ANUARIO ESTADÍSTICO DE ENERGÍA 2019

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

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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

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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.


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

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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


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.

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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: [email protected]

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


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.

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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.


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.


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


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


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


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.


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.


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


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.


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255025/idh-vs-energia-primaria-per-capita/

https://etherscan.io/tx/0x41f10ef7168170e9cbba60c806a624b74303dfb5c479d47d5facd736419dc090



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



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255023/consumo-energia-primaria/

https://etherscan.io/tx/0x517c90779914cc2693ccc938250e50c7328367decf16c144e09de2b2fa057b89


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.


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182008


10%

9%

8%

7%

6%

5%

4%

3%

2%

1%

0%

** Fuentes de energía consideradas: eólica, geotérmica, solar, biomasa y residuos.


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255023/consumo-energia-primaria/

https://etherscan.io/tx/0x517c90779914cc2693ccc938250e50c7328367decf16c144e09de2b2fa057b89


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


02

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/254997/indice-de-precios-al-consumidor-ano-base-2018/

https://etherscan.io/tx/0xea5ea69893bd6d82dd397697d879d8b9b1f1260d8788c508c11c51c36740f270


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/241256/inversiones-por-region/

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255044/composicion-canasta-de-ipc-energia/

https://etherscan.io/tx/0x6a6b189e71f2a98f3eee5324d439ba77c2c3706ce77f7624be3f03cf7f0addd3

https://etherscan.io/tx/0x2d77ad98ef1f666c8f7fb327798cdf6cd1c7db78d11f1b4b77b414d6e85b6ed5


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255001/indicadores-monetarios-anuales/

https://etherscan.io/tx/0xbd807c47889d03f4d25fda1b6e67d1fd412ca0e83a9bcd884fc2dac56be8c0b7


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255001/indicadores-monetarios-anuales/

https://etherscan.io/tx/0xbd807c47889d03f4d25fda1b6e67d1fd412ca0e83a9bcd884fc2dac56be8c0b7


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.


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255027/proyectos-de-generacion-en-etapa-de-construccion-historico/

https://etherscan.io/tx/0x36c1f1c444598608141d2c8bcf275fb1f63e75be85b99b30bfa85865a88b8f6a

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.


CANDELARIA SOLAR CANDELARIA SOLAR SPA SOLAR FOTOVOLTAICA ERNC 3 REGIÓN DEL LIBERTADOR GRAL.


PMGD AROMOS ALTO CAUTÍN SPA PETRÓLEO DIÉSEL TERMOELÉCTRICA 3 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA FEB-2020

PLANTA FV PITOTOY FOTOVOLTAICA ALERCE SPA



PMGD QUELTEHUE SOLAR FOTOVOLTAICA EL MANZANAR SPA



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



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


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


CONTINUACIÓN TABLA 1 DETALLE DE LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DECLARADOS EN CONSTRUCCIÓN EN 2019

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255026/proyectos-de-generacion-declarados-en-construccion-historico/

https://etherscan.io/tx/0xcc3dd8832488a74c9a19dcc315f7a35d4f9410fc639946564aeb63809f227a2c


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.


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255028/proyectos-de-transmision-en-etapa-de-construccion-historico/

https://etherscan.io/tx/0x7cc21af714a178d3509c6cf6da66b745cea88f9fb2c680835e3c7244da64e277

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





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



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.


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.


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.


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




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.


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.


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.


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.


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.


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





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.





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.




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.





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.




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


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255082/capacidad-instalada-de-generacion-bruta-historica/

https://etherscan.io/tx/0x978fdef98fa8c18a99645d9b184537c7dd05ec22b7dd12a7897e042f1602a25c


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/240266/capacidad-instalada-de-generacion-total-en-chile/

https://etherscan.io/tx/0x87e887711ddcd92b913c867d6d6d29a50d3313200457a09d66ffd5fe91016a77

51SECTOR ELÉCTRICO

GRÁFICO 7EVOLUCIÓN DEMANDA MÁXIMA SOBRE CAPACIDAD INSTALADA


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%

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255083/demanda-maxima-sobre-capacidad-instalada-historico/

https://etherscan.io/tx/0x3665c9e067be2d87352b3e28b91c355f8ba1e01d80383f065528f782a8c6e8e4


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.


