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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE

Este Boletín se ha confeccionado en el mes de junio de2019, con el objetivo de informar los antecedentesresultantes del sector generación al mes de mayo 2019.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de mayo 2019. Noobstante, algunos antecedentes incluidos en este Boletínpodrían no corresponder necesariamente a dicho mes.

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

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CONTENIDO

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Editorial

Destacados

Capacidad instalada

Centrales de generación en pruebas

Centrales de generación en construcción

Demanda máxima y mínima

Generación bruta

Participación de generadores

Ventas a clientes

Energía Renovable No Convencional

Costo marginal

Precio Medio de Mercado

Evolución de costos marginales

Índices de precio de combustibles

Condición hidrológica

Proyectos de generación en el SEIA

Resumen del mes

¿Quiénes Somos?

Principios de sustentabilidad

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EDITORIALLa electricidad como oportunidad para enfrentar la urgenciaclimática

El pasado 20 de junio se realizó la XI versión delEncuentro de la Energía Eléctrica organizado porGeneradoras de Chile y Empresas Eléctricas, elcual congregó a gran parte de los actores clavespara la industria eléctrica. En esta instancia serealizó un conversatorio donde se habló sobrelos avances del ámbito energético y el rol de laenergía eléctrica en el futuro de nuestro país.Aquí, parte de lo reflexionado.

Sin duda, la crisis climática y el calentamientoglobal son el desafío económico y ambiental másimportante del siglo y como industria degeneración estamos convencidos que laelectricidad es el gran camino para enfrentarlo.Para hacerlo hay vemos grandes caminos: por unlado, desarrollar las energías renovables y retirarel carbón de la generación eléctrica; y por otrolado, electrificar aquellos consumos que hoy noson eléctricos como el transporte, minería,industria y los hogares, desplazando el uso defósiles.

Retirar el carbón, que hoy en día es el 40% de lageneración eléctrica, es un paso decisivo ynecesario pero también ambicioso, y hay muypocos países en el mundo que han tomado estadecisión. El 4 de junio de 2019, el PresidenteSebastián Piñera presentó el plan de retiro de lageneración eléctrica a carbón para nuestro país,consistente con la meta de alcanzar la carbononeutralidad como país el año 2050.

Este plan es una iniciativa concreta ya queestablece en primer lugar que en Chile lasempresas generadoras no van a desarrollarnuevas unidades de carbón. En segundo lugarestablece plazos y se inicia con el retiro de 1.047MW en 8 unidades, equivalentes al 20% de lacapacidad, las que cerrarán en los próximos 5años y una fecha final clara en el año 2040 como

cese de operaciones de las unidades a carbónexistentes.

Para sostener el impulso renovable y avanzar enel retiro de unidades de carbón debemos dotar elsistema eléctrico de mayor flexibilidad ycapacidad de transmisión. Al año 2030 se estimauna penetración solar adicional de entre 6.5 y 11GW y eólica entre 2 y 5 GW, para lo cual esnecesario contar con las adecuacionesregulatorias para el desarrollo eficiente deservicios de flexibilidad y una insercióncompetitiva del almacenamiento, la próxima granrevolución tecnológica, a través de una “ley deflexibilidad”.

La penetración de renovables y el retiro delcarbón exigirá también un rediseño y cambio dela topología de red de transmisión, lo cual implicaplanificación, diseño y construcción de nuevaslíneas. Para concretarlas en tiempo y forma, seránecesario un acuerdo país de carácter ambientaly técnico sobre los nuevos requerimientos detransmisión que involucre a las comunidades,autoridades, sistema político, ONGs y empresas.

La agenda de energía debe conectarse también ycon especial cuidado con los desafíos socialesque tendrá el desarrollo de la nuevainfraestructura energética ubicada en zonascomo la Araucanía, uno los principales poloseólicos en desarrollo de la actualidad, o en elnorte del país, con especial preocupación por losderechos, costumbres y prácticas de los pueblosindígenas. Resulta de suma importancia comoalgo que hemos venido haciendo como gremio,incorporar principios de derechos humanos yempresa, y entender su aplicación tanto alinterior de las empresas, como en los territoriosy en otros actores, como los proveedores, dondese podría tener un impacto directo.

