LAS ENCINAS - PADRE LAS CASAS FEB-2019 CGE S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E PORTEZUELO FEB-2019 CGE S.A.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV PAN DE AZÚCAR – GUAYACÁN FEB-2019 CGE S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E TALCAHUANO MAR-2019 CGE S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E PAN DE AZÚCAR MAR-2019 TRANSELEC S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD TRAMO DE LÍNEA 2X110 kV LOS ALMENDROS - TAP LOS DOMINICOS MAR-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD TRAMO DE LÍNEA 1X66 kV TENO – RAUQUÉN ABR-2019 CGE S.A.
NUEVA S/E LLOLLELHUE 220/66 kV 2X90 MVA MAY-2019 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E SAN JOSÉ JUN-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E PANAMERICANA JUN-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVA S/E CURANILAHUE NORTE 66 kV Y NUEVA LÍNEA 1X66 kV HORCONES - TRES PINOS JUL-2019 CGE S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E LONCOCHE JUL-2019 CGE S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E SANTA ROSA SUR AGO-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD LÍNEA 2X66 kV RANCAGUA – ALAMEDA AGO-2019 CGE S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD LÍNEA 1X66 kV PLACILLA – NANCAGUA AGO-2019 CGE S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E SAN BERNARDO SEPT-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E QUILICURA SEPT-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E CHICUREO SEPT-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E ALONSO DE CÓRDOVA OCT-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
PROYECTO CHILOÉ – GAMBOA OCT-2019 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E BRASIL NOV-2019 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E SAN JOAQUÍN ENE-2020 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E BICENTENARIO ENE-2020 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E LOS DOMINICOS FEB-2020 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E PUERTO MONTT 220/23 kV 60 MVA FEB-2020 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
NUEVO TRANSFORMADOR EN S/E CHACABUCO MAR-2020 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
NUEVA S/E LLANQUIHUE 220 kV MAR-2020 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
PROYECTO LA MISIÓN MAY-2020 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
NUEVA LÍNEA 1X66 kV FÁTIMA - ISLA DE MAIPO JUL-2020 CGE S.A.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV LLOLLELHUE - LA UNIÓN AGO-2020 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD LÍNEA 1X66 kV SAN FERNANDO – PLACILLA DIC-2020 CGE S.A.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
46 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
TABLA 6PROYECTOS DE OBRAS DE AMPLIACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL POR ARTÍCULO 2° DE DECRETO
EXENTO N° 418/2017
PROYECTOFECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN SEGÚN DECRETO
RESPONSABLE
AMPLIACIÓN EN S/E COMBARBALÁ ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E BOSQUEMAR ENE-2021 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E PLACILLA ENE-2021 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E SAN ANTONIO ENE-2021 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD EN S/E SAN PEDRO ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E MAHNS ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN S/E EJÉRCITO ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E PARINACOTA ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E CÓNDORES ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E ALTAMIRANO ENE-2021 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E MACUL ENE-2021 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E PUDAHUEL ENE-2021 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E LA DEHESA ENE-2021 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.
SECCIONAMIENTO EN S/E PIRQUE ENE-2021 PAPELES CORDILLERA S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E PIRQUE ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E CONSTITUCIÓN ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E CAUQUENES ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E MAULE ENE-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E SAN JAVIER ENE-2021 CGE S.A.
SECCIONAMIENTO EN TAP LINARES NORTE ENE-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN EN S/E LINARES NORTE ENE-2021 LUZLINARES S.A.SECCIONAMIENTO EN S/E PANIMÁVIDA ENE-2021 TRANSELEC S.A.AMPLIACIÓN EN S/E PANIMÁVIDA ENE-2021 LUZLINARES S.A.AMPLIACIÓN EN S/E QUIANI ENE-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN EN S/E ALCONES ENE-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN EN S/E COPAYAPU JUL-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN EN S/E SAN JOAQUÍN JUL-2021 CGE S.A.AUMENTO DE CAPACIDAD DE LÍNEA 1X110 kV MAITENCILLO – ALGARROBO JUL-2021 TRANSELEC S.A.DOBLE BARRA TAP ALGARROBO JUL-2021 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.AMPLIACIÓN EN S/E AGUA SANTA JUL-2021 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.AMPLIACIÓN EN S/E TOMÉ JUL-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN EN S/E CHIGUAYANTE JUL-2021 CGE S.A.AMPLIACIÓN DE S/E PUNTA DE CORTÉS JUL-2021 CGE S.A.SECCIONAMIENTO EN LÍNEA 2X154 kV ALTO JAHUEL – TINGUIRIRICA EN S/E PUNTA DE CORTÉS JUL-2021 TRANSELEC S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E LA PALMA JUL-2021 CGE S.A.
AUMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN LÍNEA 2X66 kV MAULE – TALCA JUL-2021 CGE S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E CAPRICORNIO NOV-2021 ENGIE ENERGÍA S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E CERRO NAVIA JUL-2022 ENEL DISTRIBUCIÓN S.A.MODIFICACIÓN DE PAÑOS DE CONEXIÓN DE LÍNEA 2X110 kV LAS VEGAS – CERRO NAVIA EN NUEVO PATIO “GIS” 110 kV S/E CERRO NAVIA 110 kV JUL-2022 AES GENER S.A.
MODIFICACIÓN DE CONEXIÓN DE PAÑOS DE TRANSFORMACIÓN “TR5” Y UN NUEVO BANCO EN NUEVO PATIO “GIS” 110 kV S/E CERRO NAVIA 110 kV JUL-2022 TRANSELEC S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E ALTO MELIPILLA JUL-2022 CHILQUINTA ENERGÍA S.A.
AMPLIACIÓN EN S/E ITAHUE JUL-2023 TRANSELEC S.A.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
47SECTOR ELÉCTRICO
TABLA 7PROYECTOS DE OBRAS NUEVAS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ZONAL POR ARTÍCULO 3° DE DECRETO EXENTO
N° 418/2017
PROYECTOFECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN SEGÚN DECRETO
RESPONSABLE
NUEVA S/E PUEBLO SECO 154 kV AGO-2021 BESALCO S.A.
NUEVA S/E GUARDIAMARINA 110/23–13 kV DIC-2021 SOCIEDAD AUSTRAL DE ELECTRICIDAD S.A.
S/E NUEVA PANQUEHUE 110/13,8 kV DIC-2021 CONSORCIO CHILQUINTA - LUZLINARES.
NUEVA S/E LASTARRIA 220/66 kV DIC-2021 TRANSELEC S.A.
NUEVA S/E GUINDO 220/66 kV DIC-2021 BESALCO S.A.
S/E NUEVA METRENCO 220/66 kV DIC-2021 BESALCO S.A.
NUEVA S/E ENLACE IMPERIAL 66/23 kV DIC-2021 BESALCO S.A.
NUEVA S/E RÍO ACONCAGUA 220/110 kV AGO-2022 TRANSELEC S.A.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV NUEVA VALDIVIA – PICARTE, TENDIDO DEL PRIMER CIRCUITO AGO-2022 SOCIEDAD AUSTRAL DE ELECTRICIDAD S.A.
NUEVA S/E LA PÓLVORA 220/110 kV AGO-2022 CONSORCIO CELEO REDES CHILE-ESPAÑA.
S/E SECCIONADORA NUEVA SAN RAFAEL 110 kV AGO-2022 BESALCO S.A.
NUEVA S/E LOS VARONES 220/66 kV AGO-2022 BESALCO S.A.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV LOS VARONES – EL AVELLANO AGO-2022 BESALCO S.A.
NUEVA LÍNEA 2X220 kV ITAHUE – MATAQUITO AGO-2023 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA S/E SECCIONADORA HUALQUI 220/66 kV AGO-2023 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA S/E MATAQUITO 220/66 kV AGO-2023 CONSORCIO CELEO REDES.
CONSTRUCCIÓN BYPASS 2X110 kV SAN RAFAEL AGO-2023 BESALCO S.A.
LÍNEA 2X66 kV NUEVA METRENCO – ENLACE IMPERIAL AGO-2023 BESALCO S.A.
S/E NUEVA CASABLANCA 220/66 kV AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES CHILE-ESPAÑA.
NUEVA LÍNEA 2X220 kV NUEVA ALTO MELIPILLA – NUEVA CASABLANCA – LA PÓLVORA – AGUA SANTA AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES CHILE-ESPAÑA.
NUEVA LÍNEA 2X220 MATAQUITO – NUEVA NIRIVILO – NUEVA CAUQUENES – DICHATO – HUALQUI AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
S/E NUEVA NIRIVILO 220/66 kV AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
S/E NUEVA CAUQUENES 220/66 kV AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
S/E DICHATO 220/66 kV AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV NUEVA CAUQUENES – PARRAL AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA LÍNEA 2X66 kV NUEVA CAUQUENES – CAUQUENES AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA LÍNEA 2X66 DICHATO – TOMÉ AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
NUEVA LÍNEA 2X66 HUALQUI – CHIGUAYANTE AGO-2024 CONSORCIO CELEO REDES.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
48 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
TABLA 8PROYECTOS AUTORIZADOS DE ACUERDO AL ARTÍCULO 102° DE LA LEY
PROYECTO
RESOLUCIÓN DE ACUERDO A ARTÍCULO 102° DE LA LEY
FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN SEGÚN RESOLUCIÓN
RESPONSABLE
NUEVO TRANSFORMADOR EN SUBESTACIÓN EL EMPALME 225/2018 MAR-2020 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SUR S.A.
ADECUACIONES EN S/E LAGUNILLAS PARA CONEXIÓN DE LT 2X220 kV MAPA - LAGUNILLAS 31/2019 ABR-2020 TRANSELEC S.A.
ADECUACIONES LÍNEA DE TRANSMISIÓN 2X66 kV TEMUCO - LONCOCHE 683/2019 AGO-2020 COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A.
SUBESTACIÓN SECCIONADORA DE LA LÍNEA VENTANAS – TORQUEMADA 2X110 kV ETAPA 1 655/2019 JUL-2021 AGUAS PACÍFICO SPA.
SUBESTACIÓN NUEVA PILLANLELBÚN 682/2019 OCT-2021 COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE LA FRONTERA S.A.
SUBESTACIÓN SECCIONADORA DE LA LÍNEA VENTANAS – TORQUEMADA 2X110 kV ETAPA 2 655/2019 ABR-2022 AGUAS PACÍFICO SPA.
AMPLIACIÓN EN S/E MIRAJE 782/2019 AGO-2021 TRANSELEC S.A.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
49SECTOR ELÉCTRICO
GRÁFICO 3EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN BRUTA POR SISTEMA EN MW
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
VARIACIÓN 2019 DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN BRUTA POR SISTEMA EN MW
SEN
2,4% 67% 5,0%2018 2009 TCAC
25.212 SSMM
0,0% 8,5% 0,8%2018 2009 TCAC
194TOTAL
2,4% 66% 5,2%2018 2009 TCAC
25.406
Blockchain Certificado ID
03
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN
La capacidad instalada de generación eléctrica bruta al año 2019 asciende a 25.406 MW. De éstos, 25.212 MW (99,2%) corresponden al SEN. El restante 0,8% se reparte entre los Sistemas Eléctricos Medianos.
SING SEN SSMM*SIC
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
74,6%
1,2%15.282
24,2%
75,8%
1,1% 16.031
23,1%
72,7%
1,1%17.485
26,2%
73,9%
1,0%18.373
25,1%
74,7%
1,0%18.945
24,3%
78,0%
1,0%19.452
21,0%
78,4%
0,9%20.287
20,6%
75,2%
0,8%23.014
23,9%
99,2%
0,8%23.923
99,2%
0,8%24.805
99,2%
0,8%25.406
*Sistemas Medianos que consideran los Sistemas Eléctricos de Magallanes, Los Lagos, Aysén e Isla de Pascua
50 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
32%
32%
10%
10%
8,5%
8,6%
21%
21%
20%
20%
16%
16%
11%
11%
11%
11%
15%
15%
56% 51% 51%
22%
22%
20%
20%
0,5%
0,5%
1,1% 3,3% 3,3%
7,0%
6,9%
27%
27%
11%
11%
0,6%
0,6%
35%
35%
11% 12% 12%32% 33% 33%
2,1%
2,1%
0,2%
0,2%
0,2%
0,2%
1,9%
1,9%
27%
27%
GRÁFICO 4CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA NACIONAL EN MW
GRÁFICO 5CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA EN EL SISTEMA NACIONAL EN MW
GRÁFICO 6CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA EN LOS SISTEMAS MEDIANOS EN MW
2019
2019
2019
2018
2018
2018
2009
2009
2009
Fuente: Coordinador Eléctrico NacionalBlockchain Certificado ID
HÍDRICOCARBÓNPETRÓLEO DIESELGAS NATURALSOLAR EÓLICA
179 194 194
15.282
15.103
24.805
24.611
25.406
25.212
GEOTÉRMICA OTROS
51SECTOR ELÉCTRICO
GRÁFICO 7EVOLUCIÓN DEMANDA MÁXIMA SOBRE CAPACIDAD INSTALADA
Fuente: Coordinador Eléctrico NacionalBlockchain Certificado ID
A continuación se muestra la evolución de la demanda máxima horaria sobre la capacidad instalada de genera-ción bruta.
SING SENSIC
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
VARIACIÓN 2019 DEMANDA MÁXIMA SOBRE CAPACIDAD INSTALADA
SING
-14% -2,2%2009 TCAC
42%SEN
-0,8%2018
43%SIC
-16% -2,5%2009 TCAC
45%
54%
49%
53%
51%
54%
44%
51%
44%
51%
45%
50%
54%
48%
55%
45%
42%
44% 43% 43%
52 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN
Los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) corresponden a medios de generación cuyos exceden-tes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público.
Los Pequeños Medios de Generación (PMG) corresponden a medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sis-tema troncal, de subtransmisión o adicional.
A continuación se muestra la evolución de los PMGD y PMG.
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
GRÁFICO 8EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA BRUTA DE PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN EN MW
VARIACIÓN 2019 DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN EN MW
PMG
3,7% X4,3 16%2018 2009 TCAC
300PMGD
58% X11 28%2018 2009 TCAC
991TOTAL
41% X8,2 23%2018 2009 TCAC
1.291
PMGDPMG
55%
158
45% 58%
188
42% 63%
226
37%
63%
264
37%
61%
322
39%
60%
376
40%
55%
504
45%
60%
605
40%
65%
745
35%
68%
917
32%
77%
1.291
23%
53SECTOR ELÉCTRICO
CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSMISIÓN TOTAL EN km
SEN
35.303
CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSMISIÓN
La capacidad instalada de transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional corresponde a un total de 1.977 instala-ciones, los que suman 35.303 km, registrados al 31 de marzo de 2020. Estos kilómetros de línea consideran líneas de transmisión nacionales, zonales y dedicadas.
04
GRÁFICO 9CAPACIDAD INSTALADA DE TRANSMISIÓN EN EL SEN POR TENSIÓN NOMINAL kV EN km
500
345
220
154
110
23-100 6.271
6.241
1.474
16.163
408
4.747
Fuente: Coordinador Eléctrico NacionalBlockchain Certificado ID
54 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA
La generación eléctrica bruta durante el año 2019 en el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó un total de 77.090 GWh, lo cual representa un 99,3% del total generado a lo largo del país. Este total está compuesto por un 56% termoe-lectricidad, 24,6% hidráulica convencional y un 19,4% ERNC. Los sistemas en conjunto (incluyendo los SSMM Ay-sén, Magallanes y Los Lagos) alcanzaron un total de 77.637 GWh, lo que representó un aumento del 1,9% respecto del año 2018, con una tasa de crecimiento anual compuesta de 3,3% durante los últimos 10 años.
05
GRÁFICO 10 EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA POR SISTEMA EN GWh
VARIACIÓN 2019 DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA POR SISTEMA EN GWh
SSMMSEN
77.0902,4% 37% 3,2%
2029 2020 TCAC1,9% 39% 3,3%
2029 2020 TCAC1,9% 39% 3,3%
2029 2020 TCAC
TOTAL
*Sistemas Medianos, los cuales consideran la generación eléctrica en los sistemas medianos de Aysén, Magallanes y Los Lagos. No está conside-rada la generación bruta de energía en Isla de Pascua.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
73,5%
0,7%55.949
25,7%
73,4%
0,7%57.882
25,9%
74,4%
0,7%61.525
24,9%
75,2%
0,7%64.009
24,1%
74,8%
0,7%68.066
24,6%
73,7%
0,7%68.600
25,6%
73,3%
0,7%72.188
26,0%
73,0%
0,7%73.865
26,4%
73,5%
0,7%74.647
25,8%
99,3%
0,7%76.175
99,3%
0,7%77.637
SING SEN SSMM*SIC
547 77.637
55SECTOR ELÉCTRICO
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
GRÁFICO 11 GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA NACIONAL EN GWh
1,8%
26%
9,2%63%
400
3,3%
23%
14%
60%
534
3,7%
20%
16%
60%
547
2009
2009
2018
2018
2019
2019
SOLAR FOTOVOLTAICABIOMASAHIDRÁULICA DE EMBALSE
HIDRÁULICA DE PASADAMINI HIDRÁULICA DE PASADAEÓLICA
GEOTÉRMICAGAS NATURALPETRÓLEO DIÉSEL
CARBÓNCOGENERACIÓN
GRÁFICO 12GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL EN GWh
17%
1,4%
8,5%
18%
25%
1,6%28%
14%
2,4%4,7%0,3%
15%0,2%0,4%
14%
3,2%6,8%39%
12%
13%
2,4%
6,2%0,3%18%
0,2%0,7%
2,4%
8,2%37%
55.949 76.175 77.637
2009 2018 2019
GRÁFICO 13GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA EN LOS SISTEMAS MEDIANOS EN GWh
17%
1,4%
8,8%18%
25%
1,6%28%
14%
14%
2,4%
0,3%
0,2%15%
0,5%
4,7%
3,1%
6,7%39%
12%
13%
2,4%
0,3%
0,2%19%
0,8%
6,2%
2,3%
8,1%37%
0,1%
75.641 55.548 77.090
56 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
CUMPLIMIENTO DE LEYES N° 20.257 Y N° 20.698
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 tecnolo-gías que son englobadas por esta categoría, define una exigencia respecto de 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 que se muestra abajo.
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 solo aquellas que se hayan interconectado a uno de los sistemas eléctricos mayores con posterioridad al 01 de enero de 2008 o, bien, que hayan realizado ampliaciones en la capacidad instalada de la central a partir de la fecha señalada.
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). Los crecimientos definidos en aquel cuerpo legal establecen que al año 2025, los retiros deberán acreditar un 20% de contenido ERNC.
TABLA EXIGENCIAS ESTABLECIDAS POR LAS LEYES 20.257 Y 20.698
AÑO LEY 20.257 LEY 20.698
2010 5,0% -
2011 5,0% -
2012 5,0% -
2013 5,0% 5,0%
2014 5,0% 6,0%
2015 5,5% 7,0%
2016 6,0% 8,0%
2017 6,5% 9,0%
2018 7,0% 10,0%
2019 7,5% 11,0%
2020 8,0% 12,0%
2021 8,5% 13,5%
2022 9,0% 15,0%
2023 9,5% 16,5%
2024 10,0% 18,0%
2025 10,0% 20,0%
Fuente: Ministerio de Energía
A la fecha, 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.
57SECTOR ELÉCTRICO
INYECCIÓN RECONOCIDA POR LEY ERNC OBLIGACIÓN ERNC POR LEY
VARIACIÓN 2019 DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA BRUTA POR SISTEMA EN GWh
OBLIGACIÓN ERNC POR LEY
INYECCIÓN RECONOCIDA POR LEY ERNC
5.3775,7% 13,4X 34%
2018 2010 TCAC15% 7,2X 26%
2018 2010 TCAC
GRÁFICO 14EVOLUCIÓN DE LAS INYECCIONES DE ERNC DESDE VIGENCIA DE LA LEY 20.257 EN GWh
GRÁFICO 15COMPOSICIÓN POR TECNOLOGÍA EN GWh
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
1.031
649
1.310
1.199
2.248
1.572
2.818
1.798
4.620
2.003
6.127
2.410
7.841
3.027
11.087
3.642
13.846
4.677
14.630
5.377
14.630
13%
1,3%
44%
8,3%33%
52%
16%32%
1.031
2010 2018 2019
19%
13%
24%
1,5%43%
13.846 14.630
Fuente: Ministerio de Energía
Blockchain Certificado ID
SOLAR FOTOVOLTAICABIOMASA
HIDRÁULICA
EÓLICA
GEOTÉRMICA
58 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
RETIROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
De acuerdo con la Ley General de Servicios Eléctricos, usuario o cliente es la persona natural o jurídica que acre-dite 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. A su vez, cliente sujeto a regulación de precios es aquel cuya tarifa de suministro eléctrico está fijada por la autoridad se-gún lo establecido en la normativa vigente. Este grupo de clientes está compuesto por todos aquellos usuarios cuya potencia conectada sea igual o inferior a 5 MW, teniendo la posibilidad aquellos que tengan una potencia conectada entre 500 kW y 5 MW, y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora, de ser cliente libre. Aquellos clientes que sobrepasen dicho umbral son considerados clientes libres en su consumo, y pueden negociar los contratos de suministro directamente con las generadoras o con alguna distribuidora.
A continuación se presenta la evolución de la demanda de los clientes regulados y de los clientes libres, para los últimos 10 años.
06
VARIACIÓN 2019 EVOLUCIÓN DE LOS RETIROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GWh
CLIENTES REGULADOS
28.849CLIENTES LIBRES
5,6% 73% 5,6%2018 2009 TCAC
-5,9% 1,7% 0,2%2018 2009 TCAC
42.220TOTAL
0,6% 35% 3,0%2018 2009 TCAC
71.069
GRÁFICO 16 EVOLUCIÓN DE LOS RETIROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GWh
CLIENTES REGULADOS CLIENTES LIBRES
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
20092008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
52.724
45%
55%
52.819
46%
54%
54.257
51%
49%
57.327
52%
48%
59.947
52%
48%
62.365
50%
50%
64.195
50%
50%
65.831
50%
50%
66.579
49%
51%
67.395
51%
49%
70.651
57%
43%
71.069
59%
41%
59SECTOR ELÉCTRICO
PROYECCIÓN DE DEMANDA
CLIENTES REGULADOS CLIENTES LIBRES
GRÁFICO 17 CÁLCULO DE LA PROYECCIÓN ESTIMADA EN GWh
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
El proceso de proyección de demanda se calcula en forma anual por parte de la CNE, y en él se considera tanto a clientes regulados como a clientes libres. La previsión de demanda de los clientes regulados se desarrolla en el marco de los procesos de licitación de suministro para dichos clientes y se encuentra contenida en el Informe de Licitaciones señalado en el artículo 131 de la Ley General de Servicios Eléctricos, cuyos resultados son recogidos posteriormente en el Informe de Previsión de Demanda. Por su parte, la previsión de clientes libres se realiza en el Informe de Previsión de Demanda, de manera que este comprende la previsión de ambos clientes. Los resultados son utilizados en los distintos procesos realizados por la CNE, como la determinación de precios de nudo, fijación de cargos, procesos licitatorios, entre otros.
07
2020
2030
2021
2031
2022
2032
2023
2033
2029
2024
2034
2025
2035
2026
2036
2027
2037
2028
2038
2039
71.6
58
73.2
34
74.8
94
76.76
8
78.6
39
80.4
82
82.4
55
84.2
38
86.3
52
88.4
50
90.2
54
92.17
3
94.0
21
95.8
94
97.8
02
99.98
3
102.
211
104.
