Boletín del Mercado Eléctrico - El Mostrador

Diciembre 2015

Boletín del Mercado Eléctrico

SECTOR GENERACIÓN

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

Diciembre 2015

Este Boletín se ha confeccionado los primeros días de diciembre de 2015, con el objetivo de informar los antecedentes resultantes del Sector Generación al mes de noviembre 2015.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados operacionales del mes de noviembre 2015. No obstante, algunos antecedentes incluidos en este Boletín no corresponden necesariamente a dicho mes.

La información contenida en este Boletín corresponde a la que se encuentra disponible a su fecha de emisión.


Diciembre 2015

Editorial

LA POLÍTICA ENERGÉTICA DE LARGO PLAZO

La Asociación de Generadoras de Chile valora el compromiso que ha adoptado el Gobierno de enfrentar los desafíos que el país tiene en materia de energía. Es así como a través del Ministerio de Energía, se confeccionó la "Agenda de Energía", que contiene un diagnóstico acertado y compartido, en donde, entre otros, se estableció la necesidad de desarrollar una "Política Energética de Largo Plazo" (la "Política") participativa y compartida, instrumento fundamental para el desarrollo armónico de una energía más sostenible, confiable y competitiva y que sea coherente con las necesidades de desarrollo del país y las expectativas de su población. Con este último fin, el ministerio desarrolló entre agosto 2014 y septiembre 2015 la iniciativa "Energía 2050", el cual mediante un proceso participativo y descentralizado, logró capturar una visión consensuada de lo que el país aspira en términos de desarrollo energético hacia el año 2050. Mediante la "Hoja de Ruta 2050" esta iniciativa plasmó dicha visión, las brechas identificadas, y las iniciativas que harían posible alcanzarla. "Energía 2050" ha sido disruptiva tanto por su planificación y ejecución, método de trabajo y grado de participación, y dado sus buenos resultados es altamente conveniente mantener instancias periódicas similares en el futuro. De igual manera es igualmente beneficioso extender el esquema de esta iniciativa a la discusión de otras políticas que lo ameriten, como por ejemplo a una Política de Recursos Hídricos de Largo Plazo. La "Hoja de Ruta 2050" resulta finalmente en el insumo principal para la redacción de la Política. Considerando esto último, la Asociación de Generadoras considera que la "Política" recoge de la "Hoja de Ruta 2050" la opinión consensuada sobre la visión de futuro del sector energético chileno al que aspira la sociedad chilena, así como también las propuestas de iniciativas relevantes para que el desarrollo del sector energía, y de la energía eléctrica en particular, sea coherente con la visión de futuro adoptada. Sin embargo, creemos que la "Política" debe incorporar además otros aspectos y/o definiciones complementarias que viabilicen de mejor manera el desarrollo de todas las iniciativas que se plantean, para el logro efectivo de la visión de país que todos queremos en el ámbito de la provisión y consumo de energía eléctrica. Con el objetivo de asegurar el desarrollo de políticas públicas que reflejen la continuidad y cumplimiento de los lineamientos de la "política", la Asociación de Generadoras propone incluir algunos elementos institucionales que contribuyan a la sustentabilidad de largo plazo de la política energética:

x Institucionalizar el proceso de definición y revisión de la "Política" e instaurar los organismos necesarios para velar por su cumplimiento y la sustentabilidad de largo plazo.

x Independizar la institucionalidad regulatoria en energía del ciclo político, de manera se asegurar la continuidad en el tiempo de la "Política", propendiendo a una Comisión Nacional de Energía "autónoma".

En otro ámbito de consideraciones, creemos necesario extender algunos planteamientos claves para el logro de los objetivos integrados en la visión, tales como: x Para el adecuado desarrollo del potencial hidroeléctrico, es

necesario el diseño de una política de largo plazo amplia y participativa en recursos hídricos. Esto surge como una necesidad imperiosa para alcanzar el 70% de energía renovable en la matriz eléctrica que propone la "Política".

x En el sector de transporte, y de modo de contribuir a la reducción de emisiones de contaminantes locales y globales, consideramos relevante promover el uso masivo de tecnología eléctrica (o en su defecto de menores emisiones y más eficiente) a nivel de transporte público. Para el caso del transporte privado, la "Política" debiera definir mecanismos que faciliten la adopción de tecnología eléctrica o de mayor eficiencia y menores emisiones.

x Apuntando específicamente a nuestros compromisos frente al fenómeno del Cambio Climático, la "Política" debe entregar señales que permitan implantar acciones complementarias o sustentadoras a aquellas en el ámbito de la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero que se podrán definir a través de otras instancias. Así por ejemplo, esta "Política" debiera al menos mencionar las intenciones de avanzar en: � un mercado eficiente de CO2eq que considere todos los

sectores del país que son emisores de GEI, e incorpore alternativas de compensación de emisiones.

� un mayor uso de la electricidad en los sectores residenciales, comerciales, público, industriales, mineros y transporte. En su defecto, en el uso de tecnología o insumos más eficientes y menos contaminantes.