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%

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/240266/capacidad-instalada-de-generacion-total-en-chile/

https://etherscan.io/tx/0x87e887711ddcd92b913c867d6d6d29a50d3313200457a09d66ffd5fe91016a77

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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255045/capacidad-instalada-de-transmision/

https://etherscan.io/tx/0xeaad4d0c9b1a693c6523d601491bb094f789618854088ec2ac14453917d4463d




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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/246084/generacion-bruta-mensual-sen/

https://etherscan.io/tx/0x9e40d2e386e90305a982760c9bc37787162b4e7ce861ec84be8f95ef1707d1ba

55SECTOR ELÉCTRICO


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/246084/generacion-bruta-mensual-sen/

https://etherscan.io/tx/0x9e40d2e386e90305a982760c9bc37787162b4e7ce861ec84be8f95ef1707d1ba


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


SOLAR FOTOVOLTAICABIOMASA

HIDRÁULICA

EÓLICA

GEOTÉRMICA

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/92666/cumplimento-de-ley-ernc-20257/

https://etherscan.io/tx/0x2c46598ba1136f602da5bcda17f936abaf30cb270d1bd0b177822c63314ad0ca


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


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%

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251699/retiros-de-energia-electrica-en-mwh/

https://etherscan.io/tx/0xe92120fd4f7eb341a6543707024db9a1421d00cfe109b13230fa3e7e4ae56947

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%


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251663/proyeccion-de-demanda-en-gwh/

https://etherscan.io/tx/0x565262d9b1400eef25bcba32345c01b023aa2418e1a9e5670ad1fe0e4cd6c96d


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

https://etherscan.io/tx/0x1880efed1349f2ea04eb596d34e8c99af10c105b583014412bdbc306d9c3df1e

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/227656/cotas-volumenes-y-energia-estimada-por-embalse/

61SECTOR ELÉCTRICO

EVOLUCIÓN EMBALSE MACHICURA

EVOLUCIÓN EMBALSE MAULE

0,2% 0,7% 0,07%2018 2009 TCAC

1.303COTA

MÍNIMACOTA


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


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


2.152 m.s.n.m.

2.180m.s.n.m.

1.416 hm3


0,0% 0,1% 0,01%2017 2008 TCAC

508COTA

MÍNIMACOTA


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


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


692 m.s.n.m.

725m.s.n.m.

800 hm3

63SECTOR ELÉCTRICO

0,0% -0.3% -0,03%2018 2009 TCAC

102COTA

MÍNIMACOTA


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


639,5 m.s.n.m.

648m.s.n.m.

33 hm3


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

https://etherscan.io/tx/0x5b8733406c6860a1be832d29f1f805a93be64bdd0a2a37b7e8b176d8fee69124

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251682/estadisticas-pluviometricas/

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


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


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


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/245613/costo-marginal-diario-barra-crucero/

https://etherscan.io/tx/0x95988074bcf7831c5917ea81446d6c99d65e7077ab195bca0a77bb7fe5fa4478

69SECTOR ELÉCTRICO

10


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


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/242464/evolucion-de-precio-nudo-corto-plazo-energia-y-potencia/

https://etherscan.io/tx/0x14bab0ba1051aee9af42138cc378ea8a2db20e8825a51ef67346d3e23c9c3a3b


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


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



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/242464/evolucion-de-precio-nudo-corto-plazo-energia-y-potencia/

https://etherscan.io/tx/0x14bab0ba1051aee9af42138cc378ea8a2db20e8825a51ef67346d3e23c9c3a3b

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



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/244918/precio-medio-de-mercado-sen/

https://etherscan.io/tx/0x8721a029136b3a5bb886efdef89b17c890081dcf56d6b739501d6c0b941d56e3


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



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251634/precio-nudo-promedio/

https://etherscan.io/tx/0xbd0d43f58aeb460c1ed48951b0090bb131b284bb4567fbcd17a9b0c8ca8bca2d

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



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251634/precio-nudo-promedio/

https://etherscan.io/tx/0xbd0d43f58aeb460c1ed48951b0090bb131b284bb4567fbcd17a9b0c8ca8bca2d


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


135

125

115

105

95

85

75

65

AYSÉNGENERAL CARRERA

PALENA



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255009/precios-nudo-sistemas-medianos-indexacion-bianual/

https://etherscan.io/tx/0x0d1b2ba8d6088241a896cdb912f0edc9413114ede79c38498925bedf3679b9fb