488
106.7
11
108.9
80
42%
58%
42%
58%
41%
59%
41%
59%
41%
59%
41%
59%
42%
58%
41%
59%
41%
59%
42%
58%
41%
59%
42%
58%
41%
59%
41%
59%
42%
58%
41%
59%
42%
58%
41%
59%
41%
59%
42%
58%
Blockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2039 DEL CÁLCULO DE LA PROYECCIÓN ESTIMADA EN GWh
CLIENTES REGULADOS
45.937CLIENTES LIBRES
21% 51% 2,2%2029 2020 TCAC
26% 53% 2,3%2029 2020 TCAC
63.043TOTAL
23% 52% 2,2%2029 2020 TCAC
108.980
60 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
HIDROLOGÍA
La característica hidrotérmica del Sistema Eléctrico Nacional, 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.
COTAS DE EMBALSES m.s.n.m.De acuerdo con la información enviada por el Coordinador Eléctrico Nacional, 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 continua-ción presentamos la evolución para el periodo comprendido entre 2009 y 2019.
EVOLUCIÓN EMBALSE CHAPO
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
EVOLUCIÓN EMBALSE COLBÚN
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
421-0,8% -0,2% -0,02%2018 2009 TCAC
COTA MÍNIMA
COTA MÁXIMA
VOLUMEN DE REGULACIÓN
397 m.s.n.m.
436m.s.n.m.
1.116 hm3
2,0% 2,4% 0,24%2018 2009 TCAC
233COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
220 m.s.n.m.
243m.s.n.m.
850 hm3
08
Blockchain Certificado IDFuente: Coordinador Eléctrico Nacional
61SECTOR ELÉCTRICO
EVOLUCIÓN EMBALSE MACHICURA
EVOLUCIÓN EMBALSE MAULE
0,2% 0,7% 0,07%2018 2009 TCAC
1.303COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
1.280 m.s.n.m.
1.319m.s.n.m.
179 hm3
EVOLUCIÓN EMBALSE LA INVERNADA
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2015
2015
2015
2016
2016
2016
2017
2017
2017
2018
2018
2018
2019
2019
2019
0,0% 0,0% 0,00%2018 2009 TCAC
257COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
256 m.s.n.m.
258m.s.n.m.
10,3 hm3
2.1610,1% -0,3% -0,03%
2018 2009 TCAC
COTA MÍNIMA
COTA MÁXIMA
VOLUMEN DE REGULACIÓN
2.152 m.s.n.m.
2.180m.s.n.m.
1.416 hm3
62 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
0,0% 0,1% 0,01%2017 2008 TCAC
508COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
501 m.s.n.m.
510,5m.s.n.m.
41,15 hm3
EVOLUCIÓN EMBALSE PANGUE
EVOLUCIÓN EMBALSE RALCO
1.3220,2% -0,7% -0,0,7%
2018 2009 TCAC
COTA MÍNIMA
COTA MÁXIMA
VOLUMEN DE REGULACIÓN
1.308,5m.s.n.m.
1.369m.s.n.m.
5.071 hm3
EVOLUCIÓN EMBALSE LAJA
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
-0,1% -0,6% -0,06%2018 2009 TCAC
707COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
692 m.s.n.m.
725m.s.n.m.
800 hm3
63SECTOR ELÉCTRICO
0,0% -0.3% -0,03%2018 2009 TCAC
102COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
97m.s.n.m.
107m.s.n.m.
435 hm3
EVOLUCIÓN EMBALSE RAPEL
EVOLUCIÓN EMBALSE MELADO
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
0,0% 0,0% 0,00%2018 2009 TCAC
644COTA
MÍNIMACOTA
MÁXIMAVOLUMEN DE REGULACIÓN
639,5 m.s.n.m.
648m.s.n.m.
33 hm3
64 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRECIPITACIONES mmEn línea con la información hidrológica aportada por el Coordinador Eléctrico Nacional, se presenta la evolución de los últimos 10 años de las precipitaciones. Esta medida se muestra en milímetros de agua (mm) acumulados en los puntos de medición a lo largo del territorio nacional.
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2015
2015
2015
2016
2016
2016
2017
2017
2017
2018
2018
2018
2019
2019
2019
TOTAL NACIONAL
ABANICO
CANUTILLAR
19.939
2.236
4.190
15.028
1.389
3.584
16.228
1.697
3.564
16.361
1.672
3.730
14.637
1.551
3.942
17.229
2.128
3.631
17.150
1.885
3.140
11.574
1.295
2.408
17.031
2.063
4.269
16.700
2.141
3.664
13.777
1.764
3.784
3,3% -9,7% -1,0%2018 2009 TCAC
3.784
-18% -31% -3,6%2018 2009 TCAC
13.777
-18% -21% -2,3%2018 2009 TCAC
1.764
Blockchain Certificado IDFuente: Coordinador Eléctrico Nacional
65SECTOR ELÉCTRICO
-35% -48% -6,3%2018 2009 TCAC
994
2009
2009
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
2016
2017
2017
2018
2018
2019
2019
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
CIPRESES
COLBÚN
MOLLES
1.414
1.905
96
788
1.353
152
1.168
1.728
78
1.079
1.577
12
780
1.478
55
1.193
1.718
65
1.288
1.937
202
892
873
101
1.050
1.423
227
1.035
1.530
39
654
994
21
-37% -54% -7,4%2018 2009 TCAC
654
-46% -78% -14%2018 2009 TCAC
21
66 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009
2009
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
2016
2017
2017
2018
2018
2019
2019
3.908
1.541
2.810
929
2.757
1.385
2.552
1.101
2.134
960
2.785
1.428
2.357
1.446
1.807
891
2.565
1.257
2.993
1.251
2.826
739
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1.6031.464 1.502
1.7661.539
1.706
2.357
1.126
1.626 1.667
1.366
PANGUE
PEHUENCHE
PILMAIQUÉN
-5,6% -28% -3,2%2018 2009 TCAC
2.826
-41% -52% -7,1%2018 2009 TCAC
739
-18% -15% -1,6%2018 2009 TCAC
1.366
67SECTOR ELÉCTRICO
2009
2009
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
2016
2017
2017
2018
2018
2019
2019
559
2.182
431
1.856
254
1.801
462
1.868
265
1.621
339
1.759
499
1.598
489
1.291
354
1.682
342
1.724
131
1.375
PULLINQUE
SAUZAL
-20% -37% -4,5%2018 2009 TCAC
1.375
-62% -77% -14%2017 2008 TCAC
131
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
307273 297
544
312
476442
401
517
315
122
RAPEL
-61% -60% -8,8%2018 2009 TCAC
122
68 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
COSTOS MARGINALES
El costo marginal de energía corresponde al costo en que se incurre para suministrar una unidad adicional de producto para un nivel dado de producción. Alternativamente, dado un nivel de producción, es el costo que se evita al dejar de producir la última unidad en la barra correspondiente, considerando para su cálculo la operación determinada por el Coordinador Eléctrico Nacional y las instrucciones emitidas por el Centro de Despacho y Control a cada unidad generadora del Sistema Eléctrico Nacional en cumplimiento de la normativa vigente. Su unidad de cálculo es en dólares por MegaWatt por hora (USD/MWh). A continuación, se muestra los valores promedios anuales calculados a partir de los costos marginales horarios de las principales barras del Sistema Eléctrico Nacional.
GRÁFICO 18EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES POR BARRA DE 220 kV EN USD/MWh
ATACAMA CARDONESPUERTO MONTTQUILLOTA CHARRÚACRUCEROPAN DE AZÚCAR TARAPACÁ
09
Fuente: Coordinador Eléctrico NacionalBlockchain Certificado ID
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
200
175
150
125
100
75
50
25
-
VARIACIÓN 2019 DE LOS COSTOS MARGINALES POR BARRA DE 220 kV EN USD/MWh
ATACAMA
-14% -57% -8,1%2018 2009 TCAC
45,9-9,1% -62% -9,3%2018 2009 TCAC
44,8CARDONES
-18% -44% -5,7%2018 2009 TCAC
51,5CHARRÚA
-14% -59% -8,5%2018 2009 TCAC
45,4CRUCERO
-15% -58% -8,4%2018 2009 TCAC
47,1PAN DE AZÚCAR
2,6% -39% -4,9%2018 2009 TCAC
64,9PUERTO MONTT
-18% -50% -6,8%2018 2009 TCAC
52,0QUILLOTA
-15% -59% -8,6%2018 2009 TCAC
46,5TARAPACÁ
69SECTOR ELÉCTRICO
10
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
PRECIO NUDO DE CORTO PLAZO
Los precios de nudo de corto plazo se fijan semestralmente. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía, la que 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 para cada año el promedio de las fijaciones en cada periodo.
El precio nudo de la energía es el promedio en el tiempo de los costos marginales de energía del sistema eléctrico ope-rando a mínimo costo actualizado de operación y de racionamiento. En el caso de la barra Quillota 220 kV, se considera además en el cálculo un conjunto de condiciones hidrológicas posibles en el horizonte de tarificación.
GRÁFICO 19EVOLUCIÓN DEL PRECIO NUDO DE ENERGÍA POR BARRA EN USD/MWh
QUILLOTA 220 kV CRUCERO 220 kV
115,7
94,390,7
82,7
77,172,9
57,8 47,949,4
64,9
66,4
88,4
80,6
95,593,4 91,3
86,781,2
66,7 66,5 65,9
65,5
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO NUDO DE ENERGÍA POR BARRA EN USD/MWh
QUILLOTA 220 kV
-0,7% -26% -3,0%2018 2009 TCAC
65,5CRUCERO 220 kV
2,4% -43% -5,4%2018 2009 TCAC
66,4
70 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Por otra parte, 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.
GRÁFICO 20EVOLUCIÓN DEL PRECIO NUDO DE POTENCIA POR BARRA EN USD/MW/MES
8.437
8.318
8.686
8.642
9.946
9.049
10.828
8.833
9.994
8.769
9.717
8.084
12.214
8.201
10.628
7.938
8.218
8.194
8.794
8.301
QUILLOTA 220 kV CRUCERO 220 kV
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
7.675
7.749
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO NUDO DE POTENCIA POR BARRA EN USD/MW/MES
QUILLOTA 220 kV
-5,7% -8,2% -0,8%2018 2009 TCAC
7.749CRUCERO 220 kV
-6,3% -7,7% -0,8%2018 2009 TCAC
7.675
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
71SECTOR ELÉCTRICO
PRECIO MEDIO DE MERCADO
11
78,9
53,8
64,7
48,9
62,9
55,4
58,0
55,7
51,3
53,1 55,4
55,0 57,1
61,0
53,9
62,3
56,1
62,5 61,4
67,5
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
SING SENSIC
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO MEDIO NOMINAL DE MERCADO EN $/kWh
SING
-29% -4,2%2009 TCAC
56,1SEN
10%2018
67,5SIC
16% 1,9%2009 TCAC
62,5
El precio medio de mercado (PMM) se determina con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía, correspondientes a una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del precio medio de mercado. Este precio se utiliza para la indexación del precio de nudo de la energía.
GRÁFICO 21EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO NOMINAL DE MERCADO EN $/kWh
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
72 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRECIO NUDO PROMEDIO TRASPASABLE A CLIENTE FINAL
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.
Para clientes regulados pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional, 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 sub-transmisión, e incorporando el cargo AR (ajuste o recargo).
12
GRÁFICO 22EVOLUCIÓN DEL PRECIO EQUIVALENTE DE ENERGÍA EN $/kWh
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO EQUIVALENTE DE ENERGÍA EN $/kWh
SING
-28% -10%DIC 2014 TCAC
51,7SEN
19%DIC 2O18
62,2SIC
13% 4,3%DIC 2014 TCAC
66,5
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
ENE-
14M
AR-1
4M
AY-1
4JU
L-14
SEPT
-14
NO
V-14
ENE-
15M
AR-1
5M
AY-1
5JU
L-15
SEPT
-15
NO
V-15
ENE-
16M
AR-1
6M
AY-1
6JU
L-16
SEPT
-16
NO
V-16
ENE-
17M
AR-1
7M
AY-1
7JU
L-17
SEPT
-17
NO
V-17
ENE-
18M
AR-1
8M
AY-1
8JU
L-18
SEPT
-18
NO
V-18
ENE-
19M
AR-1
9M
AY-1
9JU
L-19
SEPT
-19
NO
V-19
75
70
65
60
55
50
45
SIC SENSING
73SECTOR ELÉCTRICO
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO EQUIVALENTE DE POTENCIA EN $/kW
SING
13% 4,0%DIC 2014 TCAC
6.674SEN
11%DIC 2O18
6.076SIC
10% 3,4%DIC 2014 TCAC
6.071
Para clientes regulados pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional, 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.
GRÁFICO 23EVOLUCIÓN DEL PRECIO EQUIVALENTE DE POTENCIA EN $/kW
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
ENE-
14M
AR-1
4M
AY-1
4JU
L-14
SEPT
-14
NO
V-14
ENE-
15M
AR-1
5M
AY-1
5JU
L-15
SEPT
-15
NO
V-15
ENE-
16M
AR-1
6M
AY-1
6JU
L-16
SEPT
-16
NO
V-16
ENE-
17M
AR-1
7M
AY-1
7JU
L-17
SEPT
-17
NO
V-17
ENE-
18M
AR-1
8M
AY-1
8JU
L-18
SEPT
-18
NO
V-18
ENE-
19M
AR-1
9M
AY-1
9JU
L-19
SEPT
-19
NO
V-19
7.500
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500
SIC SENSING
74 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRECIO MONÓMICO DE LOS SISTEMAS MEDIANOS
De acuerdo con lo establecido en la Ley Eléctrica, los Sistemas Medianos corresponden a sistemas eléctricos cuya ca-pacidad instalada de generación es superior a los 1.500 kW e inferior a los 200 MW. Actualmente, existen nueve siste-mas: Cochamó, Hornopirén, Aysén, Palena, General Carrera, Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.
La tarificación del segmento generación-transmisión (Precios de Nudo) de los Sistemas Medianos se determina a partir de un Costo Incremental de Desarrollo y de un Costo Total de Largo Plazo, resultantes del dimensionamien-to eficiente de instalaciones necesarias para abastecer la demanda proyectada durante el horizonte de planifica-ción, dando cumplimiento en todo momento a las exigencias de la normativa vigente. Lo anterior determina los precios a nivel de generación y transmisión que les serán aplicados a clientes regulados durante los siguientes cuatro años y que se actualizan semestralmente (mayo y noviembre de cada año), así como los planes de expan-sión en generación y transmisión de carácter obligatorio.
En la siguiente tabla se presentan los Precios de Nudo de energía, potencia y monómico en las distintas barras de retiro de cada Sistema Mediano a noviembre 2019:
PNE$/kWh
PNP$/kW-mes
PMON$/kWh
C-HCOCHAMÓ 132 12.554 159
HORNOPIRÉN 137 8.333 155
AYSÉN
AYSÉN 70 7.268 85
PALENA 78 13.027 105
GENERAL CARRERA 95 13.344 123
MAGALLANES
PUNTA ARENAS 54 9.869 75
TRES PUENTES 65 9.869 86
PUERTO NATALES 51 9.920 72
PORVENIR 64 6.928 78
PUERTO WILLIAMS 190 15.872 224
13
TABLA DE PRECIO NUDO VIGENTE A NOVIEMBRE 2019 PARA SISTEMAS MEDIANOS
75SECTOR ELÉCTRICO
En los siguientes gráficos se presenta, para cada Sistema Mediano, la evolución del precio monómico. Se conside-ran aquellos precios de energía y potencia asociados a los cuadrienios tarifarios respectivos.
GRÁFICO 24 EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE COCHAMÓ-HORNOPIRÉN EN $/kWh
GRÁFICO 25 EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE AYSÉN -PALENA- GENERAL CARRERA EN $/kWh
NOV-14 MAY 15 NOV-16 MAY 17 NOV-18 MAY 19NOV-15 MAY 16 NOV-17 MAY 18 NOV-19
200
180
160
140
120
100
HORNOPIRÉNCOCHAMO
NOV-14 MAY 15 NOV-16 MAY 17 NOV-18 MAY 19NOV-15 MAY 16 NOV-17 MAY 18 NOV-19
135
125
115
105
95
85
75
65
AYSÉNGENERAL CARRERA
PALENA
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
76 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 26EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE PUNTA ARENAS-TRES PUENTES-PUERTO NATALES-PORVENIR $/kWh
GRÁFICO 27EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE PUERTO WILLIAMS EN $/kWh
NOV-14 MAY 15 NOV-16 MAY 17 NOV-18 MAY 19NOV-15 MAY 16 NOV-17 MAY 18 NOV-19
NOV-14 MAY 15 NOV-16 MAY 17 NOV-18 MAY 19NOV-15 MAY 16 NOV-17 MAY 18 NOV-19
85
80
75
70
65
60
55
260
250
240
230
220
210
200
TRES PUENTESPTA. ARENAS
PT0. WILLIAMS
PTO NATALES PORVENIR
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
77SECTOR ELÉCTRICO
MONÓMICO COCHAMÓ
-0,4% -17% -4,5%NOV 2018 NOV 2014 TCAC
159
VARIACIÓN 2019 DEL PRECIO MONÓMICO EN $/kWh
1,7% 6,2% 1,5%NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO HORNOPIRÉN
155 2,9% 2,0% 0,5%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO AYSÉN
85
0,9% -3,3% -0,8%NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO G. CARRERA
123
2,6% -12% -3,1%NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO PTO. WILLIAMS
224
MONÓMICO PALENA
105 2,4% 38% 8,4%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO TRES PUENTES
86 4,4% 41% 8,9%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO PTO. NATALES
72 4,4% 1,8% 0,5%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO PORVENIR
78 4,1% 12% 2,9%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
MONÓMICO PTA. ARENAS
75 4,4% 22% 5,1%
NOV 2018 NOV 2014 TCAC
78 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN
El VAD es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Energía, previo Informe Técnico de la CNE, y corresponde básicamente a un costo medio que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica operando en el país, eficiente en la política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce necesariamente los costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras.
Definición de los parámetros y valores base
IPC: Índice de Precios al Consumidor, índice general, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), correspondiente al segundo mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
CPI: Consumer Price Index (All Urban Consumers), publicado por el Bureau of Labor Statistics (BLS) del Gobierno de los Estados Unidos de América (Código BLS: CUUR0000SA0), correspondiente al tercer mes anterior a aquel mes en que las tarifas resultantes serán aplicadas.
Respecto de los indexadores se aplica lo indicado en el Decreto 11T, vale decir.
D: Índice de productos importados calculado como D = Tc x (1 + Ta), con:
Tc: Tipo de cambio observado para el dólar de los Estados Unidos de América, publicado por el Banco Central de Chile, “Dólar Observado”. Se utilizará el valor promedio del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.
Ta: 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.
Estos valores base se muestran en la tabla siguiente:
Indexación noviembre 2016:
Indexación noviembre 2016:
PARÁMETRO VALOR BASE MES
IPC0 113,9 SEPTIEMBRE 2016
CPI0 240,8 AGOSTO 2016
D0 708,7 SEPTIEMBRE 2016
14
79SECTOR ELÉCTRICO
Las empresas concesionarias deberán aplicar los índices IPC, CPI y D de acuerdo con las condiciones estableci-das en el artículo 191º de la Ley.
7.9 Factor de invierno (FI): En las opciones tarifarias BT1a y BT1b, el factor de invierno (FI) dependerá del Siste-ma Eléctrico en el cual se encuentre el cliente y su valor corresponderá al resultante del siguiente cálculo:
En que:
Meses HP-SE: Cantidad anual de meses en que se han definido horas de punta para el Sistema Eléctrico, estableci-dos de acuerdo a los decretos de precios de nudo de corto plazo que se fijen semestralmente.
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 Nº11T/2016 Proceso de Fijación de Tarifas de Distribución 2016-2020, reemplazado por el Decreto 5T/2018.
(*) Los CDAT y CDBT no consideran el efecto del factor de equidad tarifaria residencial, factor de corte y reposi-ción, y los factores de asignación de costos sectorizados.
Área Típica Empresa Distribuidora
1. Enel Distribución
2. CEC, CGED, EEPA, Elecda, Emelat, y Luz Andes
3. Chilquinta, Conafe, Edelmag, Eliqsa y Saesa
4. Edecsa, EEC, Emelari y Litoral
5. Codiner, Coopelan, Frontel, Luz Osorno, Luzlinares y Luzparral
6. Coelcha, Coopersol, Cooprel, Copelec, CRELL, Edelaysén, Emalca, Sasipa, Socoepa, Tiltil
80 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 28EVOLUCIÓN PARÁMETROS DEL VAD
VARIACIÓN 2019 EVOLUCIÓN PARÁMETROS DEL VAD
IPC
123CPI
1,9% 4,3% 0,2%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
3,0% 8,1% 0,2%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
257D=TCx (1+Ta)
7,1% 2,0% 0,4%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
817
1,18
1,16
1,13
1,11
1,08
1,06
1,03
1,01
0,98
0,96
0,93
0,91
0,88
AGO
-16
SEPT
-16
OCT
-16
NO
V-16
DIC-
16EN
E-17
FEB-
17M
AR-1
7AB
R-17
MAY
-17
JUN
-17
JUL-
17AG
O-1
7SE
PT-1
7O
CT-1
7N
OV-
17DI
C-17
ENE-
18FE
B-18
MAR
-18
ABR-
18M
AY-1
8JU
N-1
8JU
L-18
AGO
-18
SEPT
-18
OCT
-18
NO
V-18
DIC-
18EN
E-19
FEB-
19M
AR-1
9AB
R-19
MAY
-19
JUN
-19
JUL-
19AG
O-1
9SE
PT-1
9O
CT-1
9N
OV-
19DI
C-19
CPIIPC D=Tcx (1+Ta)
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
81SECTOR ELÉCTRICO
GRÁFICO 29EVOLUCIÓN MENSUAL DEL INDEXADOR DE CDBT POR ÁREA TÍPICA
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
NO
V-16
DIC-
16EN
E-17
FEB-
17M
AR-1
7AB
R-17
MAY
-17
JUN
-17
JUL-
17AG
O-1
7SE
PT-1
7O
CT-1
7N
OV-
17DI
C-17
ENE-
18FE
B-18
MAR
-18
ABR-
18M
AY-1
8JU
N-1
8JU
L-18
AGO
-18
SEPT
-18
OCT
-18
NO
V-18
DIC-
18EN
E-19
FEB-
19M
AR-1
9AB
R-19
MAY
-19
JUN
-19
JUL-
19AG
O-1
9SE
PT-1
9O
CT-1
9N
OV-
19DI
C-19
VARIACIÓN 2019 INDEXADORES CDBT POR ÁREA TÍPICA EN $/kW/MES
CDBT 1
CDBT 4
7.698 CDBT 2
CDBT 5
3,0% 16% 0,4%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
2,9% 30% 0,7%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
7,1% 19% 0,5%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
4,9% 7,6% 0,2%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
CDBT 3
CDBT 6
4,6% 29% 0,7%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
1,0% 24% 0,6%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
10.836 18.354
14.074 37.854 38.995
CDBT 1 CDBT 2 CDBT 3 CDBT 4 CDBT 5 CDBT 6
1,30
1,35
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
0,95
0,90
82 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 30EVOLUCIÓN MENSUAL DEL INDEXADOR DE CDAT POR ÁREA TÍPICA
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
1,501,451,401,351,301,251,201,151,101,051,000,950,90
NO
V-16
DIC-
16EN
E-17
FEB-
17M
AR-1
7AB
R-17
MAY
-17
JUN
-17
JUL-
17AG
O-1
7SE
PT-1
7O
CT-1
7N
OV-
17DI
C-17
ENE-
18FE
B-18
MAR
-18
ABR-
18M
AY-1
8JU
N-1
8JU
L-18
AGO
-18
SEPT
-18
OCT
-18
NO
V-18
DIC-
18EN
E-19
FEB-
19M
AR-1
9AB
R-19
MAY
-19
JUN
-19
JUL-
19AG
O-1
9SE
PT-1
9O
CT-1
9N
OV-
19DI
C-19
VARIACIÓN 2019 INDEXADORES CDAT POR ÁREA TÍPICA EN $/kW/MES
CDAT 1
CDAT 4
1.921CDAT 2
CDAT 5
-0,1% 17% 0,4%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
1,0% 48% 1,1%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
4,0% 20% 0,5%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
1,0% -1,0% 0,0%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
CDAT 3
CDAT 6
2,1% 45% 1,0%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
19% 26% 0,6%DIC 2018 AGO 2016 TCMC
3.643 8.609
4.317 20.382 19.738
CDAT 1 CDAT 2 CDAT 3 CDAT 4 CDAT 5 CDAT 6
83SECTOR ELÉCTRICO
Con el fin de entregar una visión global de los niveles de la Cuenta Tipo a nivel na-cional, en la siguiente figura se presentan, para diciembre 2019, los valores prome-dios asociados a las tarifas BT1a y AT4.3, las más representativas del cliente residencial e industrial, respectivamente.