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En esta transición energética, de la cual somosparte, existen otras brechas que también debendesaparecer: debemos enfrentar el problema dela inequidad energética, donde los hogares másvulnerables gastan más proporcionalmente de suingreso en energía y viven en invierno enpromedio 4,5º C bajo la temperatura de confort;la contaminación de las ciudades, en particularde la zona sur producto de la combustión de leñay de las emisiones del transporte principalmente,genera al menos 4.000 muertes prematuras alaño, los que es considerado como el mayordesafío ambiental de Chile. En esta misma líneatambién es muy importante avanzar en laeficiencia de nuestras vivienda, este es unaspecto relevante para disminuir lacontaminación atmosférica de las ciudades delsur, un mejor aislamiento térmico implica unamenor demanda energética por metro cuadradode vivienda.

Existe hoy una gran brecha de consumo deelectricidad en nuestro país con respecto a paísesdesarrollados. En Chile, la electricidad es solo el22% del consumo final, mientras un 57% siguesiendo petróleo y derivados, y la leña/biomasaun 13%. Por ejemplo, el consumo de Chile es decerca de 4.000 kWh por habitante al año, versuslos más de 8.000 de promedio OCDE o los 24.000de Noruega.

Los anterior es una gran oportunidad para el paísde avanzar en descarbonización y de pasodescontaminar nuestras ciudades. Junto confomentar una mayor aislación térmica de loshogares, el contar con un segmento dedistribución más competitivo facilitará la

penetración de tecnologías más eficientes degeneración de calor y agua caliente sanitaria, queson un 56% y 18% del consumo energético de loshogares respectivamente. Así, por ejemplo, lasbombas de calor eléctricas pueden lograreficiencias de 200% a 500%, transformándose enlas fuentes de calor cero emisiones de menorcosto de operación para los hogares.

Además, para evitar el uso de fósiles es necesariala electrificación del transporte, comenzando poraquel más intensivo en uso de energía, y por lotanto en emisiones, como los buses y taxis. Laelectrificación de los procesos industriales ymineros es también un aporte a ladescarbonización de nuestra economía. En esteámbito, la minería chilena es clave para unaeconomía baja en carbono, con menoresemisiones en sus etapas de extracción yprocesamiento. Por otra parte, el cobre, el litio ylas sales solares son relevantes en una “mineríaverde” que impulse el desarrollo eficiente detecnologías de almacenamiento eléctrico y decalor para usos en electromovilidad, generacióneléctrica, industria, comercio y hogares.

Estamos convencidos que es posible desafiar eldestino y enfrentar la crisis climática. Alcanzar lacarbono neutralidad al 2050 es una metaambiciosa pero necesaria, y la electricidad es laoportunidad central para lograrlo, poniendo a laspersonas en el centro de nuestras acciones.

Generadoras de Chile A.G.



CAPACIDAD INSTALADA Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

24.854,1 MW

ENERGÍA GENERADASistema Eléctrico Nacional (SEN)

6.630 GWh

53,1%

27,2%

7,7%

10,0%

1,8%

0,2%

DEMANDA MÁXIMA SEN DEMANDA MÍNIMA SEN

VENTAS A CLIENTES

2.573 GWhClientes regulados

3.631 GWhClientes libres

6.204 GWhTOTAL VENTAS SEN

5,9%Respecto a feb-19

3,5%Respecto a mar-18

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA

PRECIO MEDIO DE MERCADO

10.328 MW 7.128 MW

62,7%

22,5%

4,9%

8,3%

1,4%

0,2%

6

61,5 US$/MWhQuillota 220 kV

49,2 US$/MWhCrucero 220 kV

-4,3%Respecto a feb-19

5,4%Respecto a feb-19

-16,1%Respecto a mar-18

-9,6%Respecto a mar-18

PRECIO NUDO CORTO PLAZO (ITD enero 2019)