GRÁFICO 26EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE PUNTA ARENAS-TRES PUENTES-PUERTO NATALES-PORVENIR $/kWh

GRÁFICO 27EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE PUERTO WILLIAMS EN $/kWh



85

80

75

70

65

60

55

260

250

240

230

220

210

200

TRES PUENTESPTA. ARENAS

PT0. WILLIAMS

PTO NATALES PORVENIR



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255009/precios-nudo-sistemas-medianos-indexacion-bianual/

https://etherscan.io/tx/0x0d1b2ba8d6088241a896cdb912f0edc9413114ede79c38498925bedf3679b9fb

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%


MONÓMICO TRES PUENTES

86 4,4% 41% 8,9%


MONÓMICO PTO. NATALES

72 4,4% 1,8% 0,5%


MONÓMICO PORVENIR

78 4,1% 12% 2,9%


MONÓMICO PTA. ARENAS

75 4,4% 22% 5,1%



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


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)



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255047/parametros-del-vad/

https://etherscan.io/tx/0x6e2c6822468e3ea4a5ae64b4aaf52078b5adf24104752270b349f0b5fba46bb8

81SECTOR ELÉCTRICO

GRÁFICO 29EVOLUCIÓN MENSUAL DEL INDEXADOR DE CDBT POR ÁREA TÍPICA



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251698/valor-agregado-de-distribucion/

https://etherscan.io/tx/0x193b9a51b11d3fd46772c0701116841c1fe4a0ba9cb97e6f9c9b1b7af7706077


GRÁFICO 30EVOLUCIÓN MENSUAL DEL INDEXADOR DE CDAT POR ÁREA TÍPICA


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251698/valor-agregado-de-distribucion/

https://etherscan.io/tx/0x193b9a51b11d3fd46772c0701116841c1fe4a0ba9cb97e6f9c9b1b7af7706077

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



http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251693/promedio-anual-de-la-cuenta-tipo/

https://etherscan.io/tx/0x50239f4ee8f12f73188223dda7a7dbd18359d0603ae4965116516d055afd5577



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


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%

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255048/composicion-cuenta-tipo/

https://etherscan.io/tx/0xd2b5fbbbe5709d240c9feeaa3844864e0c4c81f93b83c177990b5c2dcaa88cfe

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


16

13%

27%

60%

* System Average Interruption Duration Index (SAIDI) o Tiempo Total Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado

https://www.sec.cl/wpfd_file/page/?_pageid=33%2C6788098%2C33_6898793&_dad=portal&_schema=PORTAL

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251842/calidad-del-servicio-saidi-anual-nacional/

https://etherscan.io/tx/0x33232755dafc720a489ab2a5682cb95966ff2cc6d9be18af1a68e25db7b155b3


SAIDI REGIONAL SEGÚN CAUSA EN HORAS DE INTERRUPCIÓN PROMEDIO POR CLIENTES

INTERNA EXTERNA FUERZA MAYOR


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%


13% 22%




REGIÓN DE ATACAMA

REGIÓN DE COQUIMBO



REGIÓN DE O’HIGGINS

REGIÓN DEL MAULE

REGIÓN DE ÑUBLE

REGIÓN DEL BIOBÍO




REGIÓN AISÉN


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/252848/calidad-del-servicio-saidi-anual-regional/

https://etherscan.io/tx/0xa695a6cc01ef40f40c6233c81a8d2b3f1abdb4cd1f06a1712c401273b0a0324b

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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/235587/generacion-distribuida-instalaciones-declaradas/

https://etherscan.io/tx/0xd82345b84914752e5f21019d6e6158471faa3a7ecae991cdbadd73dabcfda8d6


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/235587/generacion-distribuida-instalaciones-declaradas/

https://etherscan.io/tx/0xd82345b84914752e5f21019d6e6158471faa3a7ecae991cdbadd73dabcfda8d6

89SECTOR ELÉCTRICO


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.