Para éste cálculo se consideró un consu-mo de 180 kWh para BT1A y para AT4.3 35.000 kWh, con una potencia suminis-trada de 130 kW y una potencia en horas de punta de 55 kW.
Los decretos y resoluciones aplicados en el cálculo de las tarifas fueron: Decreto N°5T/2018, Decreto N°20T/2018 y las Re-soluciones Exentas N°743, N°388, N°713, N°379, N°760 y N°282 de 2019.
ARICA Y PARINACOTA
BT1a 24.000
AT4.3 3.241.999
TARAPACÁ
BT1a 23.904
AT4.3 3.189.841
ANTOFAGASTA
BT1a 21.331
AT4.3 3.077.860
ATACAMA
BT1a 22.986
AT4.3 3.567.133
COQUIMBO
BT1a 25.977
AT4.3 3.724.399
VALPARAÍSOBT1a 25.723
AT4.3 3.838.920
METROPOLITANA
BT1a 19.846
AT4.3 3.212.829
O’HIGGINS
BT1a 22.471
AT4.3 3.627.582
MAULE
BT1a 24.088
AT4.3 3.830.000
ÑUBLE
BT1a 24.889
AT4.3 4.104.505
BIOBÍO
BT1a 23.606
AT4.3 3.946.438
LA ARAUCANÍA
BT1a 25.214
AT4.3 4.114.884
LOS RÍOS
BT1a 25.507
AT4.3 3.988.183
LOS LAGOS
BT1a 25.555
AT4.3 4.013.891
AYSÉN
BT1a 23.518
AT4.3 3.845.128
MAGALLANES
BT1a 22.682
AT4.3 2.606.348
15
CUENTA TIPO POR SISTEMA BT1a / AT4.3
Fuente: Comisión Nacional de Energía
Blockchain Certificado ID
84 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Fuente: Comisión Nacional de Energía
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA
REGIÓN DE O’HIGGINS
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN
REGIÓN DE MAGALLANES
25%
28%
22%
19%
26%
27%
18%
17%
22%
26%
22%
26%
27%
27%
30%
33%
64%
60%
65%
65%
60%
61%
71%
69%
65%
62%
64%
61%
61%
60%
70%
66%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,3%
0,3%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,3%
0,3%
0,4%
0,4%
11%
COMPOSICIÓN CUENTA TIPO
11%
DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN GENERACIÓN SERVICIO PÚBLICO
6%
10%
9%
10%
9%
15%
9%
12%
16%
23%
21%
22%
21%
21%
25%
12%
16% 78%
73%
74%
70%
71%
69%
77%
71%
68%
62%
63%
63%
63%
63%
75%
87%
0,5%
0,5%
0,6%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,4%
0,7%
BT1A AT4.3
Blockchain Certificado ID
11%
12%
16%
14%
11%
10%
14%
13%
12%
13%
12%
12%
12
16%
17%
20%
19%
15%
13%
16%
15%
15%
14%
15%
15%
16%
85SECTOR ELÉCTRICO
CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO
El indicador SAIDI* representa la duración promedio de interrupciones que experimenta un cliente durante un periodo de tiempo. Las interrupciones de electricidad se pueden generar por Causas Internas, es decir de respon-sabilidad de las empresas distribuidoras; Causas Externas, es decir, interrupciones no autorizadas en los sistemas de transmisión y/o generación, o Fuerza Mayor. Las empresas distribuidoras reportan a la SEC las diferentes inte-rrupciones y realizan una primera calificación, dando así origen al indicador SAIDI informado por Empresas. Poste-riormente, la SEC realiza un análisis detallado de las interrupciones de Fuerza Mayor informadas por las empresas, y a partir de aquello recalifica dichas interrupciones para dar origen al SAIDI Recalificado. Esta información fue obtenida desde la SEC, y para más detalle puede revisar el Informe SEC.
GRÁFICO 31SAIDI NACIONAL INFORMADO POR EMPRESAS EN HORAS DE INTERRUPCIÓN PROMEDIO POR CLIENTE
16,83
20%
38%
42%
14,05
15%
42%
42%
15,64
14%
46%
40%
18,41
14%
53%
33%
13,52
15%
42%
43%
18,83
11%
44%
45%
12,17
15%
29%
56%
13,92
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
INTERNA EXTERNA FUERZA MAYOR
Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles
VARIACIÓN 2019 SAIDI NACIONAL EN HORAS
INTERNA
22% 20% 2,6%2018 2012 TCAC
8,37EXTERNA
-0,2% -49% -9,0%2018 2012 TCAC
1,77FUERZA MAYOR
6,2% -41% -7,3%2018 2012 TCAC
3,78
Blockchain Certificado ID
16
13%
27%
60%
* System Average Interruption Duration Index (SAIDI) o Tiempo Total Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado
86 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
SAIDI REGIONAL SEGÚN CAUSA EN HORAS DE INTERRUPCIÓN PROMEDIO POR CLIENTES
INTERNA EXTERNA FUERZA MAYOR
Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles
74% 4% 22%
47% 11% 42%
50% 18% 32%
72% 6% 22%
63% 14% 23%
26%52% 22%
53% 15% 31%
55% 18% 28%
61% 14% 25%
67% 10% 23%
52% 29% 19%
19%68% 13%
65%
57% 3% 40%
48% 11% 42%
52% 22% 26%
Blockchain Certificado ID
13% 22%
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA
REGIÓN DE O’HIGGINS
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AISÉN
REGIÓN DE MAGALLANES
18,74HORAS
21,27
18,51
18,14
15,76
10,09
8,31
16,72
20,23
11,72
13,87
36,93
24,79
17,13
15,08
7,86
87SECTOR ELÉCTRICO
2015 20152016 20162017 20172018 20182019 2019
ACUMULADOkW ACUMULADOCANTIDAD DE INSTALACIONES
VARIACIÓN 2019 DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
CAPACIDAD kW
42.02698% x40 152%
2018 2015 TCAC
5.58855% x74 193%
2018 2015 TCAC
LEY DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
La Generación Distribuida, establecida mediante la Ley 20.571, es un sistema que permite la autogeneración de energía basada en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y cogeneración eficiente. Esta ley, conocida también como Netbilling, Netmetering o Generación Distribuida, entrega el derecho a los usuarios de vender sus excedentes directamente a la distribuidora eléctrica a un precio regulado, el cual está publicado en el sitio web de cada empresa distribuidora.
Todo sistema de generación eléctrica que busque acogerse a esta ley debe ser declarado ante la Superintenden-cia de Electricidad y Combustibles, SEC. Esta declaración eléctrica debe ser realizada por un Instalador autorizado, y debe contener además los detalles técnicos de la instalación, así como de los productos a utilizar. Posteriormen-te, la SEC fiscaliza la Instalación y, si ésta cumple con los requerimientos técnicos, autoriza su funcionamiento, tras lo cual el propietario deberá notificar su conexión a la red de la empresa de distribución eléctrica.
A continuación se presenta la evolución de las instalaciones inscritas ante la SEC mediante el Trámite Eléctrico TE4 entre 2015 y el 2019.
76 1.0423.890 379
4.932 455
6.610 1.321
11.543 1.776
9.671 1.835
21.214
3.611
20.812 1.977
42.026 5.588
117
GRÁFICO 32EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN kW
GRÁFICO 33EVOLUCIÓN DE LAS UNIDADES INSTALADAS
Fuente: Superintendencia de Electricidad y CombustiblesBlockchain Certificado ID
CANTIDAD DE INSTALACIONES
88 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 34COMPOSICIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA SEGÚN TIPO DE PROPIEDAD EN kW
GRÁFICO 35COMPOSICIÓN DE LAS UNIDADES INSTALADAS SEGÚN TIPO DE PROPIEDAD EN NÚMERO DE UNIDADES
13%
4,7%
17%
32%
6,3%
27%
1.042
16%
14%
24%
25%
1,1%
20%
21.214 11%
19%
24%
14%
19%
13%
42.026
AGRÍCOLACOMERCIALEDUCACIONALHABITACIONALINDUSTRIAL OTROS
9,2%
5,3%
7,9%
3,9%
7,9%
66%
76
5,2%
5,1%
3,5%
3,0%
83%
3.6112,1%
4,7%3,0%
4,3%
83%
2,9%
5.588
2019
2019
2018
2018
2015
2015
Fuente: Superintendencia de Electricidad y CombustiblesBlockchain Certificado ID
89SECTOR ELÉCTRICO
90 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
SECTOR HIDROCARBUROS
91SECTOR HIDROCARBUROS
La industria de los hidrocarburos monitoreada 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 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 en 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 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.
Los organismos públicos que se relacionan con el mercado de los hidrocarburos son: 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 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, además de mantener informada a la ciudadanía respecto de sus mejores opciones.
92 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES DE REFERENCIA
En este apartado se presenta la evolución de precios para el petróleo West Texas Intermediate (WTI), que es utilizado como referencia principalmente en el mercado norteamericano; el petróleo Brent, el cual es referencia para los mercados europeos; 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.
A continuación se detalla la evolución conjunta de los precios internacionales, tomando como base 100 los valo-res correspondientes a 2009, para cada uno de ellos.
Posterior a ello, se puede ver la evolución de cada uno de los indicadores y sus variaciones en el tiempo.
01
GRÁFICO 1EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS INTERNACIONALES DE COMBUSTIBLES DE REFERENCIA [BASE 100 = 2009]
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20192018
CARBÓN TÉRMICO EQ. 7.000HENRY HUBWTIBRENT
100%
60%
20%
-20%
-60%
93SECTOR HIDROCARBUROS
GRÁFICO 2EVOLUCIÓN CARBÓN TÉRMICO EQ. 7.000 kcal/kg USD/Ton
GRÁFICO 3EVOLUCIÓN GAS NATURAL HENRY HUB SPOT US$/MMBtu
4,0
4,4
4,0
2,8
3,7
4,4
2,62,5
3,0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
3,1
HENRY HUB
Fuente: Daily Gas Price Index por NGI Inteligence
Fuente: Platts Coal Trader international
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
101
113
150
123
108 111
92
82
117
131
CARBÓN TÉRMICO Eq. 7.000
102
Blockchain Certificado ID
Blockchain Certificado ID
2,5
94 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 4EVOLUCIÓN COTIZACIÓN WTI Y BRENT DTD EN USD/bbl
BRENT WTI
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20192018
61
62
80
79
111
95
112
94
109
98
99
52
44
54
71 64
93
4943
51
6557
Fuente: Argus Media Inc.Blockchain Certificado ID Blockchain Certificado ID
VARIACIONES 2019 PRECIOS INTERNACIONALES COMBUSTIBLES DE REFERENCIA
CARBON TÉRMICO EQ. 7.000
GAS NATURAL HENRY HUB SPOT
CRUDO WTI CRUDO BRENT DTD
-22% 2,6% 0,2%2018 2009 TCAC
102-19% -36% -4,4%
2018 2009 TCAC
2,5-12% -7,6% -0,8%
2018 2009 TCAC
57-9,4% 4,4% 0,4%2018 2009 TCAC
64
95SECTOR HIDROCARBUROS
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE COMBUSTIBLES
A continuación se muestra el detalle de la evolución del nivel de importaciones y exportaciones a lo largo de la última década. Estos datos fueron calculados considerando los poderes caloríficos del Anexo 1: Poder Calorífico Combustibles.
GRÁFICO 5BALANCE IMPORTACIONES-EXPORTACIONES EN Tcal
2010
2009
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Fuente: elaboración propia con base en Aduana suministrada por Comex
IMPORTACIONESEXPORTACIONES
-4.370
-1.682
-2.745
-3.560
-14.071
-16.794
-11.995
-13.972
-15.243
-12.356
-6.656
227.464
235.652
256.679
266.544
278.407
268.567
268.649
293.039
288.818
296.758
304.635
02
Blockchain Certificado ID
96 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
IMPORTACIONES
GRÁFICO 6COMPOSICIÓN DE LAS IMPORTACIONES HACIA CHILE EN Tcal
KEROSENECARBÓN
GASOLINA
CRUDO
GLP
DIÉSEL
IFO
FUEL OIL 6
GAS NATURAL
200946%
20%
20%
1,7%
18%
32%
15%
1,2%
18%
33%
19%
5,0%0,4%
2018 2019
227.464
6,6%0,5%
2,1%
4,9%4,9% 1,1%
0,7% 26%
24%
296.758 304.635
VARIACIÓN 2019 DE EVOLUCIÓN DE LAS EXPORTACIONES DESDE CHILE EN Tcal
-6,4% 63% 5,0%2018 2009 TCAC
3,6% 35% 3,1%2018 2009 TCAC
4,8% -4,2% -0,4%2018 2009 TCAC
23% X3,8 14%2018 2009 TCAC
4,2% 22% 2,0%2018 2009 TCAC
-46% N/A 220%2018 2009 TCAC
-64% -17% -1,9%2018 2009 TCAC
72.904 CARBÓN CRUDO DIÉSEL
GAS NATURAL GASOLINA
GLP
KEROSENE
99.404 55.992
56.562 3.280
15.176
1.309
2,7% 34% 3,0%2018 2009 TCAC
TOTAL
304.635
Fuente: elaboración propia con base en Aduana suministrada por ComexBlockchain Certificado ID
97SECTOR HIDROCARBUROS
428 DIÉSEL
AUSTRALIA
CHINA
JAPÓNANGOLA RUSIA
DETALLE DE LAS IMPORTACIONES REALIZADAS POR PAÍS DE ORIGEN EN Tcal
6.556 CARBÓN
17.335 CRUDO
46.007 DIÉSEL
20.390 GAS NATURAL
3.280 GASOLINA
9.599 GLP
1.078 KEROSENE
9.103 DIÉSEL
231 KEROSENE
455 DIÉSEL
1 GLP1.260 CARBÓN
ESTADOS UNIDOS
COLOMBIA ECUADOR PERÚ ARGENTINA BRASIL TRINIDAD Y TOBAGO GUINEA ECUATORIAL
CANADÁ
Fuente: elaboración propia con base en Aduana suministrada por Comex
Blockchain Certificado ID
6.538 CARBÓN1.670 GAS NATURAL7.756 GAS NATURAL35.803 CRUDO2.225 CRUDO35.800 CRUDO58.005 CARBÓN
1.515 CRUDO
4.101 CRUDO 539 CARBÓN
COREA DEL SUR
7 CARBÓN
2.625 CRUDO
26.746 GAS NATURAL
5.576 GLP
6 FUEL OIL
98 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
EXPORTACIONES
GRÁFICO 7COMPOSICIÓN DE LAS EXPORTACIONES DESDE CHILE EN Tcal
CARBÓN
GASOLINA
CRUDO
GLP
DIÉSEL
IFO
FUEL OIL 6
GAS NATURAL
200956%
14%
16%
7,4%
21%
7,5%
16%
21%
20%
29%
2018 2019
16%
2,5%
10%
0,4%9,3%
4,1%12%
4.370 6.656
34%
12.356
4,2%
VARIACIÓN 2019 DE EVOLUCIÓN DE LAS EXPORTACIONES DESDE CHILE EN Tcal
-75% X1,7 5,7%2018 2009 TCAC
-46% X7,9 23%2018 2009 TCAC
48% -45% -5,8%2018 2009 TCAC
-10% X16 32%2018 2009 TCAC
-34% -10% -1,0%2018 2009 TCAC
35% X4,6 16%2018 2009 TCAC
-46% X1,5 4,3%2018 2009 TCAC
1.067 CARBÓN DIÉSEL FUEL OIL 6
GASOLINA GLP IFO
TOTAL GENERAL
1.347 618
280 1.939 1.405
6.656
Fuente: elaboración propia con base en Aduana suministrada por ComexBlockchain Certificado ID
99SECTOR HIDROCARBUROS
DETALLE DE LAS EXPORTACIONES REALIZADAS POR PAÍS DE DESTINO EN Tcal
ARGENTINA BOLIVIA KENIAPERÚ
CHINA
MOZAMBIQUEESTADOS UNIDOS
ARGENTINA BOLIVIA KENIAPANAMÁPANAMÁ
CHINA
BAHAMAS
Fuente: elaboración propia con base en Aduana suministrada por Comex
Blockchain Certificado ID
618 FUEL OIL 6
870 IFO
182 CARBÓN
10 GLP
850 CARBÓN
1.346 DIÉSEL
167 GASOLINA
25 GASOLINA 1.742 GLP35 CARBÓN
73 GLP
352 IFO
PANAMÁPARAGUAY
115 GLP
ESTADOS UNIDOS
88 GASOLINA
184 IFO
100 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) cuenta con tres refinerías: Aconcagua, Bío Bío y Gregorio, con instalacio-nes 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.
03
2017 2018 20192010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
56%
2%
42%
9.225
48%
2%
50%
10.025
49%
3%
48%
9.529
52%
2%
46%
10.119
47%
2%
51%
10.101 10.842
47%
2%
51%
9.846
45%
3%3%
52%
9.814
49% 47%
2%
49% 51%
9.9982%
9.977
BÍO BÍOACONCAGUA GREGORIO
GRÁFICO 8EVOLUCIÓN DE LA REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ENAP EN MMm3
50%
47%
Blockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2019 DE LA REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ENAP EN MILLONES DE m3
ACONCAGUA
4,1% -1,4% -0,2%2018 2009 TCAC
5.077BÍO BÍO
12% 43% 4,0%2018 2009 TCAC
5.466GREGORIO
26% 22% 2,2%2018 2009 TCAC
297
Fuente: Empresa Nacional del Petróleo
Fuente: Empresa Nacional del Petróleo
101SECTOR HIDROCARBUROS
UNIDADES QUE COMPONEN LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN EN CHILE
Refinería AconcaguaPuesta 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 BíoPuesta en servicio: 29 de julio de 1966
Ubicación: Comuna de Hualpén, Región del Bío Bío, Chile
Productos: Etileno, propileno, propano butano, gasolinas, kerosene doméstico, kerosene de aviación, petróleos diésel, petróleos combustibles, pitch asfálticos, coke, sulfhidrato de sodio, azufre
Capacidad de refinación: 116.000 barriles de petróleo crudo al día
Principales Instalaciones • Complejo Industrial de Refinería Bío Bío • Terminal Marítimo San Vicente
Refinería GregorioUbicación: 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: Empresa Nacional del Petróleo
102 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
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 hidrocarbu-ros pesados); posteriormente se condensa llevándolo a una temperatura de -160 °C a 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.
A continuación presentamos la evolución de la producción en ambos terminales.
GRÁFICO 9 EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE BARCOS DE GNL
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MEJILLONESQUINTERO
Fuente: GNL Quintero, GNL Mejillones
36
11
39 41 37 40 49 50 43 30
10 6 9 10 7 8 11 12
Blockchain Certificado ID
103SECTOR HIDROCARBUROS
GRÁFICO 10 EVOLUCIÓN DE LA ENTREGA DE GAS NATURAL POR GASODUCTO EN MILLONES DE m3
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MEJILLONESQUINTERO
Fuente: GNL Quintero, GNL MejillonesBlockchain Certificado ID
3.708
79%
21%
3.710
80%
20%
3.541
87%
13%
3.382
82%
18%
3.686
81%
19%
4.205
86%
14%
4.208
87%
13% 3.941
77%
23% 3.131
70%
30%
VARIACIÓN 2019 DE LA ENTREGA DE GAS NATURAL POR GASODUCTO EN MILLONES DE m3
QUINTEROS
-27% -25% -3,5%2018 2011 TCAC
2.207MEJILLONES
2,1% 21% 2,4%2018 2011 TCAC
924TOTAL
-21% -16% -2,1%2018 2011 TCAC
3.131
104 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
107 203 284 373 392 448 483 561 491
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 11EVOLUCIÓN DE LA ENTREGA DE GNL EN EL TERMINAL QUINTERO A TRAVÉS
DE CAMIONES CISTERNA EN MILES DE m3
Fuente: GNL QuinteroBlockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2019 DE LA ENTREGA DE GNL EN EL TERMINAL QUINTERO A TRAVÉS DE CAMIONES CISTERNA EN MILES DE m3
-13% X4,6 21%2018 2011 TCAC
491
105SECTOR HIDROCARBUROS
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 de 93 octanos, gas licuado, petróleos com-bustibles y kerosene doméstico.
05
GRÁFICO 12EVOLUCIÓN VENTAS DE COMBUSTIBLES EN MILES DE m3
GRÁFICO 13COMPOSICIÓN VENTAS DE COMBUSTIBLES EN MILES DE m3
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
17.121 16.516 17.055 17.507 17.016 16.530 17.403 17.560 17.900 18.225 18.284
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía (hasta 2012) y Empresa Nacional del Petróleo (2013 en adelante)
2019
3,8%
26%
13%0,7%
56%
18.284
2018
4,8%
26%
13%0,8%
55%
18.225
2009
13%
20%
12%0,9%
53%
17.121
DIÉSEL GASOLINAS PETRÓLEOS COMBUSTIBLES
GAS LICUADO PETRÓLEO
KEROSENE D.
Blockchain Certificado ID
106 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
VARIACIÓN 2019 DE LA VENTA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN MILES DE m3
DIÉSEL
1,6% 12% 1,2%2018 2009 TCAC
10.202GASOLINAS
1,6% 39% 3,3%2018 2009 TCAC
4.825PETRÓLEOS
COMBUSTIBLES
21% -70% -11%2018 2009 TCAC
687GAS LICUADO
PETRÓLEO
0,7% 14% 1,3%2018 2009 TCAC
2.433KEROSENE D.
-6,8% -10% -1,1%2018 2009 TCAC
136TOTAL
0,3% 6,8% 0,7%2018 2009 TCAC
18.284
107SECTOR HIDROCARBUROS
06
INVENTARIO DE COMBUSTIBLES
A continuación se presentan los niveles de inventario de combustibles (gasolina aviación, kerosene doméstico, petróleos combustibles, kerosene aviación, gasolina automotriz, gas licuado, petróleo diésel y petróleo crudo) en miles de m3 para todo el país. Estos valores corresponden al cierre anual de inventario registrado al último día hábil del año calendario.