99, US$/MWh 68,0 US$/MWhQuillota 220 kV

69,1 US$/MWhCrucero 220 kV

PROYECTOS EN EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

171,0 MW9 proyectos Ingresados

8,0 MW1 proyectos

No Admitidos

535,4 MW12 proyectos Aprobados

+ =

DESTACADOSEn el mes de mayo del 2019

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25.147,8

53,0%

26,9%

7,7%

10,4%

1,8%

0,2%

6.551

65,5%

22,0%

5,1%

5,4%

1,7%

0,3%

10.265 7.205

2.534 3.596 6.130 abr-19

may-18

66,7 abr-19

may-18

51,9 abr-19

may-18

99,8

150,0 45,0 591,215 5 7



CAPACIDADINSTALADA

Al mes de abril 2019, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) posee una potencia instalada de generación de24.856,4 MW, los que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemasmedianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%).

Del total de capacidad instalada en el SEN, el 47,0 corresponde a tecnología de generación en base arecursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia). El 53,0 corresponde acentrales termoeléctricas a gas natural, carbón o derivados del petróleo.

CAPACIDAD TOTAL SEN - MW

00000

00000

00000

13,5%

13,4%

1,8%

7,7%

10,4%

0,2%19,4%

22,0%

11,6%

7

RENOVABLE 11.813,6

HIDRO EMBALSE 3.383,3

HIDRO PASADA 3.380,0

BIOMASA 446,0

EÓLICO 1.937,7

SOLAR 2.621,7

GEOTÉRMICA 44,9

NO RENOVABLE 13.334,2

GAS NATURAL 4.875,6

CARBÓN 5.534,5

DERIV. DEL PETRÓLEO 2.924,1

TOTAL 25.147,8

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mayo

47,0%53,0%

25.147,8



CENTRALESDE GENERACIÓN EN PRUEBAS

En el mes de abril 2019, las centrales que se encuentran en pruebas en el SEN son las siguientes:

CENTRALES EN PRUEBAS SEN

Central Tipo Potencia [MW]

Loma Los Colorados PMG Solar 1,1

El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0

PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5

Panguipulli PMGD PMGD Hídrico 0,4

PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4

PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1

PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3

PMGD Molina PMGD Térmico 1,0

PMGD Cintac PMGD Solar 2,8

PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,0

Palma Solar PMGD Solar 3,0

Dos Valles PMG Hídrico 3,0

El Roble PMGD Solar 9,0

Cogeneración Lomas Coloradas PMGD Térmico 3,4

Palacios PMG Hídrico pasada 3,6

El Brinco Hidro Pasada 0,2

Solar Diego de Almagro (Ampliación) PMGD Solar 4,0

Punta Sierra Eólica 81,6

Almendrado PMGD Térmico 3,0

Chorrillos PMGD Térmico 3,0

Luna PMGD Solar 2,7

PE Aurora Eólica 129,0

Parque Fotovoltaico Ariztía PMGD Solar 3,0

PMGD Las Lloysas PMGD Solar 2,8

Vituco 2B PMGD Solar 3,0

Población Solar PMGD Solar 3,0

La Lajuela PMGD Solar 6,9

PV Crucero PMGD Solar 3,0

PFV Santa Adriana PMGD Solar 3,0

PMGD Lo Sierra PMGD Solar 3,0

Central Hidroeléctrica Cumbres Hidro Pasada 19,3

Altos de Til Til PMGD Solar 3,0

PE Sarco Eólica 170,0

El Arrebol PMGD Eólica 9,0

Los Perales I PMGD Solar 3,0

Picoltué PMGD Térmico 3,0

Los Sauces PMGD Térmico 3,0

Yumbel PMGD Térmico 3,0

Parque Eólico El Nogal PMGD Eólica 9,0

PRP Gami PMGD Térmico 2,9

Casuto PMGD Solar 2,8

Rovián PMGD Solar 7,0

Tricahue 2 PMGD Solar 9,0

Huatacondo Solar 103,2

Los Guindos 2 (U2) Térmico 139,0

TOTAL 783,5

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional 8

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CENTRALESDE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a abril 2019 seencuentran en construcción 2.638 MW (38 centrales), de los cuales 94,6% corresponden a energíasrenovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 31% de centrales hidroeléctricasde tamano mayor a 20 MW; 35,8 de centrales eólicas; 27,2% a centrales solares y un 0,6% a centralesmini hidro.