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%


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



2,5

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/235785/precio-gas-natural-henry-hub/

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/235784/precio-carbon-termico-eq-7000-kcalkg/

https://etherscan.io/tx/0x269120e4969a511e6dd4906891220f12867867022f25786114ce3de61ef61abc

https://etherscan.io/tx/0x8f9e6ac24e44e17a79fce8ddbf47e88c06a4accfda4947e449f73f13b04460d0


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/235783/precio-petroleo-brent/

https://etherscan.io/tx/0xd600243f7c13f278726230001e2506eef9b4cc14c063e368c68e7b49f4760b22

https://etherscan.io/tx/0x9f5a41d1d7e54b59c9fba1364c83f339bee649570b44140d1b1328fc0082359d


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255016/resumen-importaciones-exportaciones-de-combustibles/

https://etherscan.io/tx/0xaf4869e67a7ac6d107f0f375fba21a8e4ddba14dd843aa0bea56fddee543f734


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




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



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255017/resumen-importaciones-exportaciones-de-combustibles-por-pais/

https://etherscan.io/tx/0x0ea4ef9d5c387cf584e2343753d1ec76c863bd6bd19b12e8548aabcf91a83eda


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




DETALLE DE LAS EXPORTACIONES REALIZADAS POR PAÍS DE DESTINO EN Tcal

ARGENTINA BOLIVIA KENIAPERÚ

CHINA

MOZAMBIQUEESTADOS UNIDOS

ARGENTINA BOLIVIA KENIAPANAMÁPANAMÁ

CHINA

BAHAMAS



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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255017/resumen-importaciones-exportaciones-de-combustibles-por-pais/

https://etherscan.io/tx/0x0ea4ef9d5c387cf584e2343753d1ec76c863bd6bd19b12e8548aabcf91a83eda


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%


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


https://etherscan.io/tx/0xdbce17a5c93d9ae56912552654518192ccf336f159eb5f46a9950254596e4833

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251659/recepcion-y-refinacion-de-petroleo-enap/


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


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


Principales instalaciones: • Refinería y Terminal Multiboyas de Gregorio • Planta de combustibles y patio de carga en

Cabo Negro



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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251635/numero-de-barcos-de-gnl-recibidos/

https://etherscan.io/tx/0xc65d2a6161801bc8bfa8032badf08942b757b1984aa4b284298ad3b4ac8d2b7a


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251636/entrega-de-gn-por-gasoducto-mm-m3/

https://etherscan.io/tx/0x43a6f82af23c8eaddf2f7ac1892839d6d9f627adbe78a2e1aa7ed45d71c05d70


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251637/entregas-de-gnl-en-camiones-cisterna-mm3/

https://etherscan.io/tx/0x65b7a7fb88ff5dd707ae7d9041fa3ea6714642808186de13e7afb174f48db766


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.


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/93377/ventas-mensuales-de-combustibles-derivados-del-petroleo/

https://etherscan.io/tx/0x8f06d20c7f1a71e587b8ed0cd57a0ce818959c9e4ca0120fbaec611f70810199


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


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/113250/inventario-de-combustibles-liquidos/

https://etherscan.io/tx/0xdb8a73a62b008da4137ee47ef1ec150d526273ca85b18a40ac0758fba5e38aa3


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


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

http://www.bencinaenlinea.cl

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/242619/precios-nacionales-de-combustibles-liquidos/

https://etherscan.io/tx/0x3e4521955d35b85c0c558999b1f468bbc03415406e7c73eb71a6374eef40d4d7


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



PRECIO MÍNIMO

PRECIO MÁXIMO


PRECIO MÍNIMO

PRECIO MÁXIMO




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


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


PRECIO MÍNIMO

PRECIO MÁXIMO


PRECIO MÍNIMO

PRECIO MÁXIMO




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


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


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


VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO MAGALLANES

VARIACIÓN 2019 EVOLUCIÓN DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DE LA GASOLINA 93 EN $/LITRO


-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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251234/margen-bruto-nominal-mensual-de-combustibles/

https://etherscan.io/tx/0xed2e539a806c80620a0966b9ff486eefef72b3de26d3e9b78a7d5705fed84d3d


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


VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO

VARIACIÓN 2019 DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL KEROSENE DOMÉSTICO EN $/LITRO