En síntesis, la Asociación de Generadoras considera la propuesta de "Política Energética de Largo Plazo" tanto por su proceso como por su resultado, un forma moderna y necesaria de hacer políticas públicas, y espera que continúe enriqueciéndose con estas y otras propuestas hacia el futuro, y así lograr que Chile siga contando con energía sustentable, confiable y competitiva.

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE


Diciembre 2015

Contenido Editorial ........................................................................................................................................................................................ 3

Destacados .................................................................................................................................................................................. 5

Capacidad instalada ..................................................................................................................................................................... 6

Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................... 7

Centrales de generación en pruebas ........................................................................................................................................... 8

Demanda máxima y mínima ......................................................................................................................................................... 9

Generación bruta ....................................................................................................................................................................... 10

Participación de generadores ..................................................................................................................................................... 11

Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 12

Energías Renovables ................................................................................................................................................................. 13

Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 13

Capacidad Instalada de ERNC .............................................................................................................................................. 14

Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 15

Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 15

Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 16

Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 17

Pronóstico de Deshielos............................................................................................................................................................. 18

Proyectos de generación en el SEIA .......................................................................................................................................... 19


Diciembre 2015

Destacados

x Al mes de septiembre 2015, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 15.803,4 MW y la del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 4.143,7 MW. En conjunto se encuentran instalados 19.947,1 MW de potencia, correspondientes a un 60,5% de origen térmico, un 32,3% de origen hídrico, un 4,5% de origen eólico y un 2,7% de origen solar.

x En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.376,1 MW y 2.465,1 MW, respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.252,7 MW y 2.019,8 MW para cada sistema.

x En octubre 2015, la energía generada en el SIC llegó a los 4.338 GWh proveniendo en un 24% de generación térmica, 68,8% de hídrica, 4,5% de eólica y 2,7% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.581 GWh de energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 5.919 GWh, lo que representa una disminución del 2,8% respecto al mes anterior y de un aumento de un 1,5% respecto del mismo mes del año 2014. A la fecha en el año 2015 se han generado 65.470 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y Magallanes, que aportan menos del 1% a la generación de energía eléctrica).

x Respecto a las ventas a clientes, en octubre 2015 se alcanzó un consumo de 3.050 GWh en clientes regulados y 2.598 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.647 GWh de energía entre el SIC y el SING, que corresponde a un aumento del 5,9% respecto al mes anterior y a un aumento del 2,6% respecto del mismo mes del año 2014.

x En noviembre 2015, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 38,0 US$/MWh y el del SING de 72,7 US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del 5,8% y 26,3% respectivamente. El promedio del año 2015 para el SIC hasta la fecha ha sido de 92,7 US$/MWh y en el SING 57,0 US$/MWh; el promedio ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 83,4 US$/MWh a lo que va del año. Por su parte el Precio Medio de Mercado en el mes de noviembre 2015 se sitúa en el SIC en 88,0 US$/MWh y en el SING en 83,5 US$/MWh. La última fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo correspondiente a octubre de 2015 entregó precios de nudo de corto plazo de energía de 70,63 US$/MWh y 51,03 US$/MWh para el SIC y SING respectivamente (Ambos ajustados por banda de precio).

x Durante el mes de octubre 2015, al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresaron a tramitación 16 proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 851,9 MW, de los cuales 3 proyectos por un total de 350 MW no fueron admitidos a tramitación; en este mes se aprobó 1 proyecto por un total de 9,0 MW.

x Respecto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se encuentran actualmente en operación 2.503 MW de potencia (noviembre 2015), correspondientes al 12,5% de la capacidad instalada a nivel nacional en el mes de septiembre. Además durante el mes de octubre 2015 se reconocieron 622,1 GWh de generación de energía en base a ERNC lo que equivale al 10,5% del total de energía generada en el país el mismo mes y al 19% de la energía afecta a obligación según la Ley ERNC (N° 20.257 y N° 20.698). A la misma fecha mencionada, el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación posee una capacidad instalada de 480,9 MW de energía renovable, de los cuales 231,4 MW corresponden a ERNC de acuerdo a la Ley.


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Capacidad instalada

Al mes de octubre 2015, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.803,4 MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 4.143,7 MW y es en un 97,5% de origen térmico en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 19.947 MW los que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%).

SIC Capacidad [MW] ■ Embalse 4.052,9 ■ Gas Natural 2.776,8 ■ Carbón 2.394,3 ■ Derivados Petróleo 2.447,0 ■ Pasada 2.383,5 ■ Biomasa 492,0 ■ Eólico 814,1 ■ Solar 442,8 Total 15.803,4

SING Capacidad [MW] ■ Gas Natural 1.468,9 ■ Carbón 2.099,7 ■ Fuel Oil 185,5 ■ Diesel 139,6 ■ Eólico 90,0 ■ Diesel + Fuel Oil 40,8 ■ Cogeneración 17,5 ■ Pasada 10,2 ■ Solar 91,6 Total 4.143,7

SIC + SING Capacidad [MW] ■ Gas Natural 4.245,7 ■ Carbón 4.494,0 ■ Embalse 4.052,9 ■ Derivados Petróleo 2.812,9 ■ Pasada 2.393,7 ■ Biomasa 492,0 ■ Eólico 904,1 ■ Cogeneración 17,5 ■ Solar 534,4 Total 19.947,0

Fuentes: CDEC-SIC, CDEC-SING.