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

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Fuente: Proyectos en Construcción e Inversión en sector Energía, mayo 2019, División de InfraestructuraEnergética, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile.

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Nuevos proyectos que iniciaron construcción este mes.

#Nombre

CentralTitular Tecnología

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna SistemaInversión

($US MM)

1 Ranguil Energía Chile SpA Solar 3 Jun/2019 VI Lolol SEN 5

2 Las Perdices Oenergy Solar 3 Jun/2019 VII Talca SEN 5

3 Las Codornices Oenergy Solar 3 Jun/2019 XVI San Carlos SEN 5

4 Tucúquere Reden Solar Solar 3.6 Jun/2019 V Catemu SEN 4

5 Placilla Grenergy Solar 9 Jun/2019 VI Placilla SEN 9

6 Casuto CVE Group Solar 3 Jun/2019 V Rinconada de los Andes SEN 4

7 Teno Gas 50 Inersa Térmica 43 Jun/2019 VII Teno SEN 30

8 PE La Flor Vientos de Renaico Eólica 30 Jul/2019 VIII,IX Negrete, Renaico SEN 54

9 Parque Eólico San Gabriel Acciona Eólica 183 Jul/2019 IX Renaico SEN 360

10 Cruz iEnergia Solar 3 Jul/2019 V Panqueghue SEN 4

11 Canesa Verano Capital Solar 3 Jul/2019 IV Illapel SEN 3

12 Chalinga Verano Capital Solar 3 Jul/2019 IV Salamanca SEN 3

13 Rinconada Grenergy Solar 8 Jul/2019 VI Rengo SEN 8

14 Bellavista Solarpack Solar 9 Aug/2019 I Pozo Almonte SEN 18

15 Las Lechuzas Oenergy Solar 3 Aug/2019 XVI San Carlos SEN 5

16 Los Girasoles Trinasolar Solar 3 Aug/2019 RM Curacaví SEN 3

17 Lemu Grenergy Solar 5 Aug/2019 VII San Javier SEN 5

18 Doñihue Grenergy Solar 7.5 Aug/2019 VI Coinco SEN 7

19 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia Hidro 12 Sep/2019 VIII Yungay-Tucapel SEN 29

20 Rauquen Grenergy Solar 9 Sep/2019 VII Romeral SEN 9

21 Granja Solar Solarpack Solar 100 Oct/2019 I Pozo Almonte SEN 114

22 Almeyda Acciona Solar 60 Oct/2019 III Chañaral, Diego de Almagro SEN 10123 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 Oct/2019 III Vallenar SEN 50

24 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0.3 Dec/2019 X Hualaihué SMH 3

25 Melinka Municipalidad de Guaitecas Eólica 0.35 Dec/2019 XI Guaitecas SMA 4

26 Pepa del Verano Verano Capital Solar 18 Jan/2020 RM Isla de Maipo SEN 26

27 Arica I* Skysolar Group Solar 40 Jan/2020 XV Arica SEN 50

28 Usya Acciona Solar 62 Apr/2020 II Calama, Antofagasta SEN 43

29 Tolpán Sur Acciona Eólica 84 Apr/2020 IX Renaico SEN 120

30 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 May/2020 II Maria Elena SEN 1,147

31 Cabo Leones II Ibereólica Eólica 205 Jul/2020 III Freirina SEN 271

32 Los Cóndores Enel Generación Hidro 150 Sep/2020 VII San Clemente SEN 957

33 Atacama Solar Sonnedix Solar 250 Sep/2020 I Pozo Almonte / Pica SEN 185

34 Cabo Leones III Ibereólica Eólica 173 Jan/2021 III Freirina SEN 229

35 Malleco WPD Eólica 270 Jan/2021 IX Collipulli SEN 500

36 San Víctor EPA S.A. Hidro 3 Jun/2021 XI Aysén SMA 10

37 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN

38 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 VIII San Fabián de Alico SEN 350