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


MAULE BÍO BÍO

177 167

170 186





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


VALPARAÍSO O’HIGGINS MAULE BÍO BÍO MAGALLANES

VARIACIÓN 2019 DEL MARGEN BRUTO PROMEDIO DEL PETRÓLEO DIÉSEL EN $/LITRO


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


MAULE BÍO BÍO MAGALLANES

61 91

58 90 64





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


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


ZONA CENTRO

-1,9% 59% 4,7%2018 2009 TCAC

18.194

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/242618/precios-nacionales-de-gas-licuado-petroleo/

https://etherscan.io/tx/0x25a6490a75b1afa272c0a6f22692efde4c7854b2fa0bfdf419c3cffde5c55177


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


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/242618/precios-nacionales-de-gas-licuado-petroleo/

https://etherscan.io/tx/0x25a6490a75b1afa272c0a6f22692efde4c7854b2fa0bfdf419c3cffde5c55177


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 DEL BIOBÍO



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


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


4% 54% 4,4%2018 2009 TCAC

22.932


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/112446/precios-nacionales-de-gas-por-redes-concesionadas/



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 DEL BIOBÍO



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


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


15% 74% 5,7%2018 2009 TCAC


16% 85% 6,4%2018 2009 TCAC


2,5% 27% 2,4%2018 2009 TCAC

6.981





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 DEL BIOBÍO



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


36% X2,1 7,8%2018 2009 TCAC


11% 49% 4,1%2018 2009 TCAC

125.471REGIÓN METROPOLITANA

4,0% 40% 3,4%2018 2009 TCAC


14% 59% 4,7%2018 2009 TCAC


16% 85% 6,4%2018 2009 TCAC


2,5% 26% 2,4%2018 2009 TCAC

12.171





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.


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255172/proyectos-ingresados-al-seia-historico-a-dic-2019/

https://etherscan.io/tx/0xd50ea1f445d133385f3b12feeacf9ba4d72674249bb7c8f3156f1c8548986c83


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]





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.


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255172/proyectos-ingresados-al-seia-historico-dic-2019/



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


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





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


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





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


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





GRÁFICO 9COMPOSICIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN CON RCA APROBADA DURANTE 2019


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





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


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

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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

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http://bcn.cl/1vov5

http://bcn.cl/1uyd9

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http://bcn.cl/1uw25

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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

http://bcn.cl/1v0bx

http://bcn.cl/1uyc4

http://bcn.cl/1vm95

http://bcn.cl/1w9b2

http://bcn.cl/1wo3a

http://bcn.cl/1zjnz


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

http://bcn.cl/26rm3

http://bcn.cl/27szk

http://bcn.cl/2c03i

http://bcn.cl/2cllt


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

http://bcn.cl/28vz4

https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1129417&idParte=

http://bcn.cl/293mu

http://bcn.cl/2a8kg

http://bcn.cl/29w6b

http://bcn.cl/2am0u

http://bcn.cl/2a8w4

http://bcn.cl/2am0c

http://bcn.cl/2am12


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

http://bcn.cl/2akz9

http://bcn.cl/2aya5

http://bcn.cl/2avwd

http://bcn.cl/2aya7

http://bcn.cl/2avwb

http://bcn.cl/2bcst

http://bcn.cl/2baom

http://bcn.cl/2b7rs

http://bcn.cl/2baot

http://bcn.cl/2bo6y


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

http://bcn.cl/2c263

http://bcn.cl/2c25t

http://bcn.cl/2c03i

http://bcn.cl/2cfa5

http://bcn.cl/2cerf

http://bcn.cl/2coxs

http://bcn.cl/2cox1

http://bcn.cl/2clqt

http://bcn.cl/2cllt

http://bcn.cl/2cowt

http://bcn.cl/2cowf

http://bcn.cl/2cq01


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

https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_Ex_CNE_6_2019.pdf












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




https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_Ex_CNE_170_2019.PDF











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















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














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















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













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












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













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














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



http://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_Ex_CNE_399_2019.pdf










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









https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_Ext_464_2019.pdf




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















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

https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res-Ex-511-2019.pdf













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










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












https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_EX_CNE_688_2019.pdf


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


https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2019/12/Res_EX_CNE_694_2019.pdf




https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2019/12/Res_EX_CNE_702_2019.pdf








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















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


https://www.cne.cl/archivos_bajar/Res_EX_CNE_746_2019.PDF










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














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











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

https://www.panelexpertos.cl/discrepancias/tramitadas/















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.