25,6%

17,6%

15,2%

15,5%

15,1%

3,1% 5,2% 2,80%

35,4%

50,7%

4,5% 3,4%

2,2% 1,0%

0,4% 0,25% 2,2%

21,3%

22,5%

20,3%

14,1%

12,0%

2,5% 4,5% 0,09% 2,7%


Diciembre 2015

Centrales de generación en construcción

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a noviembre 2015 se encuentran en construcción 4.031 MW, de los cuales 21,1% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20 MW, un 33,8% a centrales termoeléctricas, y el restante 45,1% a centrales de tipo ERNC (solar: 71,0%; eólico: 20,0%; MiniHidro: 6,3%; Cogeneración: 2,7%).

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

#NombreCentral Titular

Categoria Grafico

CapacidadNeta MW

Fecha Estimada Operación

Región Comuna SistemaInversión($US MM)

1 CH Panguipulli Imelsa Hidro 0,35 dic-2015 XIV Panguipulli SIC 12 CH Itata Eléctrica Puntilla Hidro 20 nov-2015 VIII Yungay SIC 503 Central Hidroeléctrica Carilafquén Latin American Power Hidro 19,8 dic-2015 IX Melipeuco SIC 634 Central Hidroeléctrica Malalcahuello Latin American Power Hidro 9,2 dic-2015 IX Melipeuco SIC 305 Central Mulchén Andes Energy & Capital Hidro 2 dic-2015 VIII Mulchén SIC 66 Minicentral Chanleufu Tranleufu/Transoceanic Hidro 6 dic-2015 X Puyehue SIC 187 Minicentral Tarapacá Errázuriz & Asociados Hidro 0,2 dic-2015 RM Isla de Maipo SIC 18 MCH LA MONTAÑA 1 VHC / Imelsa Hidro 3 ene-2016 VII Curico SIC 99 Bioenergías Forestales CMPC Tissue TA Otros ERNC 5 ene-2016 RM Talagante SIC 5

10 Quilapilún Sunedison Solar 110 ene-2016 RM Colina SIC 25611 Bioenergía Molina Bio Energía Molina SpA Otros ERNC 1 ene-2016 VII Molina SIC 712 Carrera Pinto Solar Enel Green Power Solar 97 ene-2016 III Copiapó SIC 22013 Renaico Enel Green Power Eólica 88 ene-2016 IX Renaico SIC 19914 Fotovoltaico Pampa Solar Norte Enel Green Power Solar 80 ene-2016 II Taltal SIC 19015 Optimización Energética Relleno Sanitario Cemarc S.A. Otros ERNC 2,9 feb-2016 VIII Concepción SIC 516 Buenos Aires Enel Green Power Eólica 24 mar-2016 VIII Angol SIC 5417 Proyecto Solar Conejo (Etapa I) Pattern Energy Group Solar 104 mar-2016 II Taltal SIC 28918 GenPac Generadora del Pacífico S.A. Solar 14 mar-2016 III Copiapó SIC 3919 Central Hidroeléctrica El Agrio ANPAC Hidro 2,6 abr-2016 IX Curacautín SIC 820 Minicentral El Gapón Enerbosch Hidro 1,4 abr-2016 VII Rio Claro SIC 521 Minicentral Rio Colorado Enerbosch Hidro 2 abr-2016 X Puerto Montt SIC 722 CH Riñinahue Hidroenergia chile ltda Hidro 1 may-2016 XIV Rio Bueno SIC 523 MC Tranquil RP Global Hidro 3 may-2016 XIV Panguipulli SIC 1124 Parque Solar Los Loros Solaire Direct (Engie) Solar 53 jul-2016 III Tierra Amarilla SIC 12025 CH Río Colorado GPE - Hidroeléctrica Río Colorado S.A.Hidro 15 ago-2016 VII San Clemente SIC 6026 El Romero Solar Acciona Solar 196 sep-2016 III Vallenar SIC 45027 Convento Viejo Besalco-Brotec-Belfi Hidro 16 dic-2016 VI Chimbarongo SIC 2528 CH Dos Valles ANPAC Hidro 3 dic-2016 VI San Fernando SIC 1129 Pequeña CH de Pasada Blanco Aaktei Energia SPA Hidro 2,5 dic-2016 VIII Alto Bío Bío SIC 930 MiniCH Cumpeo Icafal Hidro 5,5 dic-2016 VII Molina SIC 1531 CH Montaña 2 VHC Hidro 1,1 dic-2016 VII Curicó SIC 432 San Juan de Chañaral de Aceituno Latin American Power Eólica 186 dic-2016 III Freirina SIC 40033 Ampliación Parque Eólico San Pedro Transantartic Eólica 65 ene-2017 X Dalcahue SIC 13034 Central Hidroeléctrica La Mina Colbun Hidro 34 feb-2017 VII San Clemente SIC 13035 Ñuble Eléctrica Puntilla Hidro 136 jul-2017 VIII San Fabián de Alico SIC 35036 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 feb-2018 RM San José de Maipo SIC 1.031