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 2,638 7,776

CENTRALES EN CONSTRUCCION UAP - MAYO 2019

3,048

DEMANDAMÁXIMA Y MÍNIMA



En el mes de abril 2019, la demanda bruta máxima horaria del SEN alcanzó los9.939 , MW, lo querepresenta un aumento de 3,8% respecto al mes anterior y un 3,9% más respecto al mismo mes del añopasado.La demanda mínima registrada del SEN ese mismo mes alcanzó los MW, lo que representa unaumento de 2,1% respecto al mes anterior y un 1,7% más respecto al mismo mes del año pasado.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

Gráfico 1: Demanda máxima y mínima en el SEN, últimos 13 meses

GENERACIÓN BRUTALa generación bruta en el SEN durante abril 2019 alcanzó los 6.178 GWh de energía, lo que representaun aumento del 6,8% respecto al mes anterior (explicado en parte por la diferencia en el número dedías de cada mes) y 1,4% más respecto al mismo mes del año pasado.

En abril , en el SEN, la generación provino en un34,4% de fuentes renovables. La hidroelectricidadaportó con el 21,0% de la generación total.


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abr-19 may-18

Máxima 10.523,1 10.265,3 3,3% 2,7%

Mínima 6.612,2 7.204,5 3,2% 1,1%

Demanda SEN [MW]

Anual 2019 may-19∆% mes

Gráfico 2: Generación bruta SEN por fuente, últimos 13 meses

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

MW

D.Máxima D.Mínima

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

Pasada Embalse Eólica Solar

Biomasa Cogeneración Carbón Gas

Derivados Petróleo Geotérmica

abr-19 may-18

Renovable 12.914 2.263 6,6% 3,6%

Hídrico 8.015 1.438 10,7% -0,3%

Biomasa 874 111 13,5% -26,7%

Eólico 1.502 337 23,8% 29,8%

Solar 2.434 355 -18,6% 13,7%

Geotermica 89 22 33,4% 11,4%

Térmica 18.996 4.288 5,8% 0,2%

Carbón 12.395 2.858 13,3% -2,3%

Gas 5.969 1.211 -6,5% 6,1%

Der. Petróleo 632 129 -5,5% 36,2%

Total 31.910 6.551 6,0% 1,4%

Generación bruta SEN [GWh]

FuenteAcumulado

2019may-19

∆% mes

7.205

mayo

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10.2653,3% 2,7%

3,2% 1,1%

mayo 6.5516,0%

1,4%

34,5%22,0%

mayo



PARTICIPACIÓNDE GENERADORES

Con respecto a la generación bruta mensual del SEN, se indican a continuación los porcentajes departicipación de las empresas, en el mes de abril 2019, que concentran en conjunto más del 80% de lageneración total del sistema.

SEN

EmpresaGeneración bruta

[GWh]Participación [%]

AES GENER 1995 31%

ENEL 1450 22%

COLBUN 1187 18%

ENGIE 535 8%

TAMAKAYA ENERGÍA 80 1%

Total 5.247 80%


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VENTASA CLIENTESDurante el mes de abril 2019, las ventas de energía en el SEN alcanzaron los 6.204 GWh, un 10,8 másque las ventas efectuadas el mes anterior (explicado en parte por la diferencia en el número de días de

cada mes) y 3,6% más que las del mismo mes de 2018.


3.107 3.234 3.357 3.328 3.100 3.305 3.285 3.439 3.499 3.2593.631 3.394 3.596

2.815 2.8032.825 2.750

2.5232.600 2.546

2.609 2.569

2.339

2.573

2.3952.534

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

Libres Regulados

Gráfico 3: Ventas de energía a clientes SEN, últimos 13 meses

12

abr-19 may-18

Regulados 12.410 2.534 5,8% -10,0%

Libres 17.379 3.596 5,9% 15,7%

Total 29.789 6.130 5,9% 3,5%

Ventas SEN [GWh]

Tipo clienteAcumulado

2019may-19

∆% mes

mayo

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6.130 5,9%

3,5%



ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONALGeneración ERNC

Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables NoConvencionales (ERNC) de acuerdo a la ley, actualizado al mes de mayo 2019 (última informacióndisponible a la fecha), comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de barras) y laobligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

(*) Para el 2019 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 7,5% sobre los retiros de energíaafectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 11% sobre losretiros de energía afectos a ella.