PETRÓLEO CRUDO
PETRÓLEO DIÉSEL
PETRÓLEOS COMBUSTIBLES
GAS LICUADO
GASOLINA AUTOMOTRIZ
KEROSENE AVIACIÓN
KEROSENE DOMÉSTICO
GASOLINA AVIACIÓN
40%
5,3%0,1%14%
0,8%
22%
7,1%
11%1.471
201035%
6,1%0,1%16%
0,6%
24%
3,7%
14%1.329
201834%
7,0%0,1%15%
0,8%
25%
5,3%
13%1.578
2019
GRÁFICO 14EVOLUCIÓN DEL INVENTARIO POR TIPO DE COMBUSTIBLE, EN MILES DE m3
GRÁFICO 15COMPOSICIÓN DEL INVENTARIO POR TIPO DE COMBUSTIBLE, EN MILES DE m3
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
1.471 1.285 1.226 1.373 1.340 1.549 1.604 1.549 1.329 1.578
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
108 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
EVOLUCIÓN DEL INVENTARIO POR TIPO DE COMBUSTIBLE, EN MILES DE m3
GAS LICUADO
1988,4% 26% 2,6%
2018 2009 TCAC10% 14% 1,5%
2018 2009 TCAC
GASOLINA AUTOMOTRIZ
234-7,9% -13% -1,5%
2018 2009 TCAC
GASOLINA AVIACIÓN
1,0
36% 42% 4,0%2018 2009 TCAC
KEROSENE AVIACIÓN
11139% 3,2% 0,4%
2018 2009 TCAC
KEROSENE DOMÉSTICO
12
24% 21% 2,1%2018 2009 TCAC
PETRÓLEO DIÉSEL
398
PETRÓLEO CRUDO
54115% -7,3% -0,8%
2018 2009 TCAC
PETRÓLEOS COMBUSTIBLES
8369% -21% -2,5%
2018 2009 TCAC
TOTAL
1.57819% 7,3% 0,8%
2018 2009 TCAC
109SECTOR HIDROCARBUROS
07
PRECIOS NACIONALES DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
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 93, 95, 97 octanos, diésel, kerosene doméstico y petróleo diésel), durante los últimos 10 años, para las macrozonas del país. El detalle de regiones en Anexo 2: Regio-nes por Macrozona.
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.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 17EVOLUCIÓN PRECIOS DE GASOLINA 93 OCTANOS EN EN $/LITRO
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÍNIMO
900
800
700
600
500
400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 16EVOLUCIÓN PRECIOS DE COMBUSTIBLES [BASE 100=2009]
GASOLINA 93 GASOLINA 95 GASOLINA 97 KEROSENE DOMÉSTICO
PETRÓLEO DIÉSEL
165%
155%
145%
135%
125%
115%
105%
95%
Fuente: Comisión Nacional de energíaBlockchain Certificado ID
PRECIO MÁXIMO
110 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 19EVOLUCIÓN PRECIOS DE GASOLINA 97 OCTANOS EN $/LITRO
950
850
750
650
550
450
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 18EVOLUCIÓN PRECIOS DE GASOLINA 95 OCTANOS EN $/LITRO
900
800
700
600
500
400
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÍNIMO
PRECIO MÁXIMO
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÍNIMO
PRECIO MÁXIMO
111SECTOR HIDROCARBUROS
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 21EVOLUCIÓN PRECIOS DE PETRÓLEO DIÉSEL EN $/LITRO
700
650
600
550
500
450
400
350
GRÁFICO 20EVOLUCIÓN PRECIOS DE KEROSENE DOMÉSTICO EN $/LITRO
800
700
600
500
400
300
200
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÍNIMO
PRECIO MÁXIMO
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÍNIMO
PRECIO MÁXIMO
112 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
VARIACIÓN 2019 PRECIO NACIONAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN $/LITRO
GASOLINA 93
CENTRO
-0,1% 52% 4,3%2018 2009 TCAC
785-0,4% 55% 4,5%2018 2009 TCAC
NORTE
805-0,1% 48% 4,0%2018 2009 TCAC
SUR
8200,4% 58% 4,7%
2018 2009 TCAC
SUR AUSTRAL
832
GASOLINA 95
CENTRO
0,4% 53% 4,3%2018 2009 TCAC
8190,1% 56% 4,5%
2018 2009 TCAC
NORTE
8410,4% 52% 4,3%
2018 2009 TCAC
SUR
8540,9% 58% 4,7%
2018 2009 TCAC
SUR AUSTRAL
870
GASOLINA 97
CENTRO
0,6% 54% 4,4%2018 2009 TCAC
8580,5% 55% 4,5%
2018 2009 TCAC
NORTE
8750,8% 54% 4,4%
2018 2009 TCAC
SUR
8841,3% 59% 4,7%
2018 2009 TCAC
SUR AUSTRAL
907
KEROSENE DOMÉSTICO
CENTRO
0,9% 55% 4,5%2018 2009 TCAC
6740,6% 31% 2,8%
2018 2009 TCAC
NORTE
673-0,3% 54% 4,4%2018 2009 TCAC
SUR
6950,0% 79% 6,0%
2018 2009 TCAC
SUR AUSTRAL
696
PETRÓLEO DIÉSEL
CENTRO
2,5% 39% 3,3%2018 2009 TCAC
5992,1% 42% 3,6%
2018 2009 TCAC
NORTE
6112,5% 39% 3,3%
2018 2009 TCAC
SUR
6332,9% 45% 3,8%
2018 2009 TCAC
SUR AUSTRAL
640
113SECTOR HIDROCARBUROS
MARGEN BRUTO DE COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES
La estructura del precio de venta al público de los combustibles se compone de: el precio de venta en refine-ría, 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 de Valparaíso, O’Higgins, Maule, Biobío, Magallanes y Metropolitana. Y el margen de comercialización del kerosene en las regiones de Valpa-raíso, O’Higgins, Maule, Biobío y Metropolitana.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 22EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO* DE COMBUSTIBLES [BASE 100=2009]
150%
140%
130%
120%
110%
100%
90%
80%
DIÉSEL GASOLINA 93 KEROSENE DOMÉSTICO
*Diésel y gasolina calculados como el promedio las regiones de Valparaíso, O’Higgins, Maule, Biobío, Magallanes y Metropolitana; Kerosene calculado como el promedio de las regiones de Valparaíso, O’Higgins, Maule, Biobío y Metropolitana.
08
114 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 23 EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DE LA GASOLINA 93 EN $/LITRO
100
90
80
70
60
50
40
30
REGIÓN METROPOLITANA
VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO MAGALLANES
VARIACIÓN 2019 EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DE LA GASOLINA 93 EN $/LITRO
REGIÓN METROPOLITANA
-2,5% 14% 1,3%2018 2009 TCAC
48-5% 6,4% 0,6%
2018 2009 TCAC3,3% 4,8% 0,5%
2018 2009 TCAC
17% -15% -1,6%2018 2009 TCAC
1,9% -2% -1,8%2018 2009 TCAC
3,4% 20% 1,8%2018 2009 TCAC
VALPARAÍSO O’HIGGINS
MAULE BÍO BÍO MAGALLANES
63 91
57 86 66
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
115SECTOR HIDROCARBUROS
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 24EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL KEROSENE DOMÉSTICO EN $/LITRO
210
190
170
150
130
110
90
REGIÓN METROPOLITANA
VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO
VARIACIÓN 2019 DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL KEROSENE DOMÉSTICO EN $/LITRO
REGIÓN METROPOLITANA
7,0% 15% 1,4%2018 2009 TCAC
1622,1% 61% 4,9%
2018 2009 TCAC3,2% 23% 2,1%
2018 2009 TCAC
9,2% 19% 1,8%2018 2009 TCAC
-0,5% 89% 6,6%2018 2009 TCAC
VALPARAÍSO O’HIGGINS
MAULE BÍO BÍO
177 167
170 186
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
116 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 25EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL PETRÓLEO DIÉSEL EN $/LITRO
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
90
80
70
60
50
40
REGIÓN METROPOLITANA
VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO MAGALLANES
VARIACIÓN 2019 DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL PETRÓLEO DIÉSEL EN $/LITRO
REGIÓN METROPOLITANA
0,2% 21% 2,0%2018 2009 TCAC
600,8% 7,1% 0,7%
2018 2009 TCAC2,5% 33% 2,9%
2018 2009 TCAC
7,7% 3,1% 0,3%2018 2009 TCAC
1,2% 15% 1,4%2018 2009 TCAC
-1,9% 19% 1,7%2018 2009 TCAC
VALPARAÍSO O’HIGGINS
MAULE BÍO BÍO MAGALLANES
61 91
58 90 64
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
117SECTOR HIDROCARBUROS
09
PRECIOS NACIONALES DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO ENVASADO
El Gas Licuado Petróleo (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 modali-dades 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 de 15 kg y 45 kg para las macrozo-nas del país: norte, centro, sur, sur austral. Además, se muestra para el país el precio mínimo y máximo presentado en cada año.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 26EVOLUCIÓN PRECIOS PROMEDIO DE GAS LICUADO PETRÓLEO ENVASADO DE 15 kg POR MACROZONA EN CLP
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÁXIMO
PRECIOMÍNIMO
25.000
23.000
21.000
19.000
17.000
15.000
13.000
11.000
9.000
VARIACIÓN 2019 PRECIOS PROMEDIO DE GAS LICUADO PETRÓLEO DE 15kg POR MACROZONA EN CLP
-6,5% 26% 2,3%2018 2009 TCAC
16.676ZONA SUR AUSTRALZONA SUR
-1,6% 64% 5,0%2018 2009 TCAC
19.737ZONA NORTE
-2,7% 33% 2,9%2018 2009 TCAC
18.995
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
ZONA CENTRO
-1,9% 59% 4,7%2018 2009 TCAC
18.194
118 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 27EVOLUCIÓN PRECIOS PROMEDIO DE GAS LICUADO PETRÓLEO ENVASADO DE 45 kg POR MACROZONA EN CLP
85.000
75.000
65.000
55.000
45.000
35.000
25.000
CENTRO NORTE SUR SUR AUSTRAL
PRECIO MÁXIMO
PRECIOMÍNIMO
VARIACIÓN 2019 PRECIOS PROMEDIO DE GAS LICUADO PETRÓLEO DE 45kg POR MACROZONA EN CLP
ZONA CENTRO
53.622ZONA NORTE
62.181ZONA SUR
57.101-7,2% 34% 3,0%2018 2009 TCAC
48.859SUR AUSTRAL
-0,9% 60% 4,8%2018 2009 TCAC
-0,9% 60% 4,8%2018 2009 TCAC
1,0% 52% 4,2%2018 2009 TCAC
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
119SECTOR HIDROCARBUROS
PRECIOS NACIONALES DE GAS POR REDES CONCESIONADAS
A continuación se presenta el precio de gas de red concesionado, distribuido a consumidor final.
Éstos se muestran en base a la equivalencia energética entre el gas natural, el gas de ciudad o el propano aire, según corresponda, 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).
Este precio también incorpora los costos fijos y el arriendo de medidor cobrados por las empresas distribuidoras de gas de red cuando corresponda.
10
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 28EVOLUCIÓN DEL PRECIO PROMEDIO DE 19,3 m3 DE GAS DE RED EN CLP
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE MAGALLANES
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
VARIACIÓN 2019 DE PRECIOS PROMEDIO 19,3 m3 DE GAS NATURAL EN CLP
REGIÓN DE VALPARAÍSO
11% 54% 4,4%2018 2009 TCAC
23.359REGIÓN DE ANTOFAGASTA
35% X2,1 7,5%2018 2009 TCAC
28.587REGIÓN DEL BIOBÍO
12% 69% 5,4%2018 2009 TCAC
28.874REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
16% 85% 6,4%2018 2009 TCAC
29.881REGIÓN DE MAGALLANES
2,5% 28% 2,5%2018 2009 TCAC
3.517
REGIÓN METROPOLITANA
4% 54% 4,4%2018 2009 TCAC
22.932
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
120 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 29EVOLUCIÓN DEL PRECIO PROMEDIO DE 58 m3 DE GAS DE RED EN CLP
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE MAGALLANES
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
VARIACIÓN 2019 DE PRECIOS PROMEDIO 58 m3 DE GAS NATURAL EN CLP
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
35% X2,1 7,6%2018 2009 TCAC
83.902REGIÓN DE VALPARAÍSO
11% 50% 4,1%2018 2009 TCAC
64.189REGIÓN METROPOLITANA
3,5% 41% 3,5%2018 2009 TCAC
47.007REGIÓN DEL BIOBÍO
15% 74% 5,7%2018 2009 TCAC
68.892REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
16% 85% 6,4%2018 2009 TCAC
89.799REGIÓN DE MAGALLANES
2,5% 27% 2,4%2018 2009 TCAC
6.981
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
121SECTOR HIDROCARBUROS
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GRÁFICO 30EVOLUCIÓN DEL PRECIO PROMEDIO DE 116 m3 DE GAS DE RED EN CLP
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE MAGALLANES
200.000
180.000
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
VARIACIÓN 2019 DE PRECIOS PROMEDIO 116 m3 DE GAS NATURAL EN CLP
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
36% X2,1 7,8%2018 2009 TCAC
164.207REGIÓN DE VALPARAÍSO
11% 49% 4,1%2018 2009 TCAC
125.471REGIÓN METROPOLITANA
4,0% 40% 3,4%2018 2009 TCAC
91.315REGIÓN DEL BIOBÍO
14% 59% 4,7%2018 2009 TCAC
133.966REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
16% 85% 6,4%2018 2009 TCAC
179.597REGIÓN DE MAGALLANES
2,5% 26% 2,4%2018 2009 TCAC
12.171
Fuente: Comisión Nacional de EnergíaBlockchain Certificado ID
122 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
123PROYECTOS 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.
124 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PROYECTOS INGRESADOS A EVALUACIÓN AMBIENTAL
Durante 2019 ingresaron 181 proyectos energéticos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), de los cuales 161, asociados a una inversión de 13.806 MMUSD, corresponden a proyectos vigentes, es decir se en-cuentran aprobados o en calificación. A continuación se muestra los proyectos vigentes, según año de ingreso, para la última década.
01
31% 99% 7,1%2018 2009 TCAC
INVERSIÓN VIGENTE EN MMUSD
CANTIDAD DE PROYECTOS VIGENTES
161
VARIACIÓN 2019 DE PROYECTOS VIGENTES SEGÚN AÑO DE INGRESO AL SEIA
X2,7 X1,7 5,4%2018 2009 TCAC
13.806
GRÁFICO 1EVOLUCIÓN DE PROYECTOS VIGENTES SEGÚN AÑO DE INGRESO AL SEIA
INVERSIÓN VIGENTE (MMUSD)APROBADOS EN CALIFICACIÓN
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto AmbientalBlockchain Certificado ID
2010 2011 2012 20132009 2014 2015 2016 2017 2018 2019
81 107 147 167 199
1
1
1
6
126
148
121
124 85 117
35
8.1442.297 6.601
26.353
20.204
14.959
9.711
15.323
2.798
5.123
13.806
125PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
A continuación se muestra los proyectos, según su año de ingreso, que al finalizar el año 2019 se encontraban no vigentes por haber sido caducado, desistido, rechazado, revocado o con término anticipado.
GRÁFICO 2EVOLUCIÓN DE PROYECTOS NO VIGENTES SEGÚN AÑO DE INGRESO AL SEIA
CADUCADO
2010 2011 2012 20132009 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
3.63612 12
15
2028 30
39
17
19
14
91
1 2
3.141177
2 3
6
6
104
9
12 11
11
11
2.054
305
2
1 1
1
1
2
3.102
0
2.788
696
6
2.017
297
3
5.254
2.736
5
8.948
6.792
5
17.874
4.101
3
293
143
2
12.540
0
DESISTIDORECHAZADOREVOCADO
TÉRMINO ANTICIPADOINVERSIÓN RECHAZADA [MMUSD]
INVERSIÓN CADUCADA/DESISTIDA/REVOCADA/TÉRMINO ANTICIPADO[MMUSD]
Blockchain Certificado ID
126 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
02
PROYECTOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
Se contabilizan, a diciembre de 2019, 135 proyectos energéticos en tramitación para la aprobación de las Reso-luciones de Calificación Ambiental (RCA). De ellos, 111 son proyectos de generación eléctrica, y el restante son proyectos mixtos. En su conjunto, representan una inversión total de 15.737 MMUSD.
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
GRÁFICO 4INVERSIÓN DE LOS PROYECTOS EN
EVALUACIÓN EN MMUSD
3,6%
1,5%
95%
15.737
GRÁFICO 3CANTIDAD DE PROYECTOS EN
EVALUACIÓN POR TIPO
17
7
111
135
DESARROLLO MINERO DE PETRÓLEO Y GAS LTE Y SUBESTACIONES GENERACIÓN
GRÁFICO 5 PROYECTOS DE GENERACIÓN
EN EVALUACIÓN EN MW
1,8%
96%
2,2%7.649
RENOVABLE CONVENCIONAL TÉRMICA ERNC
Blockchain Certificado ID
127PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
PROYECTOS CON RCA APROBADA
Durante 2019, 136 proyectos energéticos obtuvieron la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) favorable, de los cuales 90 proyectos son de generación eléctrica (totalizando una potencia de 2.867 MW), 28 proyectos de transmisión eléctrica de alto voltaje y 18 proyectos de desarrollo minero de petróleo y gas. En conjunto suman una inversión de 4.530 MMUSD.
A continuación presentamos la evolución y resumen de todos los proyectos energéticos que cuentan con RCA aprobada.
