Boletín del Mercado Eléctrico Sector...
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Octubre 2017
Boletín del Mercado Eléctrico
Sector Generación
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Octubre 2017
Este Boletín se ha confeccionado en el mes de octubre de 2017, con el
objetivo de informar los antecedentes resultantes del sector generación
al mes de septiembre 2017.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados
operacionales del mes de septiembre 2017. No obstante, algunos
antecedentes incluidos en este Boletín no corresponden
necesariamente a dicho mes.
La información contenida en este Boletín corresponde a la que se
encuentra disponible a su fecha de emisión.
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Octubre 2017
Contenido Editorial ........................................................................................................................................................................................ 4
¿Quienes Somos? ....................................................................................................................................................................... 5
Destacados .................................................................................................................................................................................. 7
Capacidad instalada ..................................................................................................................................................................... 8
Centrales de generación en pruebas ........................................................................................................................................... 9
Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................. 10
Demanda máxima y mínima....................................................................................................................................................... 11
Generación bruta ....................................................................................................................................................................... 12
Participación de generadores..................................................................................................................................................... 13
Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 14
Cumpliento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales ......................................................................................... 15
Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 15
Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales ............................................................................................ 16
Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 17
Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 17
Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 18
Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 19
Pronóstico de deshielos ............................................................................................................................................................. 20
Proyectos de generación en el SEIA .......................................................................................................................................... 21
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Octubre 2017
Editorial
La importancia de la participación y diálogo para construir agendas compartidas En marzo del próximo año viviremos un nuevo cambio de gobierno en nuestro país. En estos últimos años el sector de energía, y en especial el de la electricidad, ha sido protagonista de la discusión política, social, ambiental y económica que se ha instaurado en todo nivel en nuestra sociedad. En 2014, el gobierno que asumía definió al sector energía como prioritario y se le encargó al Ministro de Energía establecer una agenda con metas y planes de acción concretos que tuvieran impacto de corto y largo plazo. Para lograr este objetivo se realizó un diagnóstico que fue consultado transversalmente a los distintos agentes del sector y, posteriormente, las soluciones planteadas en una hoja de ruta fueron desarrolladas considerando el resultado de procesos participativos, ya sea a través de consejos multidisciplinarios, mesas técnicas de trabajo y/o consultas públicas, es decir, a partir del diálogo y la participación junto al análisis técnico y el uso de evidencia. Esta manera de enfrentar los desafíos en energía posibilitó eficazmente la identificación y desarrollo de importantes avances en el ámbito regulatorio que han facilitado, por un lado, el desarrollo de oferta de energía eléctrica sustentable, con un porcentaje creciente de energía renovable y económica, y por otro lado enfrentar la necesidad de la población por un servicio de calidad y precios más asequibles y equitativos. Sin perjuicio de lo anterior, no podemos dejar de tener presente que estos avances, visibilizados de manera más tangible a través de los resultados de las últimas licitaciones de suministro a clientes regulados, en donde los precios ofertados han bajado la barrera de los 50 US$/MWh; las ofertas mayoritariamente han sido respaldadas a través de proyectos de energía renovable variable; y en las que han participado un número significativo de empresas, no sería posible sin un nuevo escenario a la baja de los costos de inversión de las tecnologías de generación renovable variable solar y eólica, menores costos de
combustibles y baja de la demanda eléctrica, entre los más relevantes. De esta manera, las condiciones naturales del mercado se han visto potenciadas con las medidas y ajustes que el gobierno ha identificado e impulsado. Las licitaciones de suministro a clientes regulados es un claro ejemplo: el regulador ajustó el esquema de licitaciones, lo que favoreció aún más al despliegue de proyectos de generación solares y eólicos. Así, esta preocupación por el sector ha coincidido también con cambios tecnológicos y agendas ambientales que plantean nuevas necesidades energéticas de la sociedad y una nueva forma de relación entre los usuarios y los proveedores de energía. Esta situación, casi histórica, nos desafía a preparar, más temprano que tarde, las condiciones habilitantes para el desarrollo eficiente y sostenible de estos nuevos escenarios futuros, en donde el uso de electricidad debiera consolidarse en la mayoría de los sectores productivos de nuestra economía. En estos últimos cuatro años se avanzó con ajustes y reformas importantes en el sector eléctrico, queriendo dar respuesta a barreras e imperfecciones detectadas y sobre las cuales existía un diagnóstico compartido, junto con adecuarse a los cambios y desarrollos tecnológicos de los últimos tiempos. Así, lo más importante de los cambios fue la forma en que toda esta gestión se fue concretando: bajo mecanismos de diálogo y participación apropiados que han conducido a una discusión abierta y transparente entre los distintos agentes del sector, la academia, ONGs y de la sociedad civil. Esperamos que esta dinámica de participación continúe, se perfeccione y consolide en las futuras administraciones, de manera de permitir al sector seguir avanzando, profundizando la confianza y colaboración en el desarrollo de políticas públicas en un contexto de transición energética y cambios cada vez más rápidos.
GENERADORAS DE CHILE A.G.
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¿Quienes Somos?