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 may-2018 RM San José de Maipo SIC 1.01937 Infraestructura Energética Mejillones U1 E-CL Térmica 375 jun-2018 II Mejillones SIC 1.00038 Central Hidroeléctrica Los Cóndores Endesa Hidro 150 dic-2018 VII San Clemente SIC 66039 Andes Solar AES Gener Solar 21 ene-2016 II Antofagasta SING 5540 Pampa Camarones Etapa 1 E-CL Solar 6 ene-2016 XV Arica / Camarones SING 1241 Fotovoltaico San Pedro VI (Ampliación Jama) RIJN Capital Solar 23,8 feb-2016 II Calama SING 5042 Fotovoltaico San Pedro IV (Pular) RIJN Capital Solar 30 mar-2016 II Calama SING 10543 Fotovoltaico San Pedro I (Paruma) RIJN Capital Solar 17 abr-2016 II Calama SING 5944 Quillagua I Parque Eólico Quillagua Solar 23 mar-2016 II Maria Elena SING 5345 Cochrane U1 AES Gener Térmica 236 may-2016 II Mejillones SING 650

Cochrane U2 AES Gener Térmica 236 oct-2016 II Mejillones SING 65046 Finis Terrae (ex Crucero Oeste) Enel Green Power Solar 160 jun-2016 II Maria Elena SING 35047 Kelar BHP Billiton Térmica 517 oct-2016 II Mejillones SING 40048 Bolero (ex-Laberinto) - Etapa I EDF Solar 42 may-2016 II Sierra Gorda SING 160

Bolero (ex-Laberinto) - Etapa II EDF Solar 104 oct-2016 II Sierra Gorda SING 25049 Concentracion Solar Cerro Dominador Abengoa Solar 110 feb-2017 II Maria Elena SING 1.10050 Cerro Pabellón - Unidad I Enel Green Power/Enap Otros ERNC 20 mar-2017 II Ollague SING 120

Cerro Pabellón - Unidad II Enel Green Power/Enap Otros ERNC 20 mar-2018 II Ollague SING 12051 Atacama I Abengoa Solar 100 feb-2016 II Maria Elena SING 200

4.031 11.224

PROYECTOS EN CONSTRUCCION UGP - NOV 2015


Diciembre 2015

Centrales de generación en pruebas

Para el mes de octubre 2015, las centrales que se encuentran en pruebas en el SIC son las siguientes:

Centrales en Pruebas SIC

Central Tipo Potencia [MW]

El Pilar – Los Amarillos Solar 2,9 CMPC Cordillera Térmica Gas 24 El Paso Hídrico 60 Luz Norte Solar 36

Guacolda U-5 Térmica Carbón 152

Loma Los Colorados Solar 1 Pulelfu U1 Hídrico 4,5 Pulelfu U2 Hídrico 4,5 Diego de Almagro Solar 4 Alto Reinaco Hídrico 1,5 Total 290,4

Para el mes de octubre 2015, las centrales que se encuentran en pruebas en el SING son las siguientes:

Centrales en Pruebas SING

Central Tipo Potencia [MW]

El Águila I Solar 2 Jama Solar 30 La Huayca II Solar 25 Total 57

Fuente: CDEC-SIC

Fuente: CDEC-SING


Diciembre 2015

Demanda máxima y mínima

En el mes de octubre 2015, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.376,1 MW, siendo un 2,8% mayor que la máxima demanda registrada en el mes anterior. Además es un 1,2% superior a la registrada en el mismo mes de 2014.

La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.252,7 MW, siendo un 0,9% mayor que la demanda mínima registrada en el mes anterior. Además es un 0,5% superior a la registrada en el mismo mes de 2014.

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

De igual forma, en el mes de octubre 2015 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.465,1 MW, siendo un 0,4% mayor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además es un 7,8% superior a la registrada en el mismo mes de 2014.

Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 2.019,8 MW, siendo un 7,3% mayor que la demanda mínima registrada en el mes anterior. Además es un 8,2% mayor que la registrada en el mismo mes de 2014.

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

sep-15 oct-14

Máxima 7.577,7 7.376,1 2,8% 1,21%

Mínima 3.853,0 4.252,7 0,9% 1,1%

∆% mesDemanda SIC [MW]

Anual 2015 oct-15

sep-15 oct-14

Máxima 2.465,1 2.465,1 0,4% 7,8%

Mínima 1.073,5 2.019,8 7,3% 8,2%

Anual 2015 oct-15

∆% mesDemanda SING [MW]

Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.


Diciembre 2015

Generación bruta

La generación bruta del SIC durante el mes de noviembre 2015 alcanzó los 4.338 GWh, lo que representa una disminución del 1,7% respecto al mes anterior y un aumento del 0,2% respecto al mismo mes del año 2014.

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

La generación bruta del SING durante el mes de octubre 2015 alcanzó los 1.581 GWh, lo que representa una disminución del 5,8% respecto al mes anterior y un aumento del 5,0% respecto al mismo mes del año 2014.