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


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/251668/oferta-total-de-energia-primaria/

https://etherscan.io/tx/0x73c7e5f4b7179d589c9bf45ddba98090daa973fe93b13fedae1c705bf1b125ee


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


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


256.630 250.981 242.126 252.498 261.216 278.177 276.811 276.772 282.301 288.901

301.168


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/241850/bne-consumo-sectorial/

https://etherscan.io/tx/0x1d3ff6612207f980a90180886817d27d624c6f2c13da2432a0629d25dc5ff5b5


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


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



GRÁFICO 5COMPOSICIÓN DEL CONSUMO FINAL POR SECTOR EN Tcal


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


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




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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255018/intensidad-energetica/

https://etherscan.io/tx/0xaaf7cd4f15d2a20e4f6e59f1820c372e8765cc27b29bf4cf5eb3ef71cc07e392


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


VARIACIÓN 2018 INDEPENDENCIA ENERGÉTICA

7,0% -8,4% -0,9%2017 2008 TCAC

35%

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255019/independencia-energetica/

https://etherscan.io/tx/0x4046b87d4ef40f49966822b48fff12d31f9f6c8923adf60883e21cdbe7f54fe0


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


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


11.544

7.900

16.822

2.120

9.452

REGIÓN DEL MAULE

REGIÓN DE ÑUBLE

REGIÓN DEL BIOBÍO




REGIÓN AYSÉN DEL GRAL.CARLOS IBÁÑEZ DEL CAMPO


http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/236065/bne-consumos-regionales-de-energia/

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/236065/bne-consumos-regionales-de-energia/



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%


CONSUMO NO ENERGÉTICO - INDUSTRIAL

SECTOR COMERCIAL, PÚBLICO Y RESIDENCIAL


SECTOR TRANSPORTE

SECTOR INDUSTRIAL Y MINERO




Blockchain Certificado IDFuente: Balance Nacional de Energía-Ministerio de Energía

GRÁFICO 9DISTRIBUCIÓN REGIONAL DEL CONSUMO FINAL SEGÚN ENERGÉTICOS

PETRÓLEO DIÉSELCARBÓN Y SUS 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




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.


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)

https://etherscan.io/tx/0xd788b8098eb72bece2f46b2cf258b676800a2d797b790d2e7ec4bf9febfa8cb1

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255020/emisiones-gei-sector-energia-por-subsector/


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)

https://etherscan.io/tx/0x8321ab70be3c38d3ec98c7c30152d753b5be39e1e7f1d51f1071ed80523ac009

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255021/emisiones-gei-sector-energia-por-combustible/


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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255022/intensidad-de-emisiones-gei/

https://etherscan.io/tx/0xae4b766487a6e82b535da3f2b9550f5a34612e28fa0c34dc9a8e245f0d4c85d7


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

https://portal.sma.gob.cl/index.php/portal-regulados/instructivos-y-guias/impuestos-verdes/

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/245974/factor-de-emision-promedio-mensual/

https://etherscan.io/tx/0x13ad96d747196e2d631ae042b722694f9395d38a02901f98eca7bf25b36416f9


-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

http://datos.energiaabierta.cl/dataviews/255029/mitigaciones-de-emisiones-gei/

https://etherscan.io/tx/0xb854628aa90d0b25700a0b98ad911e8f65ff2f20f0168244f5cf9c9fdd6075d4


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.


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 ATACAMA

REGIÓN DE COQUIMBO


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





Fuente SAIDI: Superintendencia de Electricidad y Combustibles

Fuente CUENTA TIPO Y CONSUMO ELÉCTRICO: Comisión Nacional de Energía


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 ATACAMA

REGIÓN DE COQUIMBO





REGIÓN DEL MAULE

REGIÓN DE ÑUBLE

REGIÓN DEL BIOBÍO





*A ENERO 2020

Fuente CAP. INSTALADA: Coordinador Eléctrico Nacional

Fuente GENERACIÓN Y PROYECTOS: Comisión Nacional de Energía


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 ATACAMA

REGIÓN DE COQUIMBO





REGIÓN DEL MAULE

REGIÓN DE ÑUBLE

REGIÓN DEL BIOBÍO







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 ATACAMA

REGIÓN DE COQUIMBO





REGIÓN DEL MAULE

REGIÓN DE ÑUBLE

REGIÓN DEL BIOBÍO





* CONSIDERA VENTA DE GASOLINA 93,95 Y 97 DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS



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


$ 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

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