• La Asociación de Generadoras de Chile (AG) es una institución cuyo objetivo es promover el desarrollo de la
generación de energía eléctrica en el país, basado en los principios de sustentabilidad, confiabilidad (seguridad,
suficiencia y calidad) y competitividad, e impulsar la combinación eficiente de todas las fuentes energéticas, el
desarrollo tecnológico y la innovación.
• Busca contribuir a la discusión informada sobre la generación eléctrica y su composición a través de un diálogo objetivo
y basado en evidencia que aporte al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas para apoyar al desarrollo
del país y al bienestar de todos los chilenos.
• Creada en 2011, congrega a importantes empresas de generación eléctrica, nacionales e internacionales con
operaciones en Chile. Sus actuales miembros son las empresas: AES Gener, Colbún, Orazul Energy, ENEL
Generación, Engie, Pacific Hydro, Statkraft y EDF Chile, las que contribuyen con el 73% de la capacidad instalada de
generación total de los sistemas interconectados central (SIC) y norte grande (SING).
• La Asociación de Generadoras entiende la sustentabilidad de la industria como el equilibrio entre el desarrollo
productivo, un mayor progreso y bienestar social y el uso responsable de los recursos naturales. Por esta razón, uno
de sus principales desafíos es buscar reconectar la energía eléctrica con la aspiración de bienestar y desarrollo de
Chile.
• En este desafío, define los Principios de Sustentabilidad de la Industria de la Generación Eléctrica en Chile, con el fin
de contribuir a satisfacer las necesidades de la sociedad actual sin poner en riesgo las de futuras generaciones,
participando activamente en la discusión de políticas públicas, normas y contribuyendo al progreso nacional.
• Asociación de Generadoras busca promover el diálogo, generando espacios adecuados y de integración entre sus
asociados, la sociedad civil, la academia, ONG´s, think tanks, los medios de comunicación y las autoridades,
procurando establecer confianzas y compartiendo información de manera oportuna y transparente.
Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación
(Total = 16.803 MW)
Empresa Asociada Potencia Instalada (MW)
AES GENER 4.133
COLBUN 3.286
ORAZUL ENERGY 339
ENEL Generación 6.351
ENGIE 2.053
PACIFIC HYDRO 283
STATKRAFT 212
EDF Chile 146
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Destacados
• Al mes de septiembre 2017, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 17.667,7 MW y la del
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 5.367,7 MW. En conjunto se encuentran instalados 23.034,4 MW
de potencia, correspondientes a un 55,2% de origen térmico, un 29,2% de origen hídrico, un 6,7 de origen eólico, un 6,7%
de origen solar y un 2,2% de biomasa y cogeneración.
• En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.697,1 MW y 2.577,0 MW,
respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.401,3 MW y 1.988,2 MW para cada sistema
respectivamente.
• En septiembre 2017, la energía generada en el SIC llegó a los 4.335 GWh proveniendo en un 49,6% de generación térmica,
35,6% de hídrica, 3,9% de biomasa, 6,3% de eólica y 4,6% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.656 GWh de
energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 5.991 GWh, lo que representa una disminución del 7,1%
respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto del mismo mes del año 2016. A la fecha en el año 2017 se han generado
55.338 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y Magallanes, que aportan menos
del 1% de la generación de energía eléctrica total del país), con un 37,6% proveniente de centrales de generación
renovable. Solo la hidroelectricidad ha aportado con el 24,7%.
• Respecto a las ventas a clientes, en septiembre 2017 se alcanzó un consumo de 2.672 GWh en clientes regulados y
2.853 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.525 GWh de energía entre el SIC y el SING, que
corresponde a una disminución de 6,9% respecto al mes anterior y a un 1,8% más respecto del mismo mes del año 2016.
• En septiembre 2017, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 50,2 US$/MWh y el del SING de 48,5
US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del -24,0% y 1,3% respectivamente. El promedio del año
2017 para el SIC hasta la fecha ha sido de 63,3 US$/MWh y en el SING 63,3 US$/MWh; el promedio ponderado por energía
generada del costo marginal a nivel nacional es de 38,8 US$/MWh a lo que va del año. Por su parte el Precio Medio de
Mercado en el mes de septiembre 2017 se sitúa en el SIC en 101,0 US$/MWh y en el SING en 92,6 US$/MWh. La fijación
de Precio de Nudo de Corto Plazo vigente a agosto 2017, correspondiente a la fijación del segundo semestre del 2017,
entregó precios de nudo de corto plazo de energía de 65, 5 US$/MWh y 55,9 US$/MWh para las barras Quillota 220 kV y
Crucero 220 kV respectivamente (ambos ajustados por banda de precio).
• Durante el mes de septiembre 2017, al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ingresaron a tramitación 10
proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 86,8 MW, siendo no admitidos a tramitación
1 proyecto por 9 MW; en este mes no se aprobaron proyectos de generación.
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Capacidad instalada
Al mes de septiembre 2017, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 17.666,7
MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 5.367,7 MW y es en un 91,8% de origen térmico
en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 23.034,4 MW los que
corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas
aislados son menos del 1%).