GRÁFICO 6EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS ENERGÉTICOS CON RCA APROBADA EN MMUSD
03
7.028 6.164
4.872
16.406 17.120
15.956
13.340
11.905 12.404
6.638
4.530
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
95 103 121 154 155 176 136 118 88 111 136
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
INVERSIÓN APROBADA EN MMUSDCANTIDAD DE PROYECTOS
CANTIDAD DE PROYECTOS
23% 43% 3,7%2018 2009 TCAC
136 INVERSIÓN APROBADA
EN MMUSD
4.530 -32% -36% -4,3%
2018 2009 TCAC
VARIACIÓN 2019 DE LOS PROYECTOS ENERGÉTICOS CON RCA APROBADA
Blockchain Certificado ID
128 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
13%
6,5%
81%
GRÁFICO 7COMPOSICIÓN DEL TOTAL DE INVERSIÓN EN PROYECTOS ENERGÉTICOS EN MMUSD
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES
MINEROS Y OTROS*
-63% -71% -12%2018 2009 TCAC
1,5% X3,2 12%2018 2009 TCAC
320 436GENERACIÓN
3.774-30% -35% -4,2%2018 2009 TCAC
VARIACIÓN 2019 DE LOS PROYECTOS ENERGÉTICOS CON RCA APROBADA EN MMUSD
MINEROS Y OTROS*LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES GENERACIÓN
6.638
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
7,1%
9,6%
83%
4.530
20192018
16%
1,9%
82%
7.028
2009
* Desarrollo Minero de Petróleo y Gas, Proyectos de Puerto y Terminales Marítimos GNL
Blockchain Certificado ID
129PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
GRÁFICO 8EVOLUCIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON RCA APROBADA EN MW Y MMUSD
ERNC
2.10614% 85% 6,4%
2018 2009 TCAC
TÉRMICA
761-63% -14% -1,5%
2018 2009 TCAC
INVERSIÓN EN MMUSD
-30% -35% -4,2%2018 2009 TCAC
3.774
VARIACIÓN 2019 DE PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON RCA APROBADA EN MW Y MMUSD
14.475
32 60 34 56
300
199
125
15.816
2.449
13.794
60 10.925
3
877 10.855
1.151
2.046
INVERSIÓN EN MMUSDERNC RENOVABLE CONVENCIONAL TÉRMICA
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
1.138
5.782
886
958
134 37
60 34
2.449877
56
300
1.151
2.056
199
125
844
5.437
1.191
896
3.773
367
4.485 4.544 4.499 3.544 4.434 3.729 1.848
5.353
2.106
3.774
761
10.886
Blockchain Certificado ID
130 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
GRÁFICO 9COMPOSICIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN CON RCA APROBADA DURANTE 2019
Fuente: Ministerio de Energía a partir de información entregada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental
46%1,3%1,2%
25%
0,7%
7,0%
19%
MW
2.867
36%2,8%5,3%
30%
0,3%2,5%23%
MMUSD
3.774
SOLARHIDRO≤20 MWGEOTERMIA
EÓLICAGLP
DIÉSELGAS NATURAL
Blockchain Certificado ID
131PROYECTOS ENERGÉTICOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL
132 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
NORMATIVAS SECTORIALES
DECRETO LEY N° 252 PRIMERA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 2 NORMA CONTRATOS DE YACIMIENTOS HIDROCARBUROS
LEY Nº 18.856, MODIFICA DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 323, LEY DE SERVICIOS DE GAS
LEY N° 20.018LEY CORTA II
DECRETO SUPREMO Nº 67 REGLAMENTO DE SERVICIO DE GAS DE RED
LEY Nº 19.674INTRODUCE MODIFICACIONES AL D.F.L. Nº1 DE 1982
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 4TERCERA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 323LEY DE SERVICIOS DE GAS
DECRETO CON FUERZA DE LEYN° 244SEGUNDA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
LEY Nº 19.030, CREA EL FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DEL PETRÓLEO
DECRETO N° 327 QUE FIJA REGLAMENTO DE LA LEY GENERALDE SERVICIOS ELÉCTRICOS
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 1CUARTA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
1925 1931 1959 19871982 1989 2005200420001991 1997
LEY Nº 19.940INTRODUCE MODIFICACIONES A LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
133NORMATIVAS SECTORIALES
LEY N° 20.571REGULA TARIFAS DE LAS GENERADORAS RESIDENCIALES
LEY N° 20.402CREA EL MINISTERIO DE ENERGÍA
LEY Nº 20.698PROPICIA EL ACCESO DE LAS FUENTES DE ERNC
LEY Nº 20.805PERFECCIONA SISTEMA DE LICITACIONES
LEY N° 20.999MODIFICA LA LEY DE GAS
LEY Nº 20.928 ESTABLECE MECANISMOS DE EQUIDAD EN LAS TARIFAS DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
LEY N° 20.257LEY ERNC
LEY N° 20.220SEGURIDAD DE SUMINISTRO A CLIENTES REGULADOS
LEY N° 20.936ESTABLECE UN NUEVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
LEY N° 21.076MODIFICA LA LGSE Y OBLIGA A LA EMPRESA DISTRIBUIDORA A SOLVENTAR RETIRO Y REPOSICIÓN DE EMPALME Y MEDIDOR
LEY Nº 21.118MODIFICA LA LGSE E INCENTIVA EL DESARROLLO DE LAS GENERADORAS RESIDENCIALES
LEY N° 21.185 MECANISMO TRANSITORIO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA CLIENTES SUJETOS A REGULACIÓN DE TARIFAS
20082007 2015 2016 2017 2018 201920122009 2013
LEY N° 21.194 REBAJA LA RENTABILIDAD DE EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
134 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
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 regu-lar y uniformizar tanto la generación como el suministro energético que se ofrecía a la población. Ver
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. Ver
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 323 (1931), LEY DE SERVICIOS DE GASRegula el régimen de concesiones, derechos y obligaciones de los concesionarios, venta de gas y tarifas de la distribución de gas por redes concesionadas. Ver
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 4 (1959)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). Ver
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). Ver
DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 2 (1987)Establece normas sobre contratos especiales de operación para la exploración y explotación o beneficio de yaci-mientos de hidrocarburos. Ver
LEY N° 18.856, MODIFICA DECRETO CON FUERZA DE LEY N° 323, LEY DE SERVICIOS DE GAS (1989)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. Ver
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. Ver
135NORMATIVAS SECTORIALES
DECRETO N° 327, DEL MINISTERIO DE MINERÍA, QUE FIJA REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL SERVICIOS ELÉCTRICOS (1997)Se dictó con el fin contar con una reglamentación orgánica que contemple todos los aspectos normados en el D.F.L. Nº 1, de 1982, y derogar así las diversas disposiciones contenidas en normativas dispersas y parciales. Ver
LEY N° 19.674 (2000)Modifica el D.F.L. Nº 1, de 1982, de Minería, Ley General de Servicios Eléctricos, con el objetivo de regular los cobros por servicios asociados al suministro eléctrico que no se encuentran sujetos a fijación de precios. Ver
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 trans-porte de energía eléctrica. Ver
DECRETO SUPREMO N° 67 (2004), DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA. REGLAMENTO DE SERVI-CIO DE GAS DE REDRegula la prestación y calidad del servicio de gas y la prestación de los servicios afines (concesionada y no concesionada). Ver
LEY N° 20.018 (2005)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. Ver
LEY N° 20.220 (2007)Perfecciona el marco legal vigente con el objeto de resguardar la seguridad del suministro a los clientes regu-lados y la suficiencia de los sistemas eléctricos. Ver
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. Ver
LEY N° 20.402 (2009)Crea el Ministerio de Energía, estableciendo modificaciones al DL Nº 2.224, de 1978 y a otros cuerpos legales. Ver
136 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
LEY N° 20.571 (2012)Regula el pago de las tarifas de las generadoras residenciales y establece descuentos y reembolsos en la factura-ción, si proceden. Ver
LEY N° 20.698 (2013) Propicia la Ampliación de la Matriz Energética, mediante Fuentes Renovables no Convencionales. Ver
LEY N° 20.805 (2015) QUE PERFECCIONA EL SISTEMA DE LICITACIONES DE SUMINISTRO ELÉCTRI-CO PARA CLIENTES SUJETOS A REGULACIÓN DE PRECIOSModificación a la LGSE que tuvo por objetivo 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. Ver
LEY N° 20.928 (2016) ESTABLECE MECANISMOS DE EQUIDAD EN LAS TARIFAS DE SERVICIOS ELÉCTRICOSModificación a la LGSE cuyo fin es disminuir las tarifas de los clientes regulados en aquellas comunas que po-sean 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. Ver
LEY N° 20.936 (2016) QUE ESTABLECE UN NUEVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONALModificación 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 remune-ración 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. Ver
LEY N° 20.999 (2017), MODIFICA LA LEY DE SERVICIOS DE GAS Y OTRAS DISPOSICIONES QUE INDICAPrimera 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 relati-vos 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 incorpora una serie de reglas que reducen asimetrías regulatorias entre las empresas de gas concesionadas y no concesio-nadas, especialmente en materias como seguridad y calidad de servicio y cambios de proveedor de servicio, entre otras. Ver
137NORMATIVAS SECTORIALES
LEY N° 21.076 (2018), MODIFICA LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS PARA IMPONER A LA EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA LA OBLIGACIÓN DE SOLVENTAR EL RETIRO Y REPO-SICIÓN DEL EMPALME Y MEDIDOR EN CASO DE INUTILIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES POR FUERZA MAYOREstablece que la propiedad del empalme y el medidor forman parte de la red de distribución y por tanto de propie-dad y responsabilidad de la concesionaria de servicio público de distribución o aquel que preste dicho servicio. Ver
LEY N° 21.118 (2018), MODIFICA LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS, CON EL FIN DE INCENTIVAR EL DESARROLLO DE LAS GENERADORAS RESIDENCIALESEstablece la posibilidad de que los usuarios finales sujetos a fijación de precios que dispongan para su propio consumo de equipamiento de generación de energía eléctrica por medios renovables no convencionales o de instalaciones de cogeneración eficiente de manera individual o colectiva, tendrán derecho a inyectar la energía que de esta forma generen a la red de distribución a través de los respectivos empalmes. Ver
LEY N° 21.185 (2019), CREA UN MECANISMO TRANSITORIO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PARA CLIENTES SUJETOS A REGULACIÓN DE TARIFASIntroduce un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía respecto del componente de los precios de nudo promedio que se traspasan a los clientes sujetos a regulación de precios, consistente en el esta-blecimiento de un Precio Estabilizado a Cliente Regulado (PEC), para lo cual se introduce un mecanismo transito-rio de estabilización de precios de la energía respecto del componente de los precios de nudo promedio que se traspasan a los clientes sujetos a regulación de precios. Ver
LEY N° 21.194 (2019), REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFEC-CIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.Introduce la fijación de una nueva tasa de actualización, representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica; la modernización del procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, evitando asimetrías de información y permitiendo la participación de los agentes intere-sados de forma transparente y contestable, basado en argumentos técnicos, jurídicos y económicos; y una nueva definición de “áreas típicas” que reflejen adecuadamente los costos de la empresa modelo que actúe de manera eficiente y cumpla con las exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa. El principal cambio de la normativa consiste en pasar desde el actual 10% antes de impuestos de la rentabilidad, a una tasa de mercado calculada por la autoridad con un piso de 6% y un techo de 8% después de impuestos. Ver
138 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
02
NORMAS PUBLICADAS EN EL DIARIO OFICIAL
1. Resolución N°167, publicada el 8 de febrero de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Re-solución CNE N°360 de 2017, que establece plazos, requisitos y condiciones aplicables a la interconexión de instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que formen parte de la planificación de que trata el Artículo 87º de la Ley General de Servicios Eléctricos, en conformidad con lo establecido en inciso segundo del Artículo 102º de dicho cuerpo legal, en la forma que indica. Ver
2. Resolución Exenta N°190, publicada el 2 de marzo de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Comple-menta Resolución Exenta N°385, que establece plazos, requisitos y condiciones aplicables a la recaudación, pago y remuneración de los sistemas de transmisión así como la fijación del cargo a que se refiere el Artículo 115º de la Ley General de Servicios Eléctricos, de fecha, 20 de julio de 2017. Ver
3. Resolución Exenta N°195, publicada el 4 de marzo de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Informa y comunica nuevos valores del costo de falla de corta y larga duración en el Sistema Eléctrico Nacional y los sistemas medianos. Ver
4. Decreto N°24, publicado el 8 de mayo de 2019 del Ministerio de Energía, que Aprueba estatutos de la Em-presa Nacional del Petróleo y deroga Decreto Supremo N°1.208, de 1950, del Ministerio de Economía y Co-mercio. Ver
5. Decreto N°20T, publicado el 6 de mayo de 2019 del Ministerio de Energía, que Fija Precios de Nudo Promedio en el Sistema Eléctrico Nacional, de acuerdo al Artículo 158º de la Ley General de Servicios Eléctricos y fija ajustes y recargos por aplicación del mecanismo de Equidad Tarifaria Residencial. Ver
6. Resolución Exenta N°331, publicada el 4 de junio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba, informe consolidado de respuestas correspondiente a la revisión y modificación de la norma técnica de conexión y operación de equipamiento de generación en baja tensión, de conformidad al Artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la dictación de nor-mas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
7. Decreto N°1T, publicado el 5 de junio de 2019 del Ministerio de Energía, que Fija Precios de Nudo para Sumi-nistros de Electricidad. Ver
8. Resolución Exenta N°355, publicada el 17 de junio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Resolución Exenta N°154, de 2017, que establece términos y condiciones de aplicación del régimen de ac-ceso abierto a que se refieren los artículos 79º y 80º de la Ley General de Servicios Eléctricos, modificada por Resoluciones Exentas N°606, de 2017, N°257 y N°776, ambas de 2018. Ver
9. Resolución Exenta N°375, publicada el 27 de junio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba informe consolidado de respuestas correspondiente a la revisión y modificación de la norma técnica para la programación y coordinación de la operación de unidades que utilicen gas natural regasificado, de confor-midad al artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
139NORMATIVAS SECTORIALES
10. Resolución Exenta N°376, publicada el 28 de junio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba modificaciones a la norma técnica para la programación y coordinación de la operación de unidades que utilicen gas natural regasificado de conformidad al artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Mi-nisterio de Energía, y fija texto refundido y sistematizado de la referida norma técnica. Ver
11. Resolución Exenta N°409, publicada el 15 de julio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba informe consolidado de respuestas correspondiente a la revisión y modificación de la norma técnica de co-nexión y operación de PMGD en instalaciones de media tensión, de conformidad al artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
12. Resolución Exenta N°437, publicada el 30 de julio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba modificaciones a la norma técnica de conexión y operación de PMGD en instalaciones de media tensión, de conformidad al artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, fija texto refun-dido y sistematizado de la referida norma técnica y rectifica la Resolución Exenta CNE N°409, de 2019. Ver
13. Resolución Exenta N°442, publicada el 31 de julio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba informe consolidado de respuestas correspondiente al anexo técnico de sistemas de medición, monitoreo y control de la norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución, de conformidad al artículo 34° del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, que Aprueba reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y eco-nómicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
14. Resolución Exenta N°447, publicada el 31 de julio de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Resolución Exenta N°659, 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 artí-culo 72º-17 de la Ley General de Servicios Eléctricos, de fecha 12 de septiembre de 2016. Ver
15. Resolución Exenta N°453, publicada el 5 de agosto de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Resolución Exenta CNE N°406, de 31 de julio de 2017, que Establece normas para la elaboración del informe de rentabilidad anual por zonas de concesión de las empresas concesionarias de servicio público de distribu-ción de gas de red, a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas. Ver
16. Resolución Exenta N°466, publicada el 14 de agosto de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Recti-fica Resolución Exenta CNE N°453, de 29 de julio de 2019, que Modifica Resolución Exenta CNE N°406, de 31 de julio de 2017, que establece normas para la elaboración del informe de rentabilidad anual por zonas de concesión de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de gas de red, a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas. Ver
17. Resolución Exenta N°468, publicada el 22 de agosto de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, Fíjese anexo técnico de sistemas de medición, monitoreo y control de la norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución, de conformidad al artículo 35º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía. Ver
18. Resolución Exenta N°498, publicada el 31 de agosto de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Informa y comunica nuevos valores del costo de falla de corta y larga duración en el Sistema Eléctrico Nacional y los Sistemas Medianos. Ver
19. Decreto Exento N°231, publicado el 24 de septiembre de 2019 del Ministerio de Energía, que Fija obras nue-vas de los sistemas de transmisión nacional y zonal que deben iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, del plan de expansión del año 2018. Ver
140 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
20. Resolución Exenta N°647, publicado el 15 de octubre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Dele-ga facultad de firmar “por orden del Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía” actos adminis-trativos en materia de la Ley N°20.285, sobre acceso a la información pública. Ver
21. Decreto N°9T, publicado el 23 de octubre de 2019 del Ministerio de Energía, que Fija precios de Nudo para Suministros de Electricidad. Ver
22. Ley N°21.185, publicada el 2 de noviembre de 2019, que Crea un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas. Ver
23. Resolución Exenta N°127, publicada el 22 de noviembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprue-ba imputación de saldos a favor que indica al ejercicio de cálculo del presupuesto anual para la realización de estudios de franjas para el año 2020, y aprueba presupuesto del Panel de Expertos para el año 2020. Ver
24. Resolución Exenta N°732, publicada el 29 de noviembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba informe consolidado de respuestas correspondiente a la revisión y modificación de la norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución, contenido en el plan de trabajo anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica año 2019. Ver
25. Resolución Exenta N°763, publicada el 14 de diciembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba modificaciones a la norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución, de confor-midad al artículo 34° del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía, y fija texto refundido y sistematizado de la referida norma técnica. Ver
26. Resolución Exenta N°769, publicada el 19 de diciembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba informe consolidado de respuestas correspondiente al procedimiento normativo de elaboración de la norma técnica de servicios complementarios, de conformidad al artículo 34º del Decreto Supremo N°11, de 2017, del Ministerio de Energía. Ver
27. Decreto N°125, publicado el 20 de diciembre de 2019 del Ministerio de Energía, que Aprueba Reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
28. Ley N°21.194, publicada el 21 de diciembre de 2019, que Rebaja la rentabilidad de las empresas de distribu-ción y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica. Ver
29. Resolución Exenta N°781, publicada el 24 de diciembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Modifica Resolución Exenta N°154, de 2017, que establece términos y condiciones de aplicación del régimen de acceso abierto a que se refieren los artículos 79° y 80° de la Ley General de Servicios Eléctricos, modificada por Resoluciones Exentas N°606, de 2017, N°257 y N°776, ambas de 2018 y N°355 de 2019. Ver
30. Resolución Exenta N°786, publicada el 26 de diciembre de 2019 de la Comisión Nacional de Energía, que Aprueba norma técnica de servicios complementarios; aprueba modificaciones a la norma técnica de segu-ridad y calidad de servicio, y anexos técnicos que indica, aprobada mediante Resolución Exenta N°299, de 26 de abril de 2018, y aprueba texto refundido y sistematizado de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio, y sus anexos técnicos. Ver
31. Decreto Exento N°38, publicado el 27 de diciembre de 2019 del Ministerio de Energía, que Modifica Decreto Exento N°418, de 4 de agosto de 2017, del Ministerio de Energía, que fija listado de instalaciones de transmi-sión zonal de ejecución obligatoria, necesarias para el abastecimiento de la demanda. Ver
141NORMATIVAS SECTORIALES
03
NORMAS NO PUBLICADAS EN EL DIARIO OFICIAL
1. Resolución Exenta N°06, de fecha 7 de enero de 2019, No ha lugar por improcedente a la solicitud de invalida-ción del artículo 72° de la Resolución Exenta N° 380 de 2017 y de la Resolución Exenta N° 673 de 2018, ambas de la Comisión Nacional de Energía, presentada por Empresa Eléctrica Licán S.A. Ver
2. Resolución Exenta N°07, de fecha 8 de enero de 2019, que Modifica Resolución Exenta N°489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma. Ver
3. Resolución Exenta N°09, de fecha 9 de enero de 2019, que Aprueba “Informe Definitivo de Previsión de De-manda 2018-2038 Sistema Eléctrico Nacional y Sistemas Medianos”, de enero de 2019. Ver
4. Resolución Exenta N°13, de fecha 10 de enero de 2019, que Modifica Resolución Exenta N°802, de fecha 19 de diciembre de 2018, que aprueba Informe Técnico Preliminar de Determinación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal, de acuerdo a los artículos duodécimo y decimotercero transitorios de la Ley N° 20.936. Ver
5. Resolución Exenta N°14, de fecha 11 de enero de 2019, que Aprueba Informe Técnico Final que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente al año 2018. Ver
6. Resolución Exenta N°15, de fecha 11 de enero de 2019, que Autoriza a OPDE Chile SpA la modificación del plazo del Hito “Hito N°1 Inicio de Construcción” de la Carta Gantt de los proyectos Central Mini Hidroeléctrica Sierra Velluda, Central Mini Hidroeléctrica Callaqui II y Central Mini Hidroeléctrica Callaqui III, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
7. Resolución Exenta N°19, de fecha 16 de enero de 2019, que Designa integrantes del Comité Consultivo especial que colaborará en el Procedimiento Normativo de elaboración de la Norma Técnica de Servicios Complementarios, contenida en el Plan Normativo Anual correspondiente al año 2018, y fija fecha para la celebración de la primera sesión del mismo. Ver
8. Resolución Exenta N°22, de fecha 17 de enero de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°428 de 2018. Ver
9. Resolución Exenta N°25, de fecha 21 de enero de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
10. Resolución Exenta N°26, de fecha 21 de enero de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
11. Resolución Exenta N°28, de fecha 22 de enero de 2019, que Establece Procedimiento para el Cálculo y Deter-minación del Aporte Compensatorio que indica, en conformidad a lo dispuesto en la Ley N° 21.125, Ley de Presupuestos del Sector Público correspondiente al año 2019. Ver
142 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
12. Resolución Exenta N°29, de fecha 22 de enero de 2019, que Modifica Resolución Exenta N°19 de 16 de enero de 2019 que “Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en el Procedimiento Nor-mativo de elaboración de la Norma Técnica de Servicios Complementarios, contenida en el Plan Normativo Anual correspondiente al año 2018, y fija fecha para la celebración de la primera sesión del mismo”. Ver
13. Resolución Exenta N°30, de fecha 22 de enero de 2019, que Autoriza a wpd Negrete SpA la modificación del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del Proyecto Parque Eólico Negrete, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
14. Resolución Exenta N°31, de fecha 22 de enero de 2019, que Autoriza ejecución de las obras de transmisión que se indican del proyecto “Adecuaciones en S/E Lagunillas para conexión de LT 2x220 kv MAPA-Lagunillas”, de Transelec S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicio Eléctricos. Ver
15. Resolución Exenta N°170, de fecha 6 de febrero de 2019, que Rectifica y reemplaza Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación del Sistema Mediano de Cochamó, aprobado mediante Resolución Exenta N° 789 de 10 de diciembre 2018. Ver
16. Resolución Exenta N°171, de fecha 7 de febrero de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo, de enero de 2019, para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
17. Resolución Exenta N°173, de fecha 7 de febrero de 2019, que Aprueba Bases del Estudio de Costos a que se refieren los incisos quinto y sexto del artículo 72°-7 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
18. Resolución Exenta N°174, de fecha 7 de febrero de 2019, que Autoriza a Cox Energy Chile SpA la modifica-ción de plazos de determinados hitos de la Carta Gantt de los proyectos Parque Eólico Los Guindos, Parque Fotovoltaico Sol de Vallenar y Valleland Solar, correspondientes a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
19. Resolución Exenta N°177, de fecha 12 de febrero de 2019, que Comunica nuevos valores de los precios de nudo en el Sistema Eléctrico Nacional. Ver
20. Resolución Exenta N°179, de fecha 13 de febrero de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Eólica La Esperanza S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
21. Resolución Exenta N°180, de fecha 14 de febrero de 2019, que Autoriza a wpd Duqueco SpA la modificación del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del Proyecto Parque Eólico Lomas de Duqueco, correspon-diente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
22. Resolución Exenta N°181, de fecha 15 de febrero de 2019, que Aprueba informe de respuestas a observa-ciones formuladas al Informe Técnico de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Aysén, General Carrera y Palena, aprobado mediante Resolución Exenta N° 611, de 27 de agosto de 2018. Ver
23. Resolución Exenta N°182, de fecha 15 de febrero de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Aysén, Palena y General Carrera. Ver
24. Resolución Exenta N°184, de fecha 15 de febrero de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 07, de 8 de ene-ro de 2019, que modifica Resolución Exenta N° 489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma. Ver
143NORMATIVAS SECTORIALES
25. Resolución Exenta N°187, de fecha 20 de febrero de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
26. Resolución Exenta N°188, de fecha 21 de febrero de 2019, que Actualiza valor base del índice IPC para fór-mulas indexadoras, junto con establecer y comunicar el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018. Ver
27. Resolución Exenta N°191, de fecha 26 de febrero de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
28. Resolución Exenta N°192, de fecha 27 de febrero de 2019, que Aprueba informe de respuestas a observacio-nes formuladas al Informe Técnico de Estudio de Planificación y Tarificación del Sistema Mediano de Horno-pirén, aprobado mediante Resolución Exenta N° 610, de 27 de agosto de 2018. Ver
29. Resolución Exenta N°193, de fecha 27 de febrero de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación del Sistema Mediano de Hornopirén. Ver
30. Resolución Exenta N°196, de fecha 28 de febrero de 2019, que Aprueba presupuesto de costos de conformi-dad a lo establecido en el artículo 55° de la Resolución Exenta CNE N° 164 de 2010 que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Resolución Exenta N° 386 de 2007 de la Comisión Nacional de Energía que establece normas para la adecuada aplicación del artículo 148° del D.F.L. N° 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
31. Resolución Exenta N°198, de fecha 28 de febrero de 2019, que Modifica Resolución Exenta N°448, de 2 de junio de 2016, que establece composición, atribuciones y funcionamiento del Consejo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía y efectúa las designaciones que indica. Ver
32. Resolución Exenta N°201, de fecha 5 de marzo de 2019, que Declara cese en sus funciones de los integrantes que indica en el Comité Consultivo Especial que colabora en el Procedimiento Normativo sobre la Programa-ción de la Operación, constituido por Resolución Exenta CNE N° 390 de 2018, y dispone la designación del integrante que indica. Ver