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

oct-15 nov-14Térmico 24.800 1.041 -36,1% -34,4%Hídrico 21.010 2.985 20,7% 18,4%Eólico 1.649 196 -2,6% 10,9%Solar 865 115 6,3% 166,4%Total 48.325 4.338 -1,7% 0,2%

Generación bruta SIC [GWh]Acumulado

2015 nov-15 ∆% mesFuente



oct-15 nov-14Térmico 16.550 1.513 -6,4% 3,3%Hídrico 64 6 -8,3% 5,4%Eólico 211 21 15,5% -5,3%Solar 320 42 7,9% 187,5%Total 17.146 1.581 -5,8% 5,0%

Generación Bruta SING [GWh]

Fuente Acumulado 2015 nov-15

∆% mes


Diciembre 2015

En conjunto el SIC y el SING durante noviembre 2015 tuvieron una generación de 5.919 GWh de energía lo que representa una disminución de 2,8% respecto al mes anterior y un aumento del 1,5% respecto al mismo mes del año pasado.

Gráfico 5: Generación bruta Total por fuente, últimos 13 meses

Participación de generadores

Con respecto a la generación bruta mensual del SIC, se indican a continuación los porcentajes de participación de las empresas, en el mes de noviembre 2015, que concentran en conjunto más del 80% de la generación total del sistema.

Análogamente para el SING, se indican a continuación los porcentajes de participación de las empresas concentran en conjunto más del 80% de la generación del sistema.

SIC

Empresa Generación bruta [GWh]

Participación [%]

Endesa 898 21% Colbún 801 18% AES Gener 502 12% Pehuenche 442 10% Guacolda 376 9% Pangue 241 6% Tinguiririca 149 3% Pacific Hydro 80 2% Total 3.490 80%

SING

Empresa Generación bruta [GWh]

Participación [%]

E-CL 535 34% Angamos 369 23% Norgener 155 10% Hornitos 111 7% Andina 107 7% Total 1.277 81%

Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING.

oct-15 nov-14Térmico 41.351 2.554 -21,3% -16,3%Hídrico 21.074 2.991 20,6% 18,4%Eólico 1.860 217 -1,1% 9,1%Solar 1.185 157 6,7% 171,7%Total 65.470 5.919 -2,8% 1,5%

Generación bruta SIC + SING [GWh]

Fuente Acumulado 2015 nov-15 ∆% mes


Diciembre 2015

Ventas a clientes

Durante el mes de octubre 2015, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.132 GWh, un 5,5% más que las ventas efectuadas el mes anterior y 0,52% menos que las del mismo mes de 2014.

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

Así mismo, en octubre 2015 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.516 GWh, un 6,7% más que las ventas efectuadas el mes anterior y un 12,0% más que las efectuadas el mismo mes de 2014

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

En conjunto el SIC y el SING presentan un aumento del 5,9% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y un incremento del 2,6% respecto al mismo mes de 2014.


sep-15 oct-14Regulados 28.944 2.892 5,1% 3,0%Libres 12.390 1.239 6,5% -7,9%Total 41.334 4.132 5,5% -0,52%

Ventas SIC [GWh]

Tipo cliente Acumulado 2015 oct-15

∆% mes

sep-15 oct-14Regulados 1.491 158 5,8% 2,5%Libres 12.515 1.358 6,9% 13,2%Total 14.007 1.516 6,7% 12,0%

Ventas SING [GWh]

Tipo cliente Acumulado 2015 oct-15 ∆% mes

sep-15 oct-14Regulados 30.435 3.050 5,2% 3,0%Libres 24.906 2.598 6,7% 2,0%Total 55.341 5.647 5,9% 2,6%

Ventas SIC + SING [GWh]

Tipo cliente Acumulado 2015 oct-15 ∆% mes


Diciembre 2015

Energías Renovables

Generación ERNC

Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de acuerdo a la ley, actualizado al mes de octubre 2015, comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

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

(*) Para el 2015 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 5,5% sobre los retiros de energía afectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 7,0% sobre los retiros de energía afectos a ella.

sep-15 oct-14Afecta a la Obligación 35.075,53 3.279,08 -6,8% -3,0%Obligación Ley ERNC 1.969,92 185,08Inyección Reconocida 4.702,29 622,15 13,5% 37,4%

∆% mesERNC

Acumulado 2015 oct-15Energía ERNC [GWh]

Fuente: CDEC-SIC.


Diciembre 2015

Capacidad Instalada de ERNC

ERNC en operación [MW] nov - 15

Biomasa 461,0 Eólica 901,0 Mini-hidro 394,0 Solar 747,0 Total 2.503,0

Al mes de noviembre 2015 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una capacidad instalada de 480,9 MW de energía renovable, de los cuales 231,4 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta a continuación el listado de estas centrales y su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de sus filiales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con las condiciones necesarias pero fueron instaladas antes del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran aquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MW.