SIC Capacidad [MW]
Renovable 9.885,0
■ Hidro. Embalse 3.402,0
■ Hidro. Pasada 3.316,4
■ Biomasa 485,6
■ Eólico 1.463,3
■ Solar 1.217,7
No Renovable 7.781,7
■ Gas Natural 2.513,9
■ Carbón 2.494,0
■ Derivados Petróleo 2.773,8
Total 17.666,7
SING Capacidad [MW]
Renovable 437,6
■ Hidro. Pasada 10,9
■ Cogeneración 17,5
■ Eólico 90,0
■ Solar 319,2
No Renovable 4.930,1
■ Gas Natural 1.936,5
■ Carbón 2.667,7
■ Fuel Oil 110,5
■ Diesel 174,7
■ Diesel + Fuel Oil 40,8
Total 5.367,7
SIC + SING Capacidad [MW]
Renovable 10.322,6
■ Embalse 3.402,0
■ Pasada 3.327,3
■ Biomasa 485,6
■ Cogeneración 17,5
■ Eólico 1.553,3
■ Solar 1.536,9
No Renovable 12.711,8
■ Gas Natural 4.450,4
■ Carbón 5.161,7
■ Derivados Petróleo 3.099,8
Total 23.034,4
19,3%
18,8%
2,7%8,3%
6,9%14,2%
14,1%
15,70%
0,2% 0,3%1,7% 5,9%
36,1%
49,7%
2,1%3,26% 0,8%
14,8%
14,4%
2,1%
0,1%
6,7%
6,7%
19,3%
22,41%
13,5%
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Centrales de generación en pruebas
En el mes de septiembre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SIC son las siguientes:
En el mes de septiembre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SING son las siguientes:
Centrales en Pruebas SIC
Central Tipo Potencia [MW]
Embalse Ancoa Hidro Pasada 27,0
Solar El Pelícano Solar 100,3
El Roble PMGD Solar 9,0
La Quinta Solar PMGD Solar 2,9
PFV Panquehue II PMGD Solar 6,0
El Queltehue PMGD Solar 3,0
Valle de la Luna II PMGD Solar 3,0
Parque Fotovoltaico Homero PMGD Solar 3,0
San Francisco Solar PMGD Solar 3,0
La Montaña 2 PMGD Hídrico 1,9
Dos Valles PMG Hídrico 3,0
PMGD Melo PMGD Hídrico 3,1
PMGD Caliboro PMGD Hídrico 1,5
PMGD Santa Isabel PMGD Hídrico 1,5
PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4
Doña Carmen Solar 34,9
PMGD La Viña - Alto la Viña PMGD Hídrico 0,6
PMGD La Bifurcada PMGD Hídrico 0,2
Solar Antay Solar 13,0
La Mina Hídrico 40,0
PMGD Chile Generación (Mostos del Pacífico)
PMGD Térmico 1,5
PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,5
PMGD Cintac PMGD Solar 2,8
Río Colorado Hídrico 15,0
PMGD El Canelo II PMGD Térmico 3,0
PMGD Hidroriñinahue PMGD Hídrico 1,0
PMGD Los Pinos (Etapa I) PMGD Biogás 3,0
PMGD Piutel PMGD Hídrico 0,8
PMGD Cuz Cuz PMGD Solar 3,0
PMGD Molina PMGD Térmico 1,0
PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3
PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1
Panguipulli PMGD PMGD Hídrico 0,4 PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5 El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0 Loma Los Colorados PMG Solar 1,1
Alto Renaico PMG Hídrico pasada
1,5
Total 310,5
Centrales en Pruebas SING
Central Tipo Potencia [MW]
Cerro Pabellón G2A Geotérmica 27,5
Cerro Pabellón G1A Geotérmica 27,5
Uribe Solar Solar 52,8
Cerro Dominador PV Solar 99,1
Parque Eólico Sierra Gorda
Este
Eólica 112,0
FV Bolero Solar 146,6
La Huayca II Solar 25,1
Solar El Águila I Solar 2,0
Total 492,6
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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Centrales de generación en construcción
De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a septiembre 2017 se encuentran en
construcción 2.350 MW (43 centrales), de los cuales 34,8% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20
MW, un 19,5% a centrales termoeléctricas, y el restante 45,7% a centrales de tipo ERNC (solar: 40,0%; eólico: 51,9%; MiniHidro:
8,0%; Otras: 0,1%).