33. Resolución Exenta N°202, de fecha 5 de marzo de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de la empresa AES Gener S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
34. Resolución Exenta N°207, de fecha 12 de marzo de 2019, que Aprueba Informe de costos de Tecnologías de Generación, de marzo de 2019. Ver
35. Resolución Exenta N°208, de fecha 12 de marzo de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Carbomet Energía S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
36. Resolución Exenta N°210, de fecha 13 de marzo de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de De-terminación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal, de acuerdo a los artículos duodécimo y decimotercero transitorios de la Ley N° 20.936. Ver
37. Resolución Exenta N°211, de fecha 13 de marzo de 2019, que Rectifica Informe Técnico “Antecedentes de Licitación y Adjudicación de Obras Nuevas de Instalaciones de Transmisión Zonal de Ejecución Obligatoria”, establecidas en el Decreto Exento N° 418, de 2017, del Ministerio de Energía, aprobado mediante Resolución Exenta N° 745, de 13 de noviembre de 2018. Ver
144 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
38. Resolución Exenta N°212, de fecha 14 de marzo de 2019, que Aprueba Bases Preliminares de Licitación Públi-ca 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 2019/01. Ver
39. Resolución Exenta N°220, de fecha 20 de marzo de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
40. Resolución Exenta N°221, de fecha 20 de marzo de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
41. Resolución Exenta N°225, de fecha 22 de marzo de 2019, 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
42. Resolución Exenta N°227, de fecha 22 de marzo de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
43. Resolución Exenta N°228, de fecha 25 de marzo de 2019, que Aprueba actualización de Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios 2018 de conformidad a lo dispuesto en el D.S. N° 130 de 2011. Ver
44. Resolución Exenta N°233, de fecha 29 de marzo de 2019, Resolución de inicio del Procedimiento Normativo de modificación de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, en conformidad con lo dispuesto en la Resolución Exenta CNE N° 790, de 2018, que aprueba Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2019, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
45. Resolución Exenta N°234, de fecha 29 de marzo de 2019, que Designa representantes de la Comisión Nacio-nal de Energía para integrar el Comité para la adjudicación y supervisión de los estudios de valorización a que se refiere el artículo 108° de la Ley General de Servicios Eléctricos y deja sin efecto Resolución Exenta N° 129, de 2018, por las razones que se señala. Ver
46. Resolución Exenta N°237, de fecha 1 de abril de 2019, que Aprueba informe técnico y fija cargos a que se refieren los artículos 115° y 116° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
47. Resolución Exenta N°239, de fecha 1 de abril de 2019, que convoca proceso de conformación Consejo Con-sultivo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía, periodo 2019-2020. Ver
48. Resolución Exenta N°244, de fecha 9 de abril de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Período 2020-2023. Ver
49. Resolución Exenta N°245, de fecha 10 de abril de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 07, de 8 de enero de 2019, que modifica Resolución Exenta N° 489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma, modifi-cada por Resolución Exenta N° 184, de 15 de febrero de 2019. Ver
145NORMATIVAS SECTORIALES
50. Resolución Exenta N°248, de fecha 15 de abril de 2019, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 709 de 2018, que “Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en el Procedimiento Normativo sobre Transferencias Económicas, contenida en el Plan Normativo Anual correspondiente al año 2018, y fija fecha para la celebración de la primera sesión del mismo.”. Ver
51. Resolución Exenta N°254, de fecha 16 de abril de 2019, que Aprueba Memorando de Entendimiento entre la Comisión Nacional de Energía de Chile y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil. Ver
52. Resolución Exenta N°258, de fecha 22 de abril de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Aes Gener S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
53. Resolución Exenta N°262, de fecha 24 de abril de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
54. Resolución Exenta N°263, de fecha 24 de abril de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
55. Resolución Exenta N°264, de fecha 24 de abril de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
56. Resolución Exenta N°265, de fecha 25 de abril de 2019, que Aprueba Nuevo Informe Técnico Definitivo de Determinación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal, de acuerdo a los artículos duodécimo y decimotercero transitorios de la Ley N° 20.936, y reemplaza Informe Técnico Definitivo aprobado mediante Resolución Exenta N° 210 de la Comisión Nacional de Energía, de 13 de marzo de 2019. Ver
57. Resolución Exenta N°270, de fecha 26 de abril de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 07, de 8 de enero de 2019, que modifica Resolución Exenta N° 489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma, modifi-cada por Resoluciones Exentas N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
58. Resolución Exenta N°271, de fecha 26 de abril de 2019, que Constituye Comité para la adjudicación y super-visión de los estudios de valorización a que se refiere el artículo 108° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
59. Resolución Exenta N°272, de fecha 26 de abril de 2019, que Aprueba Bases Técnicas y Administrativas Defini-tivas para la Realización de los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Ver
60. Resolución Exenta N°273, de fecha 26 de abril de 2019, 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 2019/01. Ver
61. Resolución Exenta N°276, de fecha 29 de abril de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Aes Gener S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
62. Resolución Exenta N°277, de fecha 30 de abril de 2019, que Aprueba informe de respuestas a observaciones formuladas al Informe Técnico de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, aprobado mediante Resolución Exenta N° 657, de 1 de octubre de 2018. Ver
146 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
63. Resolución Exenta N°278, de fecha 30 de abril de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. Ver
64. Resolución Exenta N°279, de fecha 30 de abril de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices con-tenidos en las fórmulas de indexación para la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., de acuerdo a lo señalado en el Decreto N° 1T de 2015, del Ministerio de Energía. Ver
65. Resolución Exenta N°280, de fecha 30 de abril de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices con-tenidos en las fórmulas de indexación para la Empresa SAGESA S.A y la Empresa Eléctrica Cuchildeo SpA, de acuerdo a lo señalado en los Decretos N° 4T y N° 5T, ambos del 2015, del Ministerio de Energía. Ver
66. Resolución Exenta N°281, de fecha 30 de abril de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices con-tenidos en las fórmulas de indexación para la Empresa Eléctrica de Aysén S.A., de acuerdo a lo señalado en el Decreto N° 6T de 2015, del Ministerio de Energía. Ver
67. Resolución Exenta N°282, de fecha 30 de abril de 2019, 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
68. Resolución Exenta N°287, de fecha 6 de mayo de 2019, que Designa representantes del Consejo de la Socie-dad Civil de la Comisión Nacional de Energía para el período 2019-2020. Ver
69. Resolución Exenta N°291, de fecha 8 de mayo de 2019, que Dispone publicación del listado de precios de energía y potencia de las subestaciones de distribución primarias del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
70. Resolución Exenta N°294, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Empresa Eléctrica Panguipulli S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
71. Resolución Exenta N°295, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Gas Atacama S.A. conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
72. Resolución Exenta N°296, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Engie Energía Chile S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
73. Resolución Exenta N°297, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Acciona Energía Chile Holdings S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
147NORMATIVAS SECTORIALES
74. Resolución Exenta N°298, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de suminis-tro de Aela Generación S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
75. Resolución Exenta N°299, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Aes Gener S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
76. Resolución Exenta N°300, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Colbún S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
77. Resolución Exenta N°301, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Chungungo S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
78. Resolución Exenta N°302, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de sumi-nistro de Enel Generación Chile S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
79. Resolución Exenta N°303, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de suminis-tro de Eólica Monte Redondo S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
80. Resolución Exenta N°304, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de suminis-tro de Gualcolda Energía S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
81. Resolución Exenta N°305, de fecha 9 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones de contratos de suminis-tro de Eléctrica Puntilla S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N°184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
82. Resolución Exenta N°307, de fecha 13 de mayo de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Sociedad Generador Austral S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
83. Resolución Exenta N°314, de fecha 15 de mayo de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobados mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
148 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
84. Resolución Exenta N°315, de fecha 15 de mayo de 2019, que Determina valor máximo de las ofertas del se-gundo llamado a licitación de las obras de ampliación contenidas en el Decreto Exento N° 418, de 2017, del Ministerio de Energía. Ver
85. Resolución Exenta N°316, de fecha 15 de mayo de 2019, que Aprueba modificación de contratos de sumi-nistro de energía y potencia acordados entre Parque Eólico Cabo Leones I S.A. y las empresas distribuidoras que indica. Ver
86. Resolución Exenta N°317, de fecha 15 de mayo de 2019, que Autoriza a Atacama Solar S.A. la modificación del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del proyecto Parque Fotovoltaico Atacama Solar, correspon-diente a la Licitación de Suministro 2017/01. Ver
87. Resolución Exenta N°320, de fecha 17 de mayo de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 07, de 8 de enero de 2019, que modifica Resolución Exenta N° 489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma, modifi-cada por Resoluciones Exentas N° 184, N° 245 y N° 270, todas de 2019. Ver
88. Resolución Exenta N°321, de fecha 20 de mayo de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
89. Resolución Exenta N°323, de fecha 23 de mayo de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
90. Resolución Exenta N°328, de fecha 27 de mayo de 2019, que Complementa Resolución Exenta CNE N° 299, de 9 de mayo de 2019, que aprueba modificaciones de contratos de suministro de Aes Gener S.A. de procesos de licitación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transito-rio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
91. Resolución Exenta N°331, de fecha 29 de mayo de 2019, que Aprueba Informe Consolidado de Respuestas co-rrespondiente a la revisión y modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de equipamiento de generación en baja tensión, de conformidad al artículo 34° del Decreto Supremo N° 11, de 2017, del Ministe-rio de Energía que Aprueba Reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
92. Resolución Exenta N°334, de fecha 29 de mayo de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo que contie-ne el Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente al año 2018. Ver
93. Resolución Exenta N°336, de fecha 30 de mayo de 2019, que Rectifica Informa Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, aprobado por Resolución Exenta N°278, de 30 de abril de 2019. Ver
94. Resolución Exenta N°338, de fecha 31 de mayo de 2019, que Aprueba modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación de equipamiento de generación en baja tensión de conformidad al artículo 34° del Decreto Supremo N° 11, de 2017, del Ministerio de Energía y fija texto refundido y sistematizado de la referida norma técnica. Ver
149NORMATIVAS SECTORIALES
95. Resolución Exenta N°339, de fecha 31 de mayo de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo para la Fija-ción de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional y de ajustes y recargos por aplicación del mecanismo de equidad tarifaria residencia, de mayo de 2019. Ver
96. Resolución Exenta N°346, de fecha 4 de junio de 2019, que Autoriza a wpd Duqueco SpA la modificación del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del proyecto Parque Eólico Lomas de Duqueco, Bloque de Suministro N° 3, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
97. Resolución Exenta N°353, de fecha 7 de junio de 2019, que Autoriza modificación de la participación en el ca-pital accionario de la sociedad Diego de Almagro Transmisora de Energía S.A., en conformidad a lo dispuesto en el numeral 7.1 de las Bases de Licitación de las Obras Nuevas contempladas en el Decreto N° 158, de 16 de abril de 2015, del Ministerio de Energía. Ver
98. Resolución Exenta N°366, de fecha 17 de junio de 2019, que Aprueba Nuevo Informe Técnico “Resultados de la Licitación y Adjudicación de Obras de Ampliación de Instalaciones de Transmisión Zonal de Ejecución Obligatoria, establecidas en el Decreto Exento N° 418, de 2017, del Ministerio de Energía”, y deja sin efecto Resolución Exenta N° 572, de 07 de agosto de 2018. Ver
99. Resolución Exenta N°373, de fecha 19 de junio de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
100. Resolución Exenta N°377, de fecha 21 de junio de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
101. Resolución Exenta N°379, de fecha 21 de junio de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios y fija factor de corte y reposición. Ver
102. Resolución Exenta N°382, de fecha 24 de junio de 2019, que Aprueba Informe Técnico “Resultado Final de la Licitación de la Obra de Ampliación denominada “Línea Punta de Cortés-Tuniche 2 x 220kV”, establecida en el Decreto N° 282, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 10 de septiembre de 2007. Ver
103. Resolución Exenta N°383, de fecha 24 de junio de 2019, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 790, de 10 de diciembre de 2018, que Aprueba Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2019, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
104. Resolución Exenta N°385, de fecha 25 de junio de 2019, que Aprueba nuevo Informe Técnico Definitivo para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional y de ajustes y recargos por aplicación del mecanismo de equidad tarifaria residencial, de junio de 2019, y deja sin efecto Resolución Exenta N°339, de 31 de mayo de 2019. Ver
105. Resolución Exenta N°388, de fecha 25 de junio de 2019, que Aprueba nuevo informe técnico y fija cargos a que se refieren los artículos 115° y 116° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y deja sin efecto Resolución Exenta N° 237 de la Comisión Nacional de Energía, de 1 de abril de 2019. Ver
106. Resolución Exenta N°392, de fecha 27 de junio de 2019, que Aprueba Informe Técnico “Resultado del Segun-do Llamado a Licitación y Adjudicación de Obras de Ampliación de Ejecución Obligatoria, establecidas en el Decreto Exento N° 418, de 2017, del Ministerio de Energía”. Ver
150 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
107. Resolución Exenta N°393, de fecha 27 de junio de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 07, de 8 de enero de 2019, que modifica Resolución Exenta N° 489, de 13 de julio de 2018, que aprueba metodología para la determinación del Cargo Equivalente de Transmisión a que se refiere el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y fija demás disposiciones necesarias para la aplicación del referido artículo, modificada por Resoluciones Exentas N° 555, N° 627 y N° 651, todas del 2018, y fija texto refundido de la misma, modifi-cada por Resoluciones Exentas N° 184, N° 245, N° 270 y N° 320, todas de 2019. Ver
108. Resolución Exenta N°394, de fecha 28 de junio de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo del proceso de fijación de tarifas del servicio de gas y servicios afines aplicable a la Región de Magallanes y de la Antártica Chilena, a que se refiere el artículo 40-P de la Ley de Servicios de Gas. Ver
109. Resolución Exenta N°399, de fecha 1 de julio de 2019, que Establece proporción en que las empresas del Sis-tema de Transmisión Nacional y de los sistemas de transmisión zonal deben concurrir al financiamiento del Estudio de Valorización de las instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional y del Estudio de Valorización de las instalaciones de los sistemas de transmisión zonal y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios. Ver
110. Resolución Exenta N°407, de fecha 4 de julio de 2019, que Declara cese en sus funciones de los integrantes que indica en el Comité Consultivo Especial que colabora en el Procedimiento Normativo sobre la Programa-ción de la Operación, constituido por Resolución Exenta CNE N° 699 de 2018. Ver
111. Resolución Exenta N°408, de fecha 4 de julio de 2019, que Créase el Registro de Instituciones y Usuarios Inte-resados, a que se refiere el artículo 131° ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
112. Resolución Exenta N°409, de fecha 5 de julio de 2019, que Aprueba Informe Consolidado de Respuestas co-rrespondiente a la revisión y modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Insta-laciones de Media Tensión, de conformidad al artículo 34° del Decreto Supremo N° 11, de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
113. Resolución Exenta N°410, de fecha 5 de julio de 2019, que Aprueba actualización de “Informe Definitivo de Previsión de Demanda 2018-2038 Sistema Eléctrico Nacional y Sistemas Medianos”, de enero de 2019, apro-bado por Resolución Exenta CNE N°9, de 9 de enero de 2019. Ver
114. Resolución Exenta N°428, de fecha 12 de julio de 2019, que Aprueba Actas de Evaluación Administrativa emitidas por el Comité de Adjudicación y Supervisión de los Estudios de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión. Ver
115. Resolución Exenta N°430, de fecha 17 de julio de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
116. Resolución Exenta N°431, de fecha 19 de julio de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
117. Resolución Exenta N°437, de fecha 22 de julio de 2019, que Aprueba modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión, de conformidad al artículo 34° del De-creto Supremo N° 11, de 2017, del Ministerio de Energía, fija texto refundido y sistematizado de la referida norma técnica y rectifica la Resolución Exenta CNE N° 409, de 2019. Ver
151NORMATIVAS SECTORIALES
118. Resolución Exenta N°439, de fecha 22 de julio de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
119. Resolución Exenta N°440, de fecha 22 de julio de 2019, que Aprueba Informe Preliminar de Licitaciones, a que se refiere el artículo 131° ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
120. Resolución Exenta N°442, de fecha 23 de julio de 2019, que Aprueba Informe Consolidado de Respuestas correspondiente al Anexo Técnico de Sistemas de Medición, Monitoreo y Control de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, de conformidad al artículo 34° del Decreto Supremo N° 11, de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la dictación de normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento del sector eléctrico. Ver
121. Resolución Exenta N°450, de fecha 26 de julio de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Gasatacama Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
122. Resolución Exenta N°452, de fecha 26 de julio de 2019, que Aprueba Acta de Evaluación de la Oferta Técnica y Económica y de Adjudicación de la Licitación del Estudio de Valorización de las Instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional emitida por el Comité de Adjudicación y Supervisión de los Estudios de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión. Ver
123. Resolución Exenta N°453, de fecha 29 de julio de 2019, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 406, de 31 de julio de 2017, que Establece normas para la elaboración del Informe de Rentabilidad Anual por zonas de concesión de las empresas Concesionarias de servicio público de distribución de gas de red, a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas. Ver
124. Resolución Exenta N°454, de fecha 31 de julio de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo, de julio de 2019, para la fijación de precios de Nudo de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
125. Resolución Exenta N°456, de fecha 31 de julio de 2019, que Aprueba Informe Técnico Preliminar de Determi-nación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal, de acuerdo al artículo decimotercero transitorio de la Ley N° 20.936. Ver
126. Resolución Exenta N°464, de fecha 8 de agosto de 2019, que Establece proporción en que las empresas del Sistema de Transmisión Nacional y de los sistemas de transmisión zonal deben concurrir al financiamiento del estudio de valorización de las instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional y del estudio de valo-rización de las instalaciones de los sistemas de transmisión zonal y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios, y deja sin efecto la Resolu-ción Exenta N° 399 de la Comisión Nacional de Energía, de 01 de julio de 2019. Ver
127. Resolución Exenta N°467, de fecha 9 de agosto de 2019, que Establece montos a pagar para el financiamiento del Estudio de Valorización de las Instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional por parte de las empre-sas coordinadas que operan instalaciones de transmisión de dicho sistema. Ver
128. Resolución Exenta N°472, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe Técnico Preliminar a que se refiere el artículo 33 bis de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Metrogas S.A. para la nueva zona de concesión que indica, correspondiente al cuatrienio 2018-2021. Ver
152 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
129. Resolución Exenta N°473, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe Técnico Preliminar a que se refiere el artículo 33 bis de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Lipigas S.A. para la nueva zona de conce-sión que indica, correspondiente al cuatrienio 2018-2021. Ver
130. Resolución Exenta N°474, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe de Rentabilidad Anual Pre-liminar a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Gassur S.A., corres-pondiente al año calendario 2018. Ver
131. Resolución Exenta N°475, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe de Rentabilidad Anual Preli-minar a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Gasvalpo SpA., corres-pondiente al año calendario 2018. Ver
132. Resolución Exenta N°476, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe de Rentabilidad Anual Pre-liminar a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Intergas S.A. corres-pondiente al año calendario 2018. Ver
133. Resolución Exenta N°477, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe de Rentabilidad Anual Pre-liminar a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Lipigas S.A., corres-pondiente al año calendario 2018. Ver
134. Resolución Exenta N°478, de fecha 14 de agosto de 2019, que Aprueba Informe de Rentabilidad Anual Preli-minar a que se refiere el artículo 33 quáter de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Metrogas S.A., corres-pondiente al año calendario 2018. Ver
135. Resolución Exenta N°483, de fecha 14 de agosto de 2019, que Autoriza a Cóndor Energía SpA la modificación del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del proyecto Parque Eólico Alena, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
136. Resolución Exenta N°486, de fecha 19 de agosto de 2019, que Aprueba Plan de Cuentas de período anual 2020 del Coordinador Eléctrico Nacional. Ver
137. Resolución Exenta N°487, de fecha 19 de agosto de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
138. Resolución Exenta N°490, de fecha 20 de agosto de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción. Ver
139. Resolución Exenta N°495, de fecha 26 de agosto de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
140. Resolución Exenta N°496, de fecha 26 de agosto de 2019, que Autoriza solicitud de modificación al sistema de transmisión de Hidroeléctrica La Higuera S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
141. Resolución Exenta N°498, de fecha 27 de agosto de 2019, que Informa y comunica nuevos valores del Costo de Falla de Corta y Larga Duración en el Sistema Eléctrico Nacional y los Sistemas Medianos. Ver
153NORMATIVAS SECTORIALES
142. Resolución Exenta N°511, de fecha 2 de septiembre de 2019, que Complementa Resolución Exenta N° 507, de 30 de agosto de 2019, que rectifica Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, aprobado por Resolución Exenta N° 278, de 30 de abril de 2019 y rectificado mediante Resolución Exenta N° 336, de 30 de mayo de 2019. Ver
143. Resolución Exenta N°594, de fecha 10 de septiembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Carbomet Energía S.A., de conformidad lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
144. Resolución Exenta N°596, de fecha 12 de septiembre de 2019, que Aprueba respuestas a consultas y obser-vaciones a Bases de Licitación de Suministro 2019/01. Ver
145. Resolución Exenta N°597, de fecha 12 de septiembre de 2019, 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
146. Resolución Exenta N°598, de fecha 13 de septiembre de 2019, que Modifica Costo Unitario de Producción fijado mediante Resolución Exenta CNE N° 28, de 22 de enero de 2019, que Establece Procedimiento para el Cálculo y Determinación del Aporte Compensatorio que indica, en conformidad a lo dispuesto en la Ley N° 21.125, Ley de Presupuestos del Sector Público correspondiente al año 2019. Ver
147. Resolución Exenta N°599, de fecha 13 de septiembre de 2019, que Aprueba Informe Final de Licitaciones, a que se refiere el artículo 131° ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
148. Resolución Exenta N°600, de fecha 13 de septiembre de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 273 de 2019, 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 2019-01, modificada por Resolución Exenta N° 509, de 2019. Ver
149. Resolución Exenta N°605, de fecha 16 de septiembre de 2019, que Autoriza solicitud de desconexión y retiro de instalaciones de generación de Engie Energía Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
150. Resolución Exenta N°606, de fecha 23 de septiembre de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de gene-ración y transmisión en construcción. Ver
151. Resolución Exenta N°608, de fecha 24 de septiembre de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo a que se refiere el artículo 33 bis de la Ley de Servicios de Gas de la empresa Lipigas S.A. para la nueva zona de concesión que indica, correspondiente al cuatrienio 2018-2021. Ver
152. Resolución Exenta N°609, de fecha 24 de septiembre de 2019, que Establece y comunica el valor de los índi-ces contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
153. Resolución Exenta N°617, de fecha 25 de septiembre de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
154 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
154. Resolución Exenta N°618, de fecha 26 de septiembre de 2019. Resolución de inicio del Procedimiento Nor-mativo de modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en conformidad con lo dispuesto en la Resolución Exenta CNE N° 790, de 2018, y sus modificaciones posteriores, que aprueba plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2019, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios Eléctricos,modificada por la Resolución Exenta CNE N°383, de 2019. Ver
155. Resolución Exenta N°620, de fecha 27 de septiembre de 2019, Resolución de inicio del Procedimiento Nor-mativo de elaboración de la Norma Técnica para la determinación y pago de las compensaciones por indis-ponibilidad de suministro eléctrico, en conformidad con lo dispuesto en la Resolución Exenta CNE N° 790, de 2018, que aprueba Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica corres-pondiente al año 2019, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios Eléctricos modificada por la Resolución Exenta CNE N° 383, de 2019. Ver