Empresa Central Tecnología Potencia Bruta [MW] Tipo

AES Gener Laja Biomasa 2,7 ERNC

Volcán Minihidro 13 Renovable Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable

Colbún

Juncalito Minihidro 1,5 Renovable San Clemente Minihidro 6,1 ERNC

Carena Minihidro 10 Renovable Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC

Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,5 Renovable San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable Los Quilos Minihidro > 20 MW 39,3 Renovable

Endesa Chile

Canela I Eólica 18,2 ERNC Canela II Eólica 60 ERNC Loma Alta Minihidro > 20 MW 40 Renovable Palmucho Minihidro > 20 MW 32 ERNC

Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC Sauzalito Minihidro 12 Renovable

Los Molles Minihidro 18 Renovable

ENGIE

Monte Redondo Eólica 48 ERNC Chapiquiña Minihidro 10,2 Renovable El Águila Solar FV 2 ERNC

Laja I Minihidro 34 ERNC Pacific Hydro Coya Pasada 12 Renovable

Fuente: Elaboración propia a partir de reporte de CIFES - Noviembre 2015

Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING


Diciembre 2015

Costo marginal

El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para transformar la unidad a US$/MWh.

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

Precio Medio de Mercado

El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como el promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De igual manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las unidades de $/kWh a US$/MWh.

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

Fuente: CDEC-SIC y CDEC-SING.

Fuente: CNE

oct-15 nov-14SIC 92,7 38,0 5,8% -57,7%SING 57,0 72,7 2,2% 33,9%Promedio 83,4 47,3 -16,7% -52,9%

Sistema Promedio 2015 nov-15 ∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]

oct-15 nov-14SIC 94,5 88,0 -1,8% -13,9%SING 87,7 83,5 -1,0% -16,9%Promedio 92,7 86,8 -0,2% -13,6%

Sistema Promedio 2015 nov-15 ∆% mes

Precio Medio de Mercado [US$/MWh]


Diciembre 2015

Evolución de precios

Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de Nudo de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.

Gráfico 11: Evolución de Precios SIC

Gráfico 12: Evolución de Precios SING

0

50

100

150

200

250

300

350

US$/

MW

h

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado

0

50

100

150

200

250

300

350

US$/

MW

h

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado

Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y CNE


Diciembre 2015

Índices de precio de combustibles

La gráfica a continuación muestra, a octubre 2015, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico, normalizando los valores al mes de enero 2007.

Gráfico 13: Índices de precio de combustibles

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

PMM SIC PMM SING Crudo Brent DTD

Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B

Fuente: Elaboración propia en base a datos CNE.


Diciembre 2015

Pronóstico de Deshielos

Para el período Abril 2015 – Noviembre 2015, en el SIC se ha presentado una condición hidrológica de probabilidad de excedencia del 77%. Para los próximos meses, se indica, en base al Cuarto Pronóstico de Deshielos (fines de Noviembre de 2015), la estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:

Tabla 1 Probabilidad de Excedencia Mensual Real y Estimada

Prob. Excedencia Real Prob. Excedencia Estimada

Punto a considerar PExced. PExced. PExced. PExced. sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

c2. Afluente a 0,84 0,81 0,82 0,79 Embalse C.Rapel (S/Teno)

e1. Afluentes 0,81 0,75 0,65 0,68 Laguna Maule

f1. Afluentes 0,75 0,72 0,61 0,73 L.Laja (RN) (S/Alto

Polcura) g1. Afluentes

0,83 0,8 0,69 0,71 Embalse Ralco

Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados a Marzo 2016

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

Oct_2015 Nov_2015 Dic_2015 Ene_2016 Feb_2016 Mar_2016

f1. Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)

Real Estimado

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0


g1. Afluentes Embalse Ralco

Real Estimado

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0


c2. Afluente a Embalse C.Rapel (S/Teno)

Real Estimado

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


e1. Afluentes Laguna Maule

Real Estimado

Fuente: CDEC-SIC


Diciembre 2015

Proyectos de generación en el SEIA

Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados, admitidos y no admitivos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), y de los proyectos aprobados durante el mes de noviembre 2015.

Acumulado 2015 nov-15

MW Ingresados MW Aprobados MW Ingresados MW Admitidos

MW No Admitidos MW Aprobados

SIC 6.474,2 2.212,9 821,9 471,9 350,0 9,0 SING 903,0 1.171,5 30,0 30,0 0,0 0,0 Total 7.377,2 3.384,9 851,9 501,9 350,0 9,0

Los proyectos aprobados durante el mes de noviembre de 2015 son:

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

Planta de Cogeneración Bioenergía de los Ríos 38,0 9,0 Biomasa SIC 18/12/2014

Cabe mencionar que fueron ingresados pero No Admitidos a Tramitación los siguientes proyectos, en el mes de noviembre 2015:


Proyecto Central de Respaldo Pajonales – 100 MW 50,0 100,0 Diesel SIC 20/11/2015 Central de Respaldo El Manzano 70,0 150,0 Diesel SIC 18/11/2015 Central de Respaldo Los Vilos – 100 MW 50,0 100,0 Diesel SIC 18/11/2015

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


Central de Respaldo San Javier 3,0 50,0 Diesel SIC 23/11/2015 Central de Respaldo Doña Carmen 43,0 48,0 Gas-diesel SIC 23/11/2015 Parque Solar Fotovoltaico Panquehue 10,0 6,0 Fotovoltaico SIC 23/11/2015 Parque Eólico Rihue 290,0 138,6 Eólica SIC 20/11/2015 Ampliación planta de generación eléctrica a base de GNL Los Ángeles 0,6 4,0 Gas SIC 20/11/2015 PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO LA CONSTITUCION 100,0 48,0 Fotovoltaico SIC 20/11/2015