El detalle de los proyectos en construcción se encuentra en la siguiente tabla:
#Nombre
CentralTitular
Categoria
Grafico
Capacidad
Neta MW
Fecha
Estimada
Operación
Región Comuna SistemaInversión
($US MM)
1 Chimbarongo Grenergy Solar 3 Oct/2017 VI Chimbarongo SIC 5
2 Canal Letelier Cepia Hidro 0.01 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2
3 Las Monjas I Cepia Hidro 0.002 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2
4 Las Monjas II Cepia Hidro 0.002 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2
5 Minicentral Pedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 2.1 Oct/2017 IX Villarrica SIC 6
6 Minicentral de pasada Santa Elena CH Sanata Elena S.A. Hidro 2.7 Oct/2017 IX Cunco SIC 10
7 El Arrayan Hidroeléctrica Arrayan Spa. Hidro 1.2 Oct/2017 RM Lo Barnechea SIC 4
8 Camar Comunidad Atacameña Camar Hidro 0.004 Oct/2017 II San Pedro de Atacama SIC 0.4
9 Campesino Biogas AASA Energía Otros ERNC 1 Oct/2017 RM Melipilla SIC 1.4
10 Sistema fotovoltaico - Vivero CONAF CONAF Solar 0,8 Nov/2017 XII Punta Arenas SEM 0,22
11 Francisco Grenergy Solar 3 Nov/2017 VI Mostazal SIC 6
12 Minicentral Pichipedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 0.9 Nov/2017 IX Villarrica SIC 5
13 Convento Viejo Besalco-Brotec-Belfi Hidro 16 Nov/2017 VI Chimbarongo SIC 25
14 La Frontera Grenergy Solar 4.8 Nov/2017 VI Lolol SIC 5.5
15 Parque Eólico Cabo Leones Ibereólica Eólica 116 Dec/2017 III Freirina SIC 240
16 Santiago Solar AME Solar 115 Dec/2017 RM Til Til SIC 165
17 Puerto Gaviota Municipalidad de Cisnes Hidro 0.1 Dec/2017 XI Puerto Cisnes Aysen 1.2
18 Cogeneradora Aconcagua Enap Térmica 77 Dec/2017 V Concón SIC 200
19 Concón Lipigas Térmica 6 Dec/2017 V Concón SIC 5
20 DAS S-Energy Solar 8 Dec/2017 III Diego de Almagro SIC 15
21 La Manga Ingetec Chile Solar 2.3 Jan/2018 RM San Pedro SIC 5
22 CH Cumbres Cumbres S.A Hidro 19 Feb/2018 XIV Rio Bueno SIC 50
23 CH Palmar Hidroeléctrica Palmar S.A. Hidro 13 Feb/2018 X Puyehue SIC 55
24 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia SPA Hidro 12 Mar/2018 VIII Yungay-Tucapel SIC 23
25 CH de Pasada Truful Forestal Neltume Carranco S.A. Hidro 3.2 Mar/2018 XIV Panguipulli SIC 18
26 Cernícalo OEnergy Solar 3 Apr/2018 VIII Hualpén SIC 5.0
27 Gorriones OEnergy Solar 3 Apr/2018 VII Retiro SIC 5.0
28 Punta Sierra Pacific Hydro Eólica 80 Aug/2018 IV Ovalle SIC 140
29 Parque Eólico Aurora AELA Eólica 192 Sep/2018 X Llanquihue SIC 40030 Sarco Mainstream Renewable Power Eólica 170 Dec/2018 III Freirina SIC 354.031 Central Hidroeléctrica Los Cóndores Endesa Hidro 150 Dec/2018 VII San Clemente SIC 66032 Pequeña CH de Pasada Blanco * Aaktei Energia SPA Hidro 2.5 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 933 Minicentral El Rescate * Guido Rietta Hidro 2.9 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 734 Central Hidroeléctrica Pangui * RP Global Hidro 9 Dec/2018 IX Curarrehue SIC 2135 MC Picoltue Bajo* Energía Cordillera (Beagle Energy) Hidro 1.1 Dec/2018 VIII Mulchen SIC 3
36 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,307
Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,293
37 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0.3 Dec/2019 X Hualaihué SIC 3
38 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 VIII San Fabián de Alico SIC 350
39 PV Solar Cerro Dominador (ex-Atacama I) E2 EIG Solar 38 Jan/2018 II Maria Elena SING 101
40 Infraestructura Energética Mejillones U1 ENGIE (Ex E-CL) Térmica 375 Jun/2018 II Mejillones SING 1,100
41 Huatacondo Sojitz – Austrian Solar Solar 100 Jul/2018 I Pozo Almonte SING 150
42 Arica I Skysolar Group Solar 40 Oct/2018 XV Arica SING 50
43 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 Dec/2018 II Maria Elena SING 1,147
* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 2,350 7,952
CENTRALES EN CONSTRUCCION UGP - SEPTIEMBRE 2017
Fuente: Proyectos en Construcción e Ingresados a SEIA a septiembre 2017, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile
Nuevos proyectos ingresados a la despensa este mes.
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Demanda máxima y mínima
En el mes de septiembre 2017, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.697,1 MW, siendo un 1,8% menor que
la máxima demanda registrada en el mes anterior. Además, es un 6,1% superior a la registrada en el mismo mes de 2016.
La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.401,3 MW, siendo un 6,3% menor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además, es un 1,4% superior a la registrada en el mismo mes de 2016.
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses
De igual forma, en el mes de septiembre 2017 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.577,0 MW, siendo un
1,6% mayor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además, es un 4,7% superior a la registrada en el mismo mes
de 2016.
Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.988,2 MW, siendo un 1,0% mayor que la demanda mínima
registrada en el mes anterior. Además, es un 4,5% superior que la registrada en el mismo mes de 2016.
Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
ago-17 sept-16
Máxima 8.056,7 7.697,1 -1,8% 6,1%
Mínima 4.131,1 4.401,3 -6,3% 1,4%
∆% mes
Demanda SIC [MW]
Anual
2017sept-17
ago-17 sept-16
Máxima 2.577,0 2.577,0 1,6% 4,7%
Mínima 1.514,4 1.988,2 1,0% 4,5%
Anual
2017sept-17
∆% mes
Demanda SING [MW]
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Generación bruta
La generación bruta del SIC durante el mes de septiembre 2017 alcanzó los 4.335 GWh, lo que representa una disminución
del 8,6% respecto al mes anterior y un 2,5% más respecto al mismo mes del año 2016.
Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses
En septiembre la generación en el SIC provino en un 50,4% de fuentes renovables y el 49,6% restante de centrales térmicas.
La generación bruta del SING durante el mes de septiembre 2017 alcanzó los 1.656 GWh, lo que representa una disminución
del 2,7% respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto al mismo mes del año 2016.
Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses
En septiembre la generación en el SING provino en un 86,9% de centrales térmicas.
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
ago-17 sept-16
Renovable 1.311 216 -2,5% 72,4%
Hídrico 54 5 9,4% -13,1%
Eólico 404 52 -4,1% 148,8%
Solar 958 154 9,6% 78,7%
Geotermica 40 5 -51,7% --
Térmica 12.558 1.440 -3,5% -4,3%
Total 13.869 1.656 -2,7% 2,4%
Generación Bruta SING [GWh]
FuenteAcumulado
2017sept-17
∆% mes
ago-17 sept-16
Renovable 14.562 2.184 -6,7% 6,7%
Hídrico 13.604 1.541 -8,6% 4,4%
Biomasa 1.965 168 -24,5% -25,4%
Eólico 2.163 275 8,8% 64,0%
Solar 1.628 200 10,8% 11,7%
Térmica 17.624 2.150 -10,5% -1,5%
Total 32.186 4.335 -8,6% 2,5%
Generación bruta SIC [GWh]
Acumulado
2017sept-17
∆% mesFuente
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En conjunto el SIC y el SING durante septiembre 2017 tuvieron una generación de 5.991 GWh de energía lo que representa
una disminución del 7,1% respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto al mismo mes del año pasado.
Gráfico 5: Generación bruta Total (SIC+SING) por fuente, últimos 13 meses
En septiembre, considerando ambos sistemas eléctricos en conjunto, la generación provino en un 40,1% de fuentes
renovables. La hidroelectricidad aportó con el 25,8% de la generación total.
Participación de generadores
Con respecto a la generación bruta mensual del SIC, se
indican a continuación los porcentajes de participación de
las empresas, en el mes de septiembre 2017, que
concentran en conjunto más del 80% de la generación total
del sistema.
SIC
Empresa Generación bruta [GWh]
Participación [%]
Colbún 1.078 25%
Endesa 635 15%
AES Gener 470 11%
Guacolda 283 7%
San Isidro 271 6%
Pehuenche 197 5%
Sociedad Eléctrica Santiago 188 4%
Pangue 107 2%
Arauco BioeEnergía 58 1%
Parque Eólico San Juan 55 1%
Petropower 41 1%
Ibener 35 1%
Eólica Talinay 35 1%
Total 3.452 80%
Análogamente para el SING, se indican a continuación los
porcentajes de participación de las empresas que
concentran en conjunto más del 80% de la generación del
sistema.
SING
Empresa Generación bruta
[GWh] Participación
[%]
E-CL 383 23%
Angamos 286 17%
COCHRANE 279 17%
Norgener 168 10%
TAMAKAYA ENERGÍA 106 6%
Andina 87 5%
Celta 64 4%
Total 1.373 83%
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
ago-17 sept-16
Renovable 20.817 2.401 -5,9% 11,1%
Hídrico 13.659 1.547 -8,5% 4,4%
Biomasa 1.965 168 -24,5% -25,4%
Eólico 2.567 327 6,5% 73,4%
Solar 2.586 354 10,3% 33,5%
Geotermica 40 5 -51,7% --
Térmica 34.521 3.590 -12,5% -2,6%
Total 55.338 5.991 -7,1% 2,4%
Generación bruta SIC + SING [GWh]
FuenteAcumulado
2017sept-17
∆% mes
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Ventas a clientes
Durante el mes de septiembre 2017, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.070 GWh, un 8,5% menor que las ventas
efectuadas el mes anterior y 2,2% más que las del mismo mes de 2016.
Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses
Así mismo, en septiembre 2017 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.455 GWh, un 2,0% menos que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 0,9% más que las efectuadas el mismo mes de 2016.
Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses
En conjunto el SIC y el SING presentan una disminucipon de 6,9% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes
y un aumento del 1,8% respecto al mismo mes de 2016. Del total de ventas entre el SIC y el SING, el 73,7% se realizaron en
el SIC, y el 26,3% restante en el SING.
ago-17 sept-16
Regulados 27.046 2.672 -8,9% -9,1%
Libres 24.147 2.853 -4,9% 14,8%
Total 51.193 5.525 -6,9% 1,8%
Ventas SIC + SING [GWh]
Tipo
cliente
Acumulado
2017sept-17
∆% mes
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
ago-17 sept-16
Regulados 25.542 2.504 -9,1% -10,2%
Libres 13.116 1.566 -7,4% 31,1%
Total 38.658 4.070 -8,5% 2,2%
Ventas SIC [GWh]
Tipo
cliente
Acumulado
2017sept-17
∆% mes
ago-17 sept-16
Regulados 1.505 169 -5,9% 11,4%
Libres 11.031 1.286 -1,5% -0,3%
Total 12.535 1.455 -2,0% 0,9%
Ventas SING [GWh]
Tipo
cliente
Acumulado
2017sept-17
∆% mes
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Cumpliento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales
Generación ERNC
Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de
acuerdo a la ley, actualizado al mes de agosto 2017, comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de barras)
y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).
Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses
(*) Para el 2017 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 6,5% sobre los retiros de energía afectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698
establece una obligación de ERNC de 9,0% sobre los retiros de energía afectos a ella.
jul-17 ago-16
Afecta a la Obligación 33.817,00 4.401,83 -1,9% 8,2%
Obligación Ley ERNC 2.391,56 313,20
Inyección Reconocida 6.802,12 959,01 4,8% 24,3%
∆% mes
ERNC
Acumulado 2017 ago-17Energía ERNC [GWh]
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales
ERNC en operación [MW] (*) agosto 2017
Biomasa 463
Eólica 1.305 Mini-hidro 450 Solar 1.748 Geotermia 24
Total 3.990
Al mes de septiembre 2017 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una
capacidad instalada de 729,7 MW de energía renovable, sin considerar centrales hidroeléctricas de capacidad instalada
superior a 40 MW, de los cuales 441,1 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta a continuación el listado de estas
centrales y su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de sus filiales), clasificándolas por tecnología y
por tipo: “ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con las condiciones necesarias pero fueron
instaladas antes del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran aquellas cuya potencia instalada es hasta
40 MW.
Fuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC de la CNE septiembre 2017
(*) Considera sólo proyectos entregados a explotación comercial.
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Coordinador Eléctrico Nacional
Empresa Central Tecnología
Potencia
Bruta
[MW]
Tipo
Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable
Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC
Volcán Minihidro 13 Renovable
Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable
Andes Solar Solar FV 20 ERNC
Juncalito Minihidro 1,5 Renovable
Juncal Minihidro 29,2 Renovable
San Clemente Minihidro 5,4 ERNC
Carena Minihidro 9,8 Renovable
Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC
Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,6 Renovable
San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable
Los Quilos Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable
La Mina Minihidro > 20 MW 34 ERNC
Canela I Eólica 18,2 ERNC
Canela II Eólica 60 ERNC
Loma Alta Minihidro > 20 MW 40 Renovable
Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC
Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC
Sauzalito Minihidro 12 Renovable
Los Molles Minihidro 18 Renovable
Monte Redondo Eólica 48 ERNC
Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable
El Águila Solar FV 2 ERNC
Laja I Minihidro 34,4 ERNC
Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC
Pacific Hydro Coya Pasada 12 Renovable
EDF Chile FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC
AES Gener
Colbún
Enel Generación
Engie
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Costo marginal
El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En
este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra
Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual
de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos
marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los
costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para
transformar la unidad a US$/MWh.
Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses
Precio Medio de Mercado
El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por las
empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que
finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como el
promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De igual
manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las unidades de
$/kWh a US$/MWh.
Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses
Fuente: CNE
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
ago-17 sept-16
SIC 63,3 50,2 -24,0% 0,5%
SING 63,3 48,5 1,3% -24,2%
Promedio 38,8 36,3 -40,7% -32,5%
SistemaPromedio
2017sept-17
∆% mes
Costo marginal [US$/MWh]
ago-17 sept-16
SIC 95,1 101,0 4,2% 6,0%
SING 87,0 92,6 2,5% 17,4%
Promedio 58,3 73,2 -23,1% -19,4%
SistemaPromedio
2017sept-17
∆% mes
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
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Evolución de precios
Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de Nudo
de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.
Gráfico 11: Evolución de Precios SIC
Gráfico 12: Evolución de Precios SING
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado
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Índices de precio de combustibles
La gráfica a continuación muestra, a septiembre 2017, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo
del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico,
normalizando los valores al mes de enero 2007.
Gráfico 13: Índices de precio de combustibles
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
PMM SIC PMM SING Crudo Brent DTD
Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B
Fuente: CNE
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Pronóstico de deshielos
Para el período Octubre 2017 – Marzo 2018, en el SIC se estima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos del
78%. Para los próximos meses, se indica, en base al Segundo Pronóstico de Deshielos (Fines de Septiembre de 2017), la
estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:
Tabla 1 Probabilidades de Excedencia Estimadas Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018
Prob. Excedencia
Estimada
Punto a considerar PExced.
Oct 17-mar 2018
c2. Afluente a 0,86 Embalse C.Rapel
(S/Teno)
e1. Afluentes 0,77 Laguna Maule
f1. Afluentes 0,68 L.Laja (RN) (S/Alto
Polcura)
g1. Afluentes 0,82 Embalse Ralco
Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
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Proyectos de generación en el SEIA
Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados al
Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitivos, y de los proyectos aprobados durante el mes
de septiembre 2017.