156. Resolución Exenta N°625, de fecha 27 de septiembre de 2019, que Acoge parcialmente solicitud de aumento de plazo para la ejecución de las obras de transmisión del proyecto “Subestación Seccionadora Línea Ova-lle-Illapel 1x110 kV”, de Sociedad Punta del Cobre S.A. autorizadas de acuerdo a lo establecido en el artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y modifica la Resolución Exenta N° 772, de 27 de noviembre de 2018. Ver
157. Resolución Exenta N°626, de fecha 27 de septiembre de 2019, Téngase presente para todos los efectos le-gales y administrativos el nombramiento de doña Blanca Palumbo Ossa y don Felipe Cabezas Melo como Consejeros del Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
158. Resolución Exenta N°636, de fecha 1 de octubre de 2019, que Aprueba informe técnico y fija cargo a que se refieren los artículos 115° y 116° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
159. Resolución Exenta N°641, de fecha 3 de octubre de 2019, que Actualiza Resolución Exenta N° 530, de fecha 19 de julio de 2018, que individualiza clientes libres de empresas generadoras a que se refiere el número 1. del numeral ix. del literal D., del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, actualizada mediante Resolución Exenta N° 634, de 2018, modifica las correspondientes prorratas conforme a lo dispuesto en el inciso segundo del literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y establece listado que identifica contratos acogidos al mecanismo de rebaja de peajes de inyección definido en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936. Ver
160. Resolución Exenta N°646, de fecha 8 de octubre de 2019, que Modifica la Resolución Exenta N° 225, de 22 de marzo de 2018, que “Autoriza ejecución de las obras de transmisión del proyecto ‘Nuevo Transformador en Subestación El Empalme’ que se indican, de Sistema de Transmisión del Sur S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos”. Ver
161. Resolución Exenta N°648, de fecha 8 de octubre de 2019, que Actualiza Registro de Participación Ciudadana del Proceso Cuadrienal de Valorización de los Sistemas de Transmisión para el período 2020-2023, consti-tuido mediante Resolución Exenta N° 761, de 2017, de acuerdo a lo establecido en el artículo 90° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
162. Resolución Exenta N°649, de fecha 9 de octubre de 2019, que Aprueba acta de evaluación de las ofertas administrativas de las propuestas presentadas para la realización del Estudio de Valorización de las Instala-ciones de los Sistemas de Transmisión Zonal y de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión Dedicada Utilizadas por Usuarios Sometidos a Regulación de Precios, emitida por el Comité de Adjudicación y Supervi-sión de los Estudios de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión. Ver
155NORMATIVAS SECTORIALES
163. Resolución Exenta N°650, de fecha 9 de octubre de 2019, que Dispone publicación del listado de precios de energía y potencia de las subestaciones de distribución primarias del Sistema Eléctrico Nacional. Ver
164. Resolución Exenta N°654, de fecha 11 de octubre de 2019, que Aprueba con alcance las modificaciones de contratos de suministro de energía y potencia para servicio público de distribución acordadas entre Ibereó-lica Cabo Leones II S.A. y las empresas distribuidoras que indica. Ver
165. Resolución Exenta N°655, de fecha 14 de octubre de 2019, que Autoriza a Aguas Pacífico SpA a ejecutar las obras de transmisión correspondientes a la “Subestación Seccionadora de la Línea Ventanas-Torquemada 2x110 kV”, de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
166. Resolución Exenta N°673, de fecha 18 de octubre de 2019, que Aprueba Informe Técnico Definitivo de De-terminación del Valor Anual de los Sistemas de Transmisión Zonal, de acuerdo al artículo decimotercero transitorio de la Ley N° 20.936. Ver
167. Resolución Exenta N°674, de fecha 22 de octubre de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de genera-ción y transmisión en construcción. Ver
168. Resolución Exenta N°676, de fecha 23 de octubre de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
169. Resolución Exenta N°678, de fecha 24 de octubre de 2019, que Aprueba Contrato de Prestación de Servicios entre la Comisión Nacional de Energía y el Consorcio integrado por Synex Ingenieros Consultores Ltda., Es-tudios Energéticos Consultores S.A. y Elequipos Servicios de Ingeniería S.A. para la realización del Estudio de Valorización de las Instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional. Ver
170. Resolución Exenta N°680, de fecha 24 de octubre de 2019, que Aprueba Acta de Evaluación de la Oferta Téc-nica y la Oferta Económica y de Adjudicación de la Licitación del Estudio de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión Zonal y de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión Dedicada Utiliza-das por Usuarios Sometidos a Regulación de Precios, emitida por el Comité de Adjudicación y Supervisión de los Estudios de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión. Ver
171. Resolución Exenta N°681, de fecha 25 de octubre de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
172. Resolución Exenta N°682, de fecha 28 de octubre de 2019, que Autoriza ejecución de las obras de transmisión del proyecto “Subestación Nueva Pillanlelbún” que se indican, de Compañía Eléctrica de la Frontera S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
173. Resolución Exenta N°683, de fecha 29 de octubre de 2019, que Autoriza ejecución de las obras de transmisión del proyecto “Adecuaciones Línea de Transmisión 2x66kV Temuco-Loncoche” que se indican, de la Compa-ñía General de Electricidad S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
174. Resolución Exenta N°688, de fecha 4 de noviembre de 2019, que Aprueba Memorando de Entendimiento en-tre la Comisión Nacional de Energía de Chile y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad de Argentina. Ver
156 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
175. Resolución Exenta N°689, de fecha 4 de noviembre de 2019, que Aprueba postergación de inicio de Sumi-nistro solicitada por Cóndor Energía SpA, para los contratos de suministro originalmente suscritos por Cerro Tigre SpA y Tchamma SpA, correspondientes a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
176. Resolución Exenta N°694, de fecha 7 de noviembre de 2019, que Aprueba cesión de contratos de suministro de energía y potencia entre wpd Santa Fe SpA y wpd Duqueco SpA, y aprueba modificación de contrato de suministro de energía y potencia entre wpd Duqueco SpA y las empresas distribuidoras que indica. Ver
177. Resolución Exenta N°698, de fecha 8 de noviembre de 2019, que Modifica la Resolución Exenta N° 655, de 14 de octubre de 2019, que “Autoriza a Aguas Pacífico SpA a ejecutar las obras de transmisión correspondientes a la ‘Subestación Seccionadora de la Línea Ventanas-Torquemada 2x110kV’, de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
178. Resolución Exenta N°699, de fecha 11 de noviembre de 2019, que Establece montos a pagar para el financia-miento del Estudio de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión Zonal y de las Instala-ciones de los Sistemas de Transmisión Dedicada Utilizadas por usuarios Sometidos a Regulación de Precios, por parte de las empresas coordinadas que operan instalaciones de los sistemas de transmisión zonal. Ver
179. Resolución Exenta N°701, de fecha 14 de noviembre de 2019, que Aprueba Informe Técnico Preliminar de Fijación de Cargos de Acceso Abierto a que se refieren el inciso cuarto del artículo 79° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
180. Resolución Exenta N°702, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Aprueba Informe Técnico demanda pro-yectada de energía eléctrica y obligación ERNC 2020-2023. Ver
181. Resolución Exenta N°704, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Autoriza cese de operaciones de instala-ciones de transmisión de Engie Energía Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
182. Resolución Exenta N°705, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Transelec S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
183. Resolución Exenta N°706, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Engie Energía Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
184. Resolución Exenta N°707, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Engie Energía Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
185. Resolución Exenta N°708, de fecha 15 de noviembre de 2019, que Se tiene por desistida Solicitud Normativa presentada por la Corporación Chilena de la Madera A.G., relativa a la modificación de los Anexos Técnicos que se indican de la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio. Ver
186. Resolución Exenta N°709, de fecha 15 de noviembre de 2019, Se tiene por desistida Solicitud Normativa presentada por Colbún S.A., relativa a la modificación del Anexo Técnico “Requisitos Técnicos Mínimos de instalaciones que se interconectan a SI” de la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio. Ver
157NORMATIVAS SECTORIALES
187. Resolución Exenta N°710, de fecha 18 de noviembre de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
188. Resolución Exenta N°712, de fecha 18 de noviembre de 2019, que Aprueba presupuesto anual del Coordina-dor Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, para el año 2020. Ver
189. Resolución Exenta N°713, de fecha 18 de noviembre de 2019, que Fija y comunica Cargo por Servicio Público. Ver
190. Resolución Exenta N°715, de fecha 19 de noviembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Transelec S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
191. Resolución Exenta N°717, de fecha 20 de noviembre de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de gene-ración y transmisión en construcción. Ver
192. Resolución Exenta N°724, de fecha 22 de noviembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Bioenergías Forestales SpA, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-18 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
193. Resolución Exenta N°725, de fecha 22 de noviembre de 2019, que Complementa Resolución Exenta N° 507, de 30 de agosto de 2019, que rectifica Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, aprobado por Resolución Exenta N° 278, de 30 de abril de 2019 y rectificado mediante Resolución Exenta N° 336, de 30 de mayo de 2019, complementada por Resolución Exenta N° 511, de 02 de septiembre de 2019. Ver
194. Resolución Exenta N°726, de fecha 22 de noviembre de 2019, que Rectifica Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación del sistema Mediano de Hornopirén, aprobado mediante Resolución Exenta N° 193, de 27 de febrero 2019. Ver
195. Resolución Exenta N°727, de fecha 22 de noviembre de 2019, que Rectifica Informe Técnico Definitivo de Es-tudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Aysén, Palena y General Carrera, aprobado por Resolución Exenta N° 182, de 15 de febrero 2019. Ver
196. Resolución Exenta N°728, de fecha 22 de noviembre de 2019, que Rectifica Informe Técnico Definitivo de Estudio de Planificación y Tarificación del Sistema Mediano de Cochamó, aprobado mediante Resolución Exenta N° 170, de 6 de febrero de 2019. Ver
197. Resolución Exenta N°739, de fecha 28 de noviembre de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 287, de 6 de mayo de 2019, que designa representantes del Consejo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía para el periodo 2019-2020. Ver
198. Resolución Exenta N°740, de fecha 28 de noviembre de 2019, que Modifica Resolución Exenta CNE N° 434 de 2018, que modifica Resolución Exenta CNE N° 448 de 2016, que establece composición, atribuciones y funcionamiento del Consejo de la Sociedad Civil de la Comisión Nacional de Energía y efectúa designaciones que indica. Ver
199. Resolución Exenta N°743, de fecha 29 de noviembre de 2019, que Comunica valor de los índices contenidos en las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a fijación de precios. Ver
158 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
200. Resolución Exenta N°744, de fecha 29 de noviembre de 2019, que Aprueba con alcance las modificaciones de contratos de suministro de energía y potencia para servicio público de distribución acordadas entre GM Holdings S.A. y las empresas distribuidoras que indica. Ver
201. Resolución Exenta N°746, de fecha 2 de diciembre de 2019, que Aprueba Versión preliminar de las modifica-ciones al Informe de Definición de Servicios Complementarios a que se refiere el inciso segundo del artículo 72°-7 de la Ley General de Servicios Eléctricos, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 801, de 18 de diciembre de 2018. Ver
202. Resolución Exenta N°748, de fecha 4 de diciembre de 2019, que Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en el Procedimiento Normativo de elaboración de la Norma Técnica para la determi-nación y pago de las compensaciones por indisponibilidad de suministro eléctrico, contenida en el Plan Nor-mativo Anual correspondiente al año 2019, y fija fecha para la celebración de la primera sesión del mismo. Ver
203. Resolución Exenta N°749, de fecha 4 de diciembre de 2019, que Modifica Resolución Exenta N° 701, de fecha 14 de noviembre de 2019, que Aprueba Informe Técnico Preliminar de Fijación de Cargos de Acceso Abierto a que se refieren el inciso cuarto del artículo 79° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
204. Resolución Exenta N°752, de fecha 5 de diciembre de 2019, que Autoriza a Cóndor Energía SpA la modifica-ción del plazo de determinados hitos de la Carta Gantt del proyecto Parque Solar Escondido, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. Ver
205. Resolución Exenta N°754, de fecha 6 de diciembre de 2019, que Autoriza modificación de la participación en el capital accionario de Sociedad Austral de Transmisión Troncal S.A., en conformidad a lo dispuesto en la Bases de Licitación de las Obras Nuevas contempladas en los Decretos Exentos N° 201 de 2014 y N° 422 de 2017, ambos del Ministerio de Energía. Ver
206. Resolución Exenta N°755, de fecha 10 de diciembre de 2019, que Rectifica Resolución Exenta N° 300, de 09 de mayo de 2019, que aprueba modificaciones de contratos de suministro de Colbún S.A. de procesos de li-citación que indica, conforme a lo dispuesto en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y el artículo 8° de la Resolución Exenta CNE N° 07, de 8 de enero de 2019, modificada por Resoluciones Exentas CNE N° 184 y N° 245, ambas de 2019. Ver
207. Resolución Exenta N°756, de fecha 10 de diciembre de 2019, que Da por cumplida condición a efectos de acogerse al mecanismo de rebaja del peaje de inyecciones contemplados en la letra E. del artículo vigesimo-quinto transitorio de la Ley N° 20.936 respecto de los contratos de suministro de SPV P4 S.A. que indica. Ver
208. Resolución Exenta N°761, de fecha 10 de diciembre de 2019, que Individualiza clientes libres de empresas generadoras a que se refiere el número 1. del numeral ix. del literal D., del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, modifica las correspondientes prorratas conforme a lo dispuesto en el inciso segundo del literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936 y establece listado que identifica contratos acogidos al mecanismo de rebaja de peajes de inyección definido en el literal i. de la letra E. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley N° 20.936, y deja sin efecto Resolución Exenta N° 641, de 03 de octubre de 2019. Ver
209. Resolución Exenta N°764, de fecha 10 de diciembre de 2019, que Determina Valor Máximo de las Ofertas y Valor Margen de Reserva del llamado a licitación de las obras de ampliación contenidas en el Decreto Exento N° 293, de 2018, del Ministerio de Energía. Ver
159NORMATIVAS SECTORIALES
210. Resolución Exenta N°766, de fecha 11 de diciembre de 2019, que Rectifica Resolución Exenta N° 272 de la Co-misión Nacional de Energía, de 26 de abril de 2019, que “Aprueba Bases Técnicas y Administrativas Definitivas para Realización de los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión”. Ver
211. Resolución Exenta N°767, de fecha 11 de diciembre de 2019, que Designa integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en el Procedimiento Normativo de modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, contenida en el Plan Normativo Anual correspondiente al año 2019, y fija fecha para la celebración de la primera sesión del mismo. Ver
212. Resolución Exenta N°770, de fecha 12 de diciembre de 2019, que Aprueba con alcance las modificaciones de contratos de suministro de energía y potencia para servicio público de distribución acordadas entre Puelche Sur Eólica SpA y las empresas distribuidoras que indica. Ver
213. Resolución Exenta N°771, de fecha 12 de diciembre de 2019, que Aprueba con alcance las modificaciones de contrato de suministro de energía y potencia para servicio público de distribución originalmente suscritos por Caman Eólica SpA y Coihue Eólica SpA, acordadas entre Huemul Energía SpA y las empresas distribuido-ras que indica. Ver
214. Resolución Exenta N°775, de fecha 13 de diciembre de 2019, que Aprueba “Informe de Proyecciones de Pre-cios de Combustibles 2020-2034”, de diciembre de 2019. Ver
215. Resolución Exenta N°776, de fecha 16 de diciembre de 2019, que Aprueba Plan Normativo Anual para la ela-boración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2020, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°- 19 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
216. Resolución Exenta N°782, de fecha 17 de diciembre de 2019, que Autoriza ejecución de las obras de transmi-sión del proyecto “Ampliación en S/E Miraje” que se indican, de Transelec S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
217. Resolución Exenta N°783, de fecha 18 de diciembre de 2019, que Declara y actualiza instalaciones de gene-ración y transmisión en construcción. Ver
218. Resolución Exenta N°798, de fecha 20 de diciembre de 2019, que Autoriza solicitud de exención de plazo de Engie Energía Chile S.A., de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72-18° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
219. Resolución Exenta N°800, de fecha 23 de diciembre de 2019, que Establece y comunica el valor de los índices contenidos en las fórmulas de indexación del Informe Final de Valorización de Instalaciones de Gas a que se refiere el artículo 29 quáter de la Ley de Servicios de Gas, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N° 428 de 2018 y 188 de 2019. Ver
220. Resolución Exenta N°801, de fecha 23 de diciembre de 2019, que Actualiza Registro de Participación Ciuda-dana del Proceso de Planificación Anual de la Transmisión correspondiente, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 90° de la Ley General de Servicios Eléctricos y establece listado refundido de participantes y usuarios e instituciones interesadas. Ver
221. Resolución Exenta N°805, de fecha 23 de diciembre de 2019, que Fija Áreas Típicas para el cálculo de las com-ponentes del Valor Agregado de Distribución cuadrienio noviembre 2020-noviembre 2024. Ver
160 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
222. Resolución Exenta N°808, de fecha 24 de diciembre de 2019, que Aprueba los Grupos de Consumo que se indican, de conformidad a lo establecido en el artículo 6° de la Resolución Exenta CNE N°164 de 2010, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Resolución Exenta N°386 de 2007 de la Comisión Nacional de Energía, que establece normas para la adecuada aplicación del artículo 148° del D.F.L. N°4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
223. Resolución Exenta N°813, de fecha 26 de diciembre de 2019, Resolución de inicio del procedimiento norma-tivo sobre Funciones de Control y Despacho, en conformidad con lo dispuesto en la Resolución Exenta CNE N°790, de 2018, y sus modificaciones posteriores, que aprueba Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2019, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-19 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
224. Resolución Exenta N°814, de fecha 26 de diciembre de 2019, que Actualiza Tasa de Costo Capital en su com-ponente de tasa libre de riesgo, de conformidad a lo dispuesto en el inciso final del artículo 32° de la Ley de Servicios de Gas. Ver
225. Resolución Exenta N°815, de fecha 26 de diciembre de 2019, que Aprueba Nuevo informe técnico y fija cargos a que se refieren los artículos 115° y 116° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y deja sin efecto Resolución Exenta N°636 de la Comisión Nacional de Energía, de 1 de octubre de 2019. Ver
226. Resolución Exenta N°822, de fecha 27 de diciembre de 2019, que Aprueba las modificaciones de contratos de suministro de energía y potencia para servicio público de distribución acordadas entre Ibereólica Cabo Leones III SpA y las empresas distribuidoras que indica. Ver
227. Resolución Exenta N°823, de fecha 27 de diciembre de 2019, Fíjese y comuníquese los mecanismos de de-terminación de los valores máximos para las ofertas de subasta de Servicios Complementarios de Control Secundario y Terciario de Frecuencia. Ver
228. Resolución Exenta N°826, de fecha 30 de diciembre de 2019, que Autoriza ejecución de las obras de transmi-sión del proyecto “Ampliación en S/E Puente Alto y Ampliación en S/E Costanera” que se indican, de Empresa Eléctrica de Puente Alto S.A., de acuerdo a lo establecido en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos. Ver
229. Resolución Exenta N°827, de fecha 30 de diciembre de 2019, que Aprueba modificaciones que indica al In-forme de Definición de Servicios Complementarios a que se refiere el inciso segundo del artículo 72°-7 de la Ley General de Servicios Eléctricos, aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°801, de 18 de diciembre de 2018. Ver
230. Resolución Exenta N°828, de fecha 31 de diciembre de 2019, que Establece Sistema de Contabilidad Regula-toria para el chequeo de rentabilidad de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de gas de red, en conformidad a lo dispuesto en el artículo 33 ter de la Ley de Servicios de Gas, y deja sin efecto Resolución Exenta CNE N°77 de 2017, y sus modificaciones. Ver
161NORMATIVAS SECTORIALES
04
DICTÁMENES DEL PANEL DE EXPERTOS 2019
1. Dictamen N° 13-2018, de 18 de enero de 2019, relativo a las Discrepancias presentadas contra el Informe Técnico de Estudio de Planificación y Tarificación Sistemas Medianos de Aysén, Palena y General Carrera Cuadrienio 2018-2022. Ver
2. Dictamen N° 11-2018, de 22 de enero de 2019, relativo a la Discrepancia presentada contra la Reliquidación de Pa-gos de Transmisión zonal del Sistema Interconectado Central para el período enero 2016 a diciembre de 2017. Ver
3. Dictamen N° 12-2018, de 01 de febrero de 2019, Discrepancia sobre “Estudio de Planificación y tarificación del Sistema Mediano Hornopirén. Cuadrienio 2018- 2022”. Ver
4. Dictamen N° 14-2018, de 01 de marzo de 2019, Discrepancia contra el Coordinador Eléctrico Nacional en relación con la fecha de Entrada en Operación de la central El Pelícano. Ver
5. Dictamen N° 15-2018, de 19 de marzo de 2019, Discrepancias sobre Informe Técnico Final de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el período 2020-2023. Ver
6. Dictamen N°02-2019, de 03 de abril de 2019 relativo a las Discrepancias sobre Informe Técnico de Estudio de Planificación y Tarificación de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams Cuadrienio 2018-2022. Ver
7. Dictamen N°03-2019, de 06 de mayo de 2019, relativo a las Discrepancias sobre Plan de Expansión Anual del Sistema de Transmisión correspondiente al año 2018. Ver
8. Dictamen N°04-2019, de 30 de mayo de 2019, relativo a las Discrepancias sobre tarificación de servicios de gas y servicios afines aplicables a la Región de Magallanes y de la Antártica Chilena. Ver
9. Dictamen N° 06-2019, de 24 de junio de 2019, relativo a las Discrepancias de Gener contra Reliquidación de Balances de Transferencia de Energía 2012. Ver
10. Dictamen N°8-2019, 20 de agosto de 2019, relativo a las Discrepancias de Guacolda con el Coordinador res-pecto del costo de descarga de carbón en el muelle Guacolda I. Ver
11. Dictamen N°9-2019, 16 de septiembre de 2019, relativo a las Discrepancias de Transmisora Valle Allipén S.A. contra Hidroeléctrica El Manzano S.A. e Hidroeléctrica El Canelo S.A. respecto del régimen de acceso abierto. Ver
12. Dictamen N°10 -2019, 16 de septiembre de 2019, relativo a las Discrepancias de Transmisora Valle Allipén S.A. contra Enerbosch S.A. respecto del régimen de acceso abierto. Ver
13. Dictamen N°12-2019, 16 de octubre de 2019, relativo a las Discrepancias contra el Coordinador por determi-nación de fecha de entrada en operación del PMGD El Almendrado. Ver
14. Dictamen N°13-2019, 4 de noviembre de 2019, Informe Revisión de Peajes del Sistema de Transmisión Na-cional año 2018. Ver
162 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
163BALANCE 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.
164 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
MATRIZ DE ENERGÍA PRIMARIA
La matriz de energía primaria representa el aprovisionamiento energético del país, considerando la producción de re-cursos energéticos de Chile y los flujos de importación y exportación. Durante el año 2018 alcanzó un total de 330.077 teracalorías (Tcal).
El principal aporte proviene de los combustibles fósiles (petróleo crudo, gas natural y carbón) que suman un 66%. El resto lo conforman la producción de biomasa (25%), y en menor proporción hidroelectricidad, solar y eólica con un 9%.
01
20092008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
GRÁFICO 1EVOLUCIÓN DE LA OFERTA DE ENERGÍA PRIMARIA EN Tcal
GRÁFICO 2COMPOSICIÓN DE LA OFERTA DE ENERGÍA PRIMARIA POR ENERGÉTICO EN Tcal
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
249.958 248.490 237.391
260.404
297.616 315.104
298.400 301.999 313.608
326.617 330.770
20182017
0,3%0,6%15%
1,0%1,0%5,6%
0,3%1,4%0,9%6,1%
0,2%
15%
2008
20%
17%25% 25%
23%
8,3%10%
44% 29% 29%
GAS NATURAL PETRÓLEO CRUDO CARBÓN BIOMASA
HIDROELÉCTRICA
24%
EÓLICA SOLAR BIOGÁS GEOTERMIA
326.617249.958 330.770
Blockchain Certificado ID
165BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
VARIACIÓN 2018 DE ENERGÍA PRIMARIA POR ENERGÉTICO EN Tcal
1,3% 32% 2,5%2017 2008 TCAC
330.770
0,4% X2,0 7,4%2017 2008 TCAC
48.467GAS NATURAL
95.1441,5% -14% -1,5%
2017 2008 TCAC
PETRÓLEO CRUDO
74.991-3,2% 72% 5,5%2017 2008 TCAC
CARBÓN
81.5850,9% 59% 4,8%
2017 2008 TCAC
BIOMASA
20.0959,6% -3,7% -0,4%
2017 2008 TCAC
HIDROELÉCTRICA
3.086-1,0% X94 57%
2017 2008 TCAC
EÓLICA
4.48733% N/A N/A
2017 2008 TCAC
SOLAR
16% N/A N/A2017 2008 TCAC
1.074BIOGÁS
TOTAL
X3,4 N/A N/A2017 2008 TCAC
1.841GEOTERMIA
166 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
13%1,4%6,3%
21%4,6%
30%
5,5%
13%
4,7%
CONSUMO FINAL DE ENERGÍA
La matriz de consumo final de energía del balance nacional, grafica el comportamiento del consumo del país. En este caso, se puede observar la evolución en el tiempo del consumo, y a continuación una representación gráfica de la composición tanto por combustible como por sector de consumo.
02
20092008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
GRÁFICO 3EVOLUCIÓN DEL CONSUMO FINAL EN Tcal
GRÁFICO 4COMPOSICIÓN DEL CONSUMO FINAL POR ENERGÉTICO EN Tcal
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
256.630 250.981 242.126 252.498 261.216 278.177 276.811 276.772 282.301 288.901
301.168
Blockchain Certificado ID
18%3,4%2,7%
19%13%
25%
5,9%
4,0%
10%
PETRÓLEO DIÉSELCARBÓN Y DERIVADOS
GAS NATURAL Y DERIVADOS
GAS LICUADO DE PETRÓLEOGASOLINAOTROS DERIVADOS DE PETRÓLEO
KEROSENEELECTRICIDADBIOMASA
13%1,1%6,5%
22%5,1%4,8%
30%
5,5%
12%
256.630 288.901 301.168
201820172008
167BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
VARIACIÓN 2019 DEL CONSUMO FINAL POR ENERGÉTICO EN Tcal
6,9% X2,9 11%2017 2008 TCAC
19.470-13% -61% -9,0%
2017 2008 TCAC3,6% -14% -1,6%
2017 2008 TCAC
GAS NATURAL Y DERIVADOS
7,0% 39% 3,4%2017 2008 TCAC
16% -52% -7,2%2017 2008 TCAC
5,8% 36% 3,2%2017 2008 TCAC
3,5% 42% 3,5%2017 2008 TCAC
2,6% 9,2% 0,9%2017 2008 TCAC
4,2% 17% 1,6%2017 2008 TCAC
0,1% 44% 3,7%2017 2008 TCAC
CARBÓN Y SUS DERIVADOS BIOMASA
PETRÓLEO DIÉSEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO GASOLINA
KEROSENE OTROS DERIVADOS DE PETRÓLEO ELECTRICIDAD
TOTAL
3.407 39.147
90.127 16.430 37.179
14.471 15.467 65.471
301.168
168 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Blockchain Certificado ID
GRÁFICO 5COMPOSICIÓN DEL CONSUMO FINAL POR SECTOR EN Tcal
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
CONSUMO NO ENERGÉTICO - INDUSTRIAL
SECTOR COMERCIAL, PÚBLICO Y RESIDENCIAL
SECTOR ENERGÉTICO: AUTOCONSUMO
SECTOR TRANSPORTE
SECTOR INDUSTRIAL Y MINERO
0,8%3,0%22%
38%
36%
301.168
0,6%2,3%22%
39%
30%
36%288.901
0,6%4,0%24%
36%
30%
35%256.630
201820172008
VARIACIÓN 2018 DEL CONSUMO FINAL POR SECTOR EN Tcal
SECTOR TRANSPORTE
3,9% 20% 1,9%2017 2008 TCAC
108.154SECTOR INDUSTRIAL Y
MINERO
3,3% 24% 2,2%2017 2008 TCAC
115.194SECTOR COMERCIAL,
PÚBLICO Y RESIDENCIAL
2,3% 6,3% 0,6%2017 2008 TCAC
66.289
SECTOR ENERGÉTICO: AUTOCONSUMO
35% -11% -1,1%2017 2008 TCAC
9.098CONS. NO ENERGÉTICO-
INDUSTRIAL
45% 56% 4,5%2017 2008 TCAC
2.434TOTAL
4,2% 17% 1,6%2017 2008 TCAC
301.168
169BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
INTENSIDAD ENERGÉTICA
La Intensidad Energética refleja la energía efectivamente requerida en Chile para la obtención de una unidad del producto interno.