FOTOVOLTAICA LOS ANDES 50,0 30,0 Fotovoltaico SING 20/11/2015 PV Lilen 150,0 78,0 Fotovoltaico SIC 20/11/2015 Proyecto Central de Respaldo Combarbalá – 75 MW 50,0 75,0 Diesel SIC 20/11/2015 PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL ROBLE 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 19/11/2015

PV LUMA 1 13,5 6,3 Fotovoltaico SIC 18/11/2015 PV LUMA 3 19,5 9,0 Fotovoltaico SIC 18/11/2015 CENTRAL HIDROELECTRICA DE PASADA EL GATO 30,5 6,0 Pasada SIC 10/11/2015

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2130898221







http://seia.sea.gob.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2130929820

http://seia.sea.gob.cl/documentos/documento.php?idDocumento=2130929820














Diciembre 2015

Parque Solar Catemu 208,0 90,0 Fotovoltaico SIC 26/10/2015 PARQUE SOLAR EL TAPIAL 400,0 195,0 Fotovoltaico SIC 23/10/2015 Planta Solar Fotovoltaica La Tapina 140,0 65,7 Fotovoltaico SIC 22/10/2015 PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO LOS LIBERTADORES 31,1 16,0 Fotovoltaico SIC 21/10/2015

Parque Solar Fotovoltaico Cabilsol 11,0 6,0 Fotovoltaico SIC 20/10/2015 PMGD CONCON GNL 5,0 6,0 Gas SIC 19/10/2015 Modificación Planta de Respaldo Eléctrico, Sector Degan 3,0 14,0 Diesel SIC 16/10/2015 Aumento de Capacidad de Generación, Central Solar Chaka 35,0 22,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2015

Trébol Solar Copiapó 2200,0 315,0 Termosolar SIC 22/09/2015 CENTRAL HIDROELÉCTRICA DIUTO II 17,1 3,8 Pasada SIC 22/09/2015 Parque Solar Fotovoltaico Luz del Oro 952,3 475,0 Fotovoltaico SIC 21/08/2015 Cogeneración de energía eléctrica con excedentes de gas, CAP Acero 4,3 3,2 Gas SIC 20/08/2015

Planta Fotovoltaica La Esperanza 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/08/2015 Planta Fotovoltaica Marchigüe 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/08/2015 Parque Solar Don Sebastián 70,5 47,0 Fotovoltaico SIC 19/08/2015 Proyecto Parque Fotovoltaico ValleSolar 120,0 74,0 Fotovoltaico SIC 13/08/2015 Parque Eólico Los Trigales 300,0 154,8 Eólica SIC 31/07/2015

Planta PV Cerro Dominador 200,0

100,0

Fotovoltaico SIC 17/07/2015

Minicentrales Hidroeléctricas de pasada Aillín y Las Juntas

43,0

13,6

Pasada SIC 02/07/2015

Parque Fotovoltaico Santa Sofía 104,0 51,0 Fotovoltaico SIC 01/07/2015 Central Bioenergía ERNC Las Maicas 80,0 30,0 Biomasa SIC 22/06/2015 Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico SIC 19/06/2015 Proyecto Planta Termosolar Camarones 43,0 105,0 Fotovoltaico/Termosolar SING 19/06/2015 Parque Fotovoltaico Santiago Solar 165,0 120,0 Fotovoltaico SIC 17/06/2015 PARQUE SOLAR ANDINO 158,0 90,0 Fotovoltaico SIC 22/05/2015 Proyecto Fotovoltaico Santa Marta de Marchigüe 200,0 95,0 Fotovoltaico SIC 20/05/2015

Parque Eólico Cardonal 66,0 30,0 Eólica SIC 20/05/2015 Planta Fotovoltaica Maitenes 20,0 9,0 Fotovoltaico SIC 23/04/2015 Parque Eólico Los Olmos 298,0 128,7 Eólica SIC 22/04/2015 Proyecto Eólico La Cabaña 240,0 106,0 Eólica SIC 21/04/2015 Central Hidroeléctrica Nido de Águilas 280,0 125,0 Pasada SIC 15/04/2015 Planta Fotovoltaica Cachiyuyo 73,0 50,0 Fotovoltaico SIC 24/03/2015 Central Fotovoltaica Inca de Varas II 130,0 95,0 Fotovoltaico SIC 25/02/2015 Parque Eólico El Arrebol 20,0 10,0 Eólica SIC 19/02/2015 Central Ciclo Combinado Los Rulos 594,0 540,0 Gas Natural SIC 10/02/2015 Proyecto Bella Monica 266,0 119,0 Fotovoltaico SIC 23/01/2015 Cielos de Tarapacá 0,0 600,0 Fotovoltaico SING 13/01/2015 Parque Solar Sol del Verano 176,0 112,0 Fotovoltaico SIC 19/12/2014 Parque Solar Fotovoltaico Tamarico 360,0 153,0 Fotovoltaico SIC 05/12/2014 Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Cipresillos 19,0 12,0 Pasada SIC 04/12/2014