Acumulado 2017 septiembre - 17
MW Ingresados MW Aprobados MW Ingresados MW
Admitidos MW
No Admitidos MW Aprobados
SIC 716,4 1.905,9 86,8 77,8 9,0 0,0
SING 6.644,1 1.891,7 0,0 0,0 0,0 0,0
Total 7.360,5 3.797,6 (*) 86,8 77,8 9,0 0,0
(*) 9 MW Corresponden al Sistema Interconectado Magallanes
Durante el mes de septiembre 2017 no se aprobaron proyectos de generación.
En el mismo mes de septiembre 2017 se registró 1 proyecto No Admitido a Tramitación.
Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso
Parque Fotovoltaico Anakena 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
Proyecto Inversión [MMUS$]
Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso
“Central Hidroeléctrica de Pasada El Brujo”
25,5 11,0 Pasada SIC 26/09/2017
Parque Fotovoltaico Tamarama 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
Parque Fotovoltaico Litre del Verano 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
Planta Fotovoltaica Rinconada 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
Parque Fotovoltaico Nueva Gales 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
PLANTA FOTOVOLTAICA PARAGUAY 13,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017
PLANTA FOTOVOLTAICO LO MIRANDA 8,2 9,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017
Planta Fotovoltaica El Melón 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017
Central de Respaldo RASO 1 1,5 5,8 Diésel-Gas SIC 20/09/2017
Planta Bio Energía Los Pinos 15,0 6,2 Biomasa SIC 24/08/2017
Planta Fotovoltaica Punitaqui 11,0 9,0 Fotovoltaica SIC 23/08/2017
Fotovoltaica del Desierto 14,0 9,0 Fotovoltaica SING 23/08/2017
PROYECTO TERMOSOLAR BUNDANG-GU POZO ALMONTE
4500,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/08/2017
Proyecto Solar fotovoltaico Ciprés 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017
Proyecto Solar fotovoltaico Granada 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017
Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/07/2017
Proyecto ERNC Loa 495,0 412,5 Fotovoltaico-Eólica SING 21/07/2017
Minihidro El Médano 18,0 6,6 Pasada SIC 21/07/2017
Autogeneración eléctrica Terminal GNL Mejillones
0,0 5,3 Gas SING 20/07/2017
Planta Fotovoltaica Placilla 8,8 9,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017
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Planta Fotovoltaica Rovian 6,9 7,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017
Planta Fotovoltaica Doñihue 7,4 7,5 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017
Proyecto Fotovoltaico Libertadores 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/06/2017
Proyecto Fotovoltaico La Blanquina 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 21/06/2017
Proyecto Electro Solar Tamarugal 4500,0 1000,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 22/05/2017
Proyecto Fotoelectricidad El Loa 6500,0 1100,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 19/05/2017
Parque Fotovoltaico Pepa del Verano 25,8 18,0 Fotovoltaico SIC 21/04/2017
Parque Eólico Cabo Leones III 181,7 173,3 Eólica SIC 06/04/2017
Proyecto Hidroeléctrico El Mañío (Reingreso) 15,5 7,2 Pasada SIC 22/03/2017
Parque Fotovoltaico Verano de San Juan 22,5 18,0 Fotovoltaico SING 24/01/2017
Planta Fotovoltaica Guadalupe 8,0 5,6 Fotovoltaico SIC 23/01/2017
Proyecto Parque Solar Tricahue 9,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/01/2017
Planta Generadora Tapihue II 3,5 6,4 Gas SIC 23/12/2016
Planta Fotovoltaica Los Libertadores 14,5 9,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2016
Central a Gas Natural Las Arcillas 400,0 480,0 Gas SIC 03/10/2016
Central Hidroeléctrica del Río Chaica” 15,0 7,3 Pasada SIC 23/09/2016
Parque Fotovoltaico Santa Isabel 600,0 408,0 Fotovoltaico SING 22/09/2016
Parque Fotovoltaico El Litre 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2016
Parque Eólico Buenaventura 56,0 28,0 Eólico SIC 21/09/2016
Proyecto Fotovoltaico “Aurora del Huasco” 83,0 38,0 Fotovoltaico SIC 24/08/2016
Planta Bioenergía Ñuble 44,1 20,5 Biomasa SIC 23/08/2016
Parque Solar Fotovoltaico El Laurel 12,8 9,0 Fotovoltaico SIC 22/08/2016
Planta Solar Fotovoltaica Libertad I y II 150,0 116,0 Fotovoltaico SIC 11/08/2016
Parque Fotovoltaico Sol de Vallenar 620,0 308,7 Fotovoltaico SIC 25/07/2016
Parque Fotovoltaico Granja Solar 200,0 100,0 Fotovoltaico SING 21/07/2016