Para calcular el factor de Intensidad Energética, se consideró la oferta total de Energía primaria (Tcal) según el Balance Nacional de Energía del Ministerio de Energía, dividido por el Producto Interno Bruto del país, a precios corrientes, referencia 2013.
03
GRÁFICO 6EVOLUCIÓN DE LA INTENSIDAD ENERGÉTICA EN Tcal/MILES DE MILLONES CLP
2,66 2,57
2,13 2,13 2,29 2,29
2,01 1,89 1,85 1,81
1,73
Fuente: Elaboración propia con base en Balance Nacional de Energía- Ministerio de Energía y Banco Central de ChileBlockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2018 INTENSIDAD ENERGÉTICA
-4,6% -35% -4,2%2017 2008 TCAC
1,73
170 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
04
GRÁFICO 7EVOLUCIÓN DE LA INDEPENDENCIA ENERGÉTICA
38% 38%
34%
26% 27%30%
37% 35%32% 32%
35%
El indicador de independencia energética es el que permite medir el grado en que el país puede cubrir su consu-mo de energía derivado de su propia producción. Este es calculado como la cantidad de energía producida en el país sobre el consumo nacional de energía.
INDEPENDENCIA ENERGÉTICA
Fuente: Elaboración propia con base en Balance Nacional de Energía- Ministerio de Energía
Blockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2018 INDEPENDENCIA ENERGÉTICA
7,0% -8,4% -0,9%2017 2008 TCAC
35%
171BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
05
CONSUMO FINAL REGIONAL EN Tcal
2.005REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
9.846REGIÓN DE TARAPACÁ
37.784REGIÓN DE ANTOFAGASTA
11.055REGIÓN DE ATACAMA
9.860REGIÓN DE COQUIMBO
26.131REGIÓN DE VALPARAÍSO
80.040REGIÓN METROPOLITANA DE SANTIAGO
12.337REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS
16.425
REGIÓN DE MAGALLANES Y DE LA
ANTÁRTICA CHILENA
7.310
40.538
Blockchain Certificado ID
11.544
7.900
16.822
2.120
9.452
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
172 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
Blockchain Certificado ID
ARIC
A Y PA
RINA
COTA
TARA
PACÁ
ANTO
FAGA
STA
ATAC
AMA
COQU
IMBO
VALP
ARAÍ
SO
MET
ROPO
LITAN
A
O´HI
GGIN
S
DEL M
AULE
ÑUBL
E
BÍO
BÍO
ARAU
CANÍ
A
LOS L
AGOS
LOS R
ÍOS
AYSÉ
N
MAG
ALLA
NES
GRÁFICO 8DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGÚN SECTORES PRODUCTIVOS
0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5,7% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%47% 41% 17% 23% 41% 51% 49% 33% 34% 27% 27% 35% 22% 40% 33% 21%
1,4% 46% 70% 62% 31% 11% 3,8% 21% 0,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,0% 1,7%17% 7,1% 6,6% 5,9% 10% 12% 18% 21% 45% 58% 47% 22% 42% 17% 19% 6,7%
0,0% 0,0% 2,3% 3,4% 0,0% 2,7% 0,1% 0,1% 0,1% 0,0% 8,7% 0,2% 0,0% 0,0% 0,0% 37%34,3% 5,9% 3,8% 5,5% 17,8% 18% 29% 25% 21% 16% 15% 42% 37% 43% 45% 34%
Fuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
CONSUMO NO ENERGÉTICO - INDUSTRIAL
SECTOR COMERCIAL, PÚBLICO Y RESIDENCIAL
SECTOR ENERGÉTICO: AUTOCONSUMO
SECTOR TRANSPORTE
SECTOR INDUSTRIAL Y MINERO
173BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA
Blockchain Certificado IDFuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía
GRÁFICO 9DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGÚN ENERGÉTICOS
PETRÓLEO DIÉSELCARBÓN Y SUS DERIVADOS
GAS NATURAL Y DERIVADOS
GAS LICUADO DE PETRÓLEOGASOLINAOTROS DERIVADOS DE PETRÓLEO
KEROSENEELECTRICIDADBIOMASA
43% 55% 50% 50% 44% 32% 21% 26% 26% 21% 19% 28% 18% 33% 45% 19%7,5% 3,2% 4,0% 4,4% 0,2% 18% 0,6% 0,1% 3,2% 6,0% 14% 2,1% 6,2% 1,8% 0,0% 0,0%7,3% 11% 2,2% 0,0% 0,4% 0,6% 14% 0,8% 0,5% 0,3% 0,6% 0,5% 0,3% 2,5% 1,5% 4,6%15% 10% 3,4% 5,3% 18% 16% 19% 13% 12% 9,8% 9,2% 12% 7,8% 12% 11% 4,2%
0,0% 0,0% 3,0% 0,0% 0,4% 5,4% 11% 8,9% 0,4% 0,7% 0,9% 1,0% 0,5% 0,8% 0,0% 67%12% 2,0% 1,6% 1,9% 7,3% 6,5% 9% 12% 6,1% 1,3% 3,5% 5,7% 3,7% 5,0% 6,7% 0,5%13% 19% 36% 34% 28% 19% 25% 31% 15% 11% 15% 14% 14% 11% 6,1% 3,3%
0,0% 0,0% 0,0% 4,1% 0,2% 0,7% 0,1% 1,1% 0,9% 4,5% 4,6% 0,4% 0,1% 0,7% 0,0% 0,0%2,0% 0,3% 0,1% 0,1% 0,6% 2,4% 1,0% 7,2% 35% 45% 32% 37% 50% 33% 30% 1,7%
ARIC
A Y PA
RINA
COTA
TARA
PACÁ
ANTO
FAGA
STA
ATAC
AMA
COQU
IMBO
VALP
ARAÍ
SO
MET
ROPO
LITAN
A
O´HI
GGIN
S
DEL M
AULE
ÑUBL
E
BÍO
BÍO
ARAU
CANÍ
A
LOS L
AGOS
LOS R
ÍOS
AYSÉ
N
MAG
ALLA
NES
174 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
CAMBIO CLIMÁTICO
175CAMBIO CLIMÁTICO
El cambio climático es uno de los grandes desafíos que enfrentamos como humanidad, de acuerdo con la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), este se entiende como un cambio de clima atribuido directa o indirectamente a la actividad humana que altera la composición de la atmósfera mundial y que se suma a la variabilidad natural del clima observada durante períodos de tiempo comparables.
Existe un fuerte vínculo entre la energía y el cambio climático; la quema de combustibles fósiles es responsable directa de la emisión de gases de efecto invernadero, causantes del calentamiento global. Por tanto, los cambios en la matriz de consumo y generación desde energías fósiles-carbón, petróleo y gas natural a energías renovables, juega un rol fundamental en la mitigación del cambio climático.
176 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO DEL SECTOR ENERGÉTICO
A continuación se muestran las emisiones de GEI asociadas al sector de Energía, el cual incluye el consumo de combustibles fósiles en el país y sus emisiones fugitivas asociadas; incluyendo el consumo de carbón mineral y de gas natural para la generación eléctrica, así como el consumo de combustibles líquidos para transporte terrestre, mayormente diésel y gasolina.
01
20102008 2009 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
INDUSTRIAS DE LA ENERGÍA TRANSPORTE INDUSTRIAS MANUFACTURERAS Y DE LA CONSTRUCCIÓN
OTROS SECTORES NO ESPECIFICADO EMISIONES FUGITIVAS DE COMBUSTIBLES
39%
31%
21%
8%2%
69.004
38%
32%
20%
9%
2% 66.760
39%
31%
18%
10%
2% 66.553
42%
29%
18%
9%
1% 75.251
43%
28%
20%
8%
1% 80.450
41%
31%
19%
8%
1% 79.811
40%
30%
21%
8%1%
76.382
41%
30%
19%
8%1%
82.750
41%
31%
19%
8%
1% 86.123
40%
31%
18%
9%1%
86.832
39%
33%
18%
9%1%
86.895
GRÁFICO 1EVOLUCIÓN DE EMISIONES GEI SECTOR ENERGÍA POR ACTIVIDAD EN kt CO2 EQUIVALENTE
INDUSTRIAS DE LA ENERGÍA
33.746 -4,0% 24% 2,2%2017 2008 TCAC
VARIACIONES 2018 DE EMISIONES POR SECTOR EN kt CO2 EQUIVALENTE
4,7% 36% 3,1%2017 2008 TCAC
TRANSPORTE
28.615 0,4% 10% 1,0%
2017 2008 TCAC
INDUSTRIAS MANUFACTURERAS Y DE LA CONSTRUCCIÓN
15.678
2,0% 43% 3,6%2017 2008 TCAC
OTROS SECTORES
7.902 EMISIONES FUGITIVAS DE
COMBUSTIBLES
949 -2,0% -9,4% -1,0%2017 2008 TCAC
Blockchain Certificado IDFuente: Ministerio de Energía (la información de GEI no corresponde a la información oficial del Inventario, sino a estimaciones previas)
177CAMBIO CLIMÁTICO
GRÁFICO 2COMPOSICIÓN DE EMISIONES GEI SECTOR ENERGÍA POR COMBUSTIBLE EN kt CO2 EQUIVALENTE
VARIACIONES 2018 DE EMISIONES POR COMBUSTIBLE EN kt CO2 EQUIVALENTE
GASOLINA
10.679 0,1% 45% 3,8%
2017 2008 TCAC
3,6% -55% -7,7%2017 2008 TCAC
PETRÓLEO
2.370
-4,4% 85% 6,4%2017 2008 TCAC
CARBÓN
27.200
22% 52% 4,3%2017 2008 TCAC
KEROSENE
2.352
2,5% 9,1% 0,9%2017 2008 TCAC
GAS LICUADO
3.919
0,1% 26% -18%2017 2008 TCAC
TOTAL
86.895
0,1% X3,7 14%2017 2008 TCAC
GAS NATURAL
9.210
2,4% 2,8% 0,3%2017 2008 TCAC
DIÉSEL
27.128
-1,3% -33% -4,0%2017 2008 TCAC
OTROS
2.300
6,1% -58% -8,3%2017 2008 TCAC
COQUE
1.736
2,2% 2,2% 2,7%
11% 12% 12%
6,0% 1,9% 2,0%3,7% 11% 11%21% 33% 31%
5,2% 4,4% 4,5%7,7% 2,6% 2,7%
5,0% 2,7% 2,6%
38% 31% 31%
GASOLINAKERSOSENEDIÉSEL
PETRÓLEO GAS LICUADOOTROS
CARBÓNGAS NATURALCOQUE
69.004 86.832 86.895
201820172008
Blockchain Certificado IDFuente: Ministerio de Energía (la información de GEI no corresponde a la información oficial del Inventario, sino a estimaciones previas)
178 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
INTENSIDAD DE EMISIONES
La Intensidad de emisiones del sector Energía refleja las emisiones de CO2 equivalente emitidas por el sector de Energía por cada unidad del producto interno.
Para calcular el factor de Intensidad de emisiones, se consideró las emisiones según el Inventario de Gases de Efecto Invernadero, dividido por el Producto Interno Bruto del país, a precios corrientes, referencia 2013.
02
GRÁFICO 3EVOLUCIÓN DE INTENSIDAD DE EMISIONES EN kt CO2 EQ/MILES DE MILLONES CLP
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008
0,74 0,69
0,60 0,62 0,62 0,58
0,51 0,52 0,51 0,48
0,45
Fuente: Elaboración propia con base a Balance Nacional de Energía- Ministerio de Energía y Banco Central de ChileBlockchain Certificado ID
VARIACIÓN 2018 DE INTENSIDAD DE EMISIONES EN kt CO2 EQ/MILES DE MILLONES CLP
-5,7% -38% -53%2017 2008 TCAC
0,45
179CAMBIO CLIMÁTICO
FACTORES DE EMISIÓN
El Factor de Emisión se define como el cociente entre la Emisión de la central sobre la generación de la unidad correspondiente.
Para calcular el Factor de Emisión por central se utilizaron datos de emisiones anuales de CO2 de las unidades de generación reportadas a la Superintendencia del Medio Ambiente, y datos de generación de electricidad anual publicados por la CNE.
Las unidades afectas al impuesto verde tienen 7 alternativas de reporte para que se proceda a cuantificar las emisio-nes de CO2. Para más información puede revisar la información respecto a los impuestos verdes en el siguiente link.
SING SENSIC
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
0,752
0,355
0,739
0,384
0,806
0,395
0,811
0,435
0,790
0,364
0,764
0,346
0,767
0,397
0,773
0,336
0,419 0,406
03
GRÁFICO 4EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE EMISIÓN POR SISTEMA ELÉCTRICO EN tCO2 EQ/MWh
VARIACIÓN 2019 DEL FACTOR DE EMISIÓN POR SISTEMA ELÉCTRICO EN tCO2 EQ/MWh
SING
2,8% 0,4%2010 TCAC
0,773SEN
-3,1%2018
0,406SIC
-5,4% -0,8%2010 TCAC
0,336
Fuente: Ministerio de EnergíaBlockchain Certificado ID
180 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
-2,8% 133% 8,8%2018 2009 TCAC
MITIGACIÓN DE EMISIONES GEI ENERGÍAS RENOVABLES
El sistema de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) elaborado por el proyecto de apoyo a la NAMA*, corresponde a una herramienta que permite cuantificar la reducción de emisiones de GEI de proyectos de Energías Renovables implementados en Chile.
El sistema MRV desarrollado para los proyectos conectados a la línea de transmisión corresponde a un esfuerzo que busca complementar los datos de escala local con información de los grandes proyectos de generación eléctrica, a fin de abarcar de mejor forma las emisiones mitigadas de las energías renovables.
A continuación se muestra las estimaciones de reducciones obtenidas por proyectos conectados a la línea de trans-misión y ya instalados (estimación ex-post).
GRÁFICO 5EVOLUCIÓN REDUCCIÓN DE EMISIONES POR ENERGÍAS RENOVABLES CONECTADOS A LA RED
DE TRANSMISIÓN EN MILES tCO2EQ
VARIACIÓN 2019 REDUCCIÓN DE EMISIONES POR ENERGÍAS RENOVABLES EN MILES tCO2EQ
13.652
04
* El proyecto de apoyo a la NAMA de Energías Renovables para el Autoconsumo es financiado por la NAMA Facility, una iniciativa conjunta de la Unión Europea, el Ministerio Federal Alemán de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU), el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS) del Reino Unido. Su objetivo es promover la incorporación de sistemas de generación en base a energías renovables para el autoconsumo, creando condiciones financieras y técnicas adecuadas para etapas tempranas de desarrollo de esta industria emergente.
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
02009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
EÓLICO BIOENERGÍA GEOTERMIA HIDRO SOLAR
96%
0,2%4%
95%
1%4%
94%
2%4%
90%
2%8%
87%
2%10%
82%
2%6%
10%
78%
6%8%8%
70%
12%9%
10%
62%
17%13%8%
67%
15%11%7%1%
61%
19%14%5%1%
Fuente: Ministerio de EnergíaBlockchain Certificado ID
181CAMBIO CLIMÁTICO
182 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
INDICADORES REGIONALES
183INDICADORES INTERNACIONALES Y FINANCIEROS
Esta sección del anuario ha sido diseñada teniendo presente la vital
importancia de disponer de cifras actualizadas y validadas del sector
energético en cada región del país. En un contexto en donde la
participación ciudadana presenta gran interés por conocer el desarrollo
y avance del sector, se busca entregar información de cada una de las
regiones fortaleciendo el acceso y la democratización de la información
en materia energética.
A continuación se presentará un resumen de indicadores energéticos
por región, tales como consumo promedio residencial de energía
eléctrica; horas promedio de interrupción eléctrica; consumo y
precio de gasolinas y de gas licuado de petróleo; capacidad instalada;
generación eléctrica, entre otros.
184 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
SUMINISTROS ELÉCTRICOS 2019
SAIDI (HORAS AL AÑO DE INTERRUPCIÓN ELÉCTRICA)
CUENTA TIPO BT1A (180 kW) EN CLP
CONSUMO ELÉCTRICO BT1A
(kWh/MES)
18,7 24.000 172
21,3 23.904 188
18,5 21.331 202
18,1 22.986 153
15,8 25.977 139
10,1 25.723 157
8,3 19.846 212
16,7 22.471 162
20,2 24.088 144
13,9 23.606 149
11,7 24.889 137
36,9 25.214 130
24,8 25.507 157
17,1 25.555 162
15,1 23.518 153
7,9 22.682 178
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA DE SANTIAGO
REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS
REGIÓN DE MAGALLANES Y DE LA ANTÁRTICA CHILENA
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO
Fuente SAIDI: Superintendencia de Electricidad y Combustibles
Fuente CUENTA TIPO Y CONSUMO ELÉCTRICO: Comisión Nacional de Energía
185INDICADORES INTERNACIONALES Y FINANCIEROS
SISTEMA ELÉCTRICO 2019
CAPACIDAD INSTALADA BRUTA DE GENERACIÓN
EN MW
GENERACIÓN BRUTA EN GWh
POTENCIA NETA DE PROYECTOS DE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN*
EN MW
33 56 1
260 901 355
6.261 20.736 1.270
2.737 8.366 1.210
1.255 2.141 438
3.397 13.769 27
1.240 4.022 593
1.580 2.250 91
1.901 5.310 294
121 15.529 481
4.865 410 150
477 1.118 367
327 828 185
769 1.686 5
57 164 0
120 349 10
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA DE SANTIAGO
REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS
REGIÓN DE MAGALLANES Y DE LA ANTÁRTICA CHILENA
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO
*A ENERO 2020
Fuente CAP. INSTALADA: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente GENERACIÓN Y PROYECTOS: Comisión Nacional de Energía
186 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
PRECIO PROMEDIO COMBUSTIBLES 2019
GLP 15 kg EN CLP GASOLINA 93 EN CLP/LITRO
PETRÓLEO DIÉSEL EN CLP/LITRO
20.558 803 609
19.853 802 597
19.360 815 618
18.216 804 620
16.990 802 612
17.626 774 585
18.354 778 593
17.768 814 627
18.208 776 588
18.477 799 614
18.732 770 589
19.484 815 631
20.079 826 640
19.649 818 628
20.146 842 645
13.208 823 635
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA DE SANTIAGO
REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS
REGIÓN DE MAGALLANES Y DE LA ANTÁRTICA CHILENA
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO
Fuente: Comisión Nacional de Energía
187INDICADORES INTERNACIONALES Y FINANCIEROS
CONSUMO COMBUSTIBLES 2019
GASOLINAS EN m3* GLP 15 kg EN Ton
43.892 6.294
79.475 7.086
154.424 14.808
84.468 9.541
222.281 26.970
469.427 78.102
1.907.474 169.468
241.805 39.908
270.428 44.181
403.522 43.465
86.037 15.869
227.218 24.746
92.445 9.691
236.222 22.225
29.650 3.890
48.823 136
REGIÓN DE ARICA Y PARINACOTA
REGIÓN DE TARAPACÁ
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
REGIÓN DE ATACAMA
REGIÓN DE COQUIMBO
REGIÓN DE VALPARAÍSO
REGIÓN METROPOLITANA DE SANTIAGO
REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL. BERNARDO O’HIGGINS
REGIÓN DE MAGALLANES Y DE LA ANTÁRTICA CHILENA
REGIÓN DEL MAULE
REGIÓN DE ÑUBLE
REGIÓN DEL BIOBÍO
REGIÓN DE LA ARAUCANÍA
REGIÓN DE LOS RÍOS
REGIÓN DE LOS LAGOS
REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO
* CONSIDERA VENTA DE GASOLINA 93,95 Y 97 DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles
188 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
ANEXOS
189
ANEXO 1: PODER CALORÍFICO COMBUSTIBLES
ANEXO 2: REGIONES POR MACROZONA
Combustible Poder Calorífico Bruto Unidad
CARBÓN 7.000 kcal/kgCRUDO 10.860 kcal/kgDIÉSEL 10.900 kcal/kgFUEL OIL 6 10.500 kcal/kgGAS NATURAL 12.356 kcal/kgGASOLINA 11.200 kcal/kgGLP 12.100 kcal/kgIFO 10.500 kcal/kgKEROSENE 11.100 kcal/kg
MACROZONA NORTE
MACROZONA CENTRO
MACROZONA SUR
MACROZONA SUR AUSTRAL
ARICA Y PARINACOTA
TARAPACÁ
ANTOFAGASTA
ATACAMA
COQUIMBO
VALPARAÍSO
METROPOLITANA O’HIGGINS
MAULE
ARAUCANÍA
LOS LAGOS
AYSÉN
MAGALLANES
ÑUBLEBIOBÍO
LOS RÍOS
190 ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019
$ Pesos chilenosATD Área Típica de Distribuciónbbl BarrilBlockchain Certificado ID Link al Hash de certificaciónBtu British Thermal UnitCDAT Costo de Distribución de Alta Tensión CDBT Costo de Distribución de Baja TensiónCEC Cooperativa Eléctrica CuricóCGED Compañía Eléctrica de Generación DistribuciónCNE Comisión Nacional de EnergíaEEC Empresas Eléctricas de ChileEEPA Empresa Eléctrica de Puente AltoERNC Energía Renovable No ConvencionalGNL Gas Natural LicuadoGWh Giga Watt Horahm3 Hectómetros CúbicosIPC Índice de Precios al Consumidorkg kilogramokV kilo-voltkW kilowattkWh kilowatt-horaLGSE Ley General de Servicios EléctricosM Milesm.s.n.m. Metros Sobre el Nivel del MarMM Millonesmm MilímetrosMVA Mega Volt AmpereMW Mega WattOCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo EconómicoPe Precio Equivalente EnergíaPMM Precio Medio de MercadoPMON Precio MonómicoPNE Precio Nudo de EnergíaPNP Precio Nudo de PotenciaPp Precio Equivalente PotenciaPPI Producer Price IndexRCA Resolución de Calificación AmbientalS/E SubestaciónSIC Sistema Interconectado CentralSING Sistema Interconectado Norte GrandeSSMM Sistemas MedianosTCAC Tasa de Crecimiento Anual CompuestoTcal TeracaloríasTCMC Tasa de Crecimiento Mensual CompuestoTon ToneladasUSD Dólar ObservadoVAD Valor Agregado de Distribución
GLOSARIO
Anuario Estadístico de Energía 2019
Una publicación de la Comisión Nacional de Energía Chile
Unidad de Información, Estadísticas y Participación Ciudadana:Kiumarz Goharriz C.
Francisca Giadach C.Gustavo Mora V.
Periodistas:Alejandra Quintanilla T.
Daniela Maldonado P.
Diseño Editorial:Yankovic.net
ANUARIOESTADÍSTICO
DE ENERGÍA2019
MINISTERIO DE ENERGÍA
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
GOBIERNO DE CHILE
WWW.CNE.CL
AVENIDA LIBERTADOR BERNARDO O’HIGGINS 1449,
EDIFICIO SANTIAGO DOWNTOWN, TORRE 4, PISO 13,
SANTIAGO CENTRO.
TELÉFONO: +56 22 797 2600
Maps