DOMEYKO SOLAR 23,5 13,8 Fotovoltaico SIC 21/11/2014 Proyecto Campos del Sol Norte 489,0 186,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2014


















































Diciembre 2015

Proyecto Campos del Sol Centro 564,0 237,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2014 Parque Solar Llano Victoria 44,1 27,0 Fotovoltaico SIC 20/11/2014 Proyecto Solar Escondido 290,0 245,0 Fotovoltaico SIC 19/11/2014 Aprovechamiento Energético Biomasa Agrícola / Región de la Araucanía 85,0 30,0 Biomasa SIC 19/11/2014

Central El Campesino 804,0 640,0 Gas Natural SIC 13/11/2014 Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada 169,0 90,0 Fotovoltaico SIC 21/10/2014 Parque Eólico Cerro Tigre 634,0 264,0 Eólica SING 22/09/2014 Espejo de Tarapacá 385,0 300,0 Solar SING 18/08/2014 Central Hidroeléctrica Llancalil (Reingreso) 23,0 6,9 Pasada SIC 22/05/2014 Parque Fotovoltaico, Planta Cerro Blanco 42,0 20,0 Fotovoltaico SIC 20/05/2014 Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón 24,0 11,0 Pasada SIC 23/12/2013 Central Hidroeléctrica Los Aromos 91,1 19,9 Pasada SIC 23/12/2013 Optimización del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Taltal 250,0 130,0 Gas SIC 23/12/2013

Parque Eólico Malleco 500,0 270,0 Eólica SIC 23/12/2013 Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada SIC 23/12/2013 Central Hidroeléctrica Rucalhue 240,0 90,0 Pasada SIC 16/12/2013 Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones 24,0 12,0 Pasada SIC 09/12/2013

Central Termoeléctrica Ttanti 1300,0 1290,0 Gas Natural SING 22/11/2013 Central Hidroeléctrica Chupallar, Obras de Generación y Transmisión 49,5 19,0 Pasada SIC 07/10/2013

Central Bioenergía Cabrero 50,0 20,0 Biomasa SIC 01/08/2013 EIA Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de Pasada Florín II y Florín III 53,7 17,6 Pasada SIC 23/07/2013

Parque Eólico Cateao 224,0 100,0 Eólica SIC 27/05/2013 TOLPÁN 250,0 306,0 Eólica SIC 21/11/2012 KÜREF 61,2 Eólica SIC 07/07/2011 NELTUME 490,0 Pasada SIC 02/12/2010

Fuente: SEIA










http://seia.sea.gob.cl/expediente/expediente.php?id_expediente=2129485923&modo=ficha

















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





Diciembre 2015

Cuadro Resumen Noviembre 2015 SIC SING Total Parque generador (Octubre) Capacidad instalada [MW] 15.803,4 4.143,7 19.947,1 Térmico [MW] 8.110,1 3.951,9 12.062,0 Hídrico [MW] 6.436,2 10,2 6.446,4 Eólico [MW] 814,1 90,0 904,1 Solar [MW] 443,0 91,6 534,6 Demanda máxima [MW] 7.376,1 2.465,1 - Demanda mínima [MW] 4.252,7 2.019,8 - Margen de reserva teórico [%] 114% 68% - Producción de energía (Noviembre) Generación bruta [GWh] 4.338 1.581 5.919 Térmico [GWh] 1.041 1.513 2.554 Hídrico [GWh] 2.985 6 2.991 Eólico [GWh] 196 21 217 Solar [GWh] 115 42 157 Participación de generadores (por GWh) 8G > 80% 5G > 80% / Ventas a clientes [GWh] (octubre) 4.132 1.516 5.647 Regulados [GWh] 2.892 158 3.050 Libres [GWh] 1.239 1.358 2.598 Dif. entre generación y ventas [%] (octubre) 6,4% 9,7% 7,3% Energías Renovables No Convencionales (Octubre) Afecta a la Obligación [GWh] / / 3.279,1 Obligación de 5% [GWh] / / 185,1 Inyección Reconocida [GWh] / / 622,1 Precio de la energía (Noviembre) Costo marginal [US$/MWh] 38,0 72,7 47,3 Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 88,0 83,5 86,8 Proyectos de generación (Noviembre) Ingresados al SEA [MW] 821,9 30,0 851,9 Admitidos por el SEA [MW] 471,9 30,0 501,9 No Admitidos por el SEA [MW] 350,0 0,0 350,0 Aprobados por el SEA [MW] 9,0 0,0 9,0


Diciembre 2015

Información Importante

“El presente Boletín ha sido elaborado por la Dirección de Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionar al público general información relativa al sector eléctrico actualizada a la fecha de su emisión. El contenido está basado únicamente en informaciones de carácter público tomadas de fuentes que se consideran fiables, pero dichas informaciones no han sido objeto de verificación alguna por parte de la Asociación, por lo que no se ofrece ninguna garantía, expresa o implícita en cuanto a su precisión, integridad o corrección.

La Asociación no asume compromiso alguno de comunicar cambios hechos sin previo aviso al contenido del Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociación no asume responsabilidad alguna por cualquier pérdida directa o indirecta que pudiera resultar del uso de este documento o de su contenido.”

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