Andes Lng 650,0 540,0 Gas SIC 21/07/2016
Ampliación Minicentral Hidroeléctrica Las Flores
2,6 2,1 Pasada SIC 20/07/2016
Proyecto Hidroeléctrico Alazán 30,0 11,5 Pasada SIC 19/07/2016
Planta Fotovoltaica Santa Rosa 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 13/07/2016
Parque Solar Fotovoltaico Nuevo Futuro 200,0 144,0 Eólica SIC 06/07/2016
Ampliación Central Térmica Los Guindos 180,0 272,0 Gas-diesel SIC 05/07/2016
Parque Eólico Puelche Sur 260,0 153,0 Eólica SIC 04/07/2016
Parque Eólico Tolpán Sur 200,0 140,4 Eólica SIC 21/06/2016
Parque Eólico Las Viñas 117,0 58,7 Eólica SIC 21/06/2016
Parque Eólico Los Cerrillos 67,0 51,8 Eólica SIC 20/06/2016
Parque Solar Cordillera 315,0 190,0 Solar SIC 18/06/2016
Central de Ciclo Combinado Tierra Noble 400,0 600,0 Gas SIC 26/05/2016
Parque Eólico Piedra Amarilla 118,0 69,3 Eólica SIC 20/05/2016
Planta Fotovoltaica Jahuel 9 MW 16,2 9,0 Fotovoltaico SIC 23/03/2016
Parque Solar Samantha 160,0 81,0 Fotovoltaico SIC 24/02/2016
Parque Eólico Lomas de Duqueco 200,0 58,8 Eólica SIC 22/02/2016
Proyecto Llanta Norte 2 90,0 68,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016
Proyecto Llanta Norte 1 45,0 34,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016
Parque Solar Pirita 161,7 97,7 Fotovoltaico SIC 22/02/2016
Proyecto Diego de Almagro Sur 2 86,0 66,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016
Proyecto Diego de Almagro Sur 1 83,2 64,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016
Parque Eólico Calbuco 76,5 42,5 Eólica SIC 08/02/2016
Parque Eólico Cancura 71,0 39,6 Eólica SIC 22/01/2016
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Parque Eólico Vergara 65,0 36,3 Eólica SIC 22/01/2016
Estudio de Impacto Ambiental “Parque Eólico Pililín”
110,0 51,0 Eólica SIC 15/01/2016
Central Nueva ERA 680,0 510,0 Gas SIC 28/12/2015
Parque Solar El Tapial 400,0 195,0 Fotovoltaico SIC 23/10/2015
Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico SIC 19/06/2015
Central Fotovoltaica Inca de Varas II 130,0 95,0 Fotovoltaico SIC 25/02/2015
Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón 24,0 11,0 Pasada SIC 23/12/2013
Central Hidroeléctrica Los Aromos 91,1 19,9 Pasada SIC 23/12/2013
Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada SIC 23/12/2013
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones
24,0 12,0 Pasada SIC 09/12/2013
Central Termoeléctrica Ttanti 1300,0 1290,0 Gas Natural SING 22/11/2013
Parque Eólico Cateao 224,0 100,0 Eólica SIC 27/05/2013
Fuente: SEIA
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Cuadro Resumen Septiembre 2017
SIC SING Total
Parque generador (septiembre)
Capacidad instalada [MW] 17.666,7 5.367,7 23.034,4
Térmico [MW] 8.267,3 4.947,6 13.214,9
Hídrico [MW] 6.718,4 10,9 6.729,3
Eólico [MW] 1.463,3 90,0 1.553,3
Solar [MW] 1.217,7 319,2 1.536,9
Demanda máxima [MW] 7.697,1 2.577,0 -
Demanda mínima [MW] 4.401,3 1.988,2 -
Margen de reserva teórico [%] 130% 108% -
Producción de energía (septiembre)
Generación bruta [GWh] 4.335 1.656 5.991
Térmico [GWh] 2.150 1.440 3.590
Hídrico [GWh] 1.541 5 1.547
Biomasa [GWh] 168 - 168
Eólico [GWh] 275 52 327
Solar [GWh] 200 154 354
Geotérmica [GWh] - 5 5
Participación de generadores (por GWh) 13G > 80% 7G > 80% -
Ventas a clientes [GWh] (septiembre) 4.070 1.455 5.525
Regulados [GWh] 2.504 169 2.672
Libres [GWh] 1.566 1.286 2.853
Dif. entre generación y ventas [%] (septiembre) 6,1% 12,2% 7,8%
Energías Renovables No Convencionales (agosto)
Afecta a la Obligación [GWh] - - 4.401,8
Obligación Ley 20.257 y Ley 20.698 [GWh] - - 313,2
Inyección Reconocida [GWh] - - 959,0
Precio de la energía (septiembre)
Costo marginal [US$/MWh] 50,2 48,5 36,3
Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 101,0 92,6 73,2
Proyectos de generación (septiembre)
Ingresados al SEA [MW] 86,8 0,0 86,8
Admitidos por el SEA [MW] 77,8 0,0 77,8
No Admitidos por el SEA [MW] 9,0 0,0 9,0
Aprobados por el SEA [MW] 0,0 0,0 0,0
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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
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actualizada a la fecha de su emisión. El contenido está
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tomadas de fuentes que se consideran fiables, pero
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