Gráfico 4: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses

13


394392 404 401 376 396 394 406

521458

512480 495

9671.017 1.043

1.091

1.237

1.437 1.414 1.397

1.206

1.0011.143

949995

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC

abr-19 may-18

Afecta a la Obligación 28.228,0 5.702,3 14,3% 15,7%

Obligación Ley ERNC 2.465,9 494,9

Inyección Reconocida 5.294,3 995,3 -28,8% 2,9%

∆% mesAcumulado

2019may-19Energía ERNC [GWh]

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Capacidad Instalada ERNC

Al mes de mayo 2019 el conjunto de empresaspertenecientes a la Asociación Gremial de Generadorasposee una capacidad instalada de 2532,8 MW de energíarenovable, sin considerar centrales hidroeléctricas decapacidad instalada superior a 40 MW, de los cuales 2243,9MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta acontinuación el listado de estas centrales y su empresaasociada (ya sea directamente o a través de alguna de susfiliales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, silo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con lascondiciones necesarias, pero fueron instaladas antes del 1 deenero de 2007. Para el caso de las mini-hidro se muestranaquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MWFuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC

de la CNE junio 2019

ERNC en operación (MW) - mayo 2019

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Capacidad instalada de generación renovable (hidro hasta 40 MW) empresas asociadas a Generadoras de Chile

BIOMASA 507

EÓLICA 1758

MINI - HIDRO 537

SOLAR 2576

GEOTÉRMIA 40

TOTAL 5.418

Empresa Central TecnologíaPotencia Bruta

[MW]Tipo Empresa Central Tecnología

Potencia Bruta

[MW]Tipo

Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable Canela I Eól ica 18,2 ERNC

Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC Canela II Eól ica 60 ERNC

Volcán Minihidro 13 Renovable Loma Al ta Minihidro > 20 MW 40 Renovable

Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Andes Solar Solar FV 20 ERNC Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC

AME Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Sauzal i to Minihidro 12 Renovable

Cerro Dominador FV Cerro Dominador Solar FV 100 ERNC Los Mol les Minihidro 18 Renovable

Juncal i to Minihidro 1,5 Renovable Carrera Pinto Solar FV 97 ERNC

Juncal Minihidro 29,2 Renovable Chañares Solar FV 40 ERNC

San Clemente Minihidro 5,9 ERNC Lalackama I Solar FV 60 ERNC

Carena Minihidro 10 Renovable Lalackama II Solar FV 18 ERNC

Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC Pampa Norte Solar FV 79 ERNC

Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,7 Renovable Finis Terrae Solar FV 160 ERNC

San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable Diego de Almagro Solar FV 36 ERNC

Los Qui los Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable La Si l la Solar FV 1,7 ERNC

La Mina Minihidro > 20 MW 37 ERNC Los Buenos Aires Eól ica 24 ERNC

Ovejería Solar FV 9 ERNC Tal inay Oriente Eól ica 90 ERNC

FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC Tal inay Poniente Eól ica 60,6 ERNC

Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Talta l Eól ica 99 ERNC

Cabo Leones Eól ica 116 ERNC Renaico Eól ica 88 ERNC

Monte Redondo Eól ica 48 ERNC Sierra Gorda Eól ica 112 ERNC

Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable Val le de los Vientos Eól ica 90 ERNC

El Águi la Solar FV 2 ERNC Cerro Pabel lón Geotérmica 48 ERNC

Laja I Minihidro 34,4 ERNC Totora l Eól ica 46 ERNC

Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC Cari lafquen Minihidro 19 ERNC

Mala lcahuel lo Minihidro 7 ERNC

San Juan Eól ica 193 ERNC

Coya Pasada 12 Renovable

Punta Sierra Eól ico 82 ERNC

Prime Energía Antay Solar Solar FV 9 ERNC

EnelColbún

EDF

Engie

Paci fic Hydro

AES Gener

LAP

J U N I O

2 0 1 9

57,454,4 55,5

60,154,5 55,1

53,6

51,9 51,5 51,2 49,2 49,3 51,9

79,6 78,7

66,0

82,7

59,3 56,8

48,7

54,0

61,4 62,2 61,5

69,766,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

US$

/MW

h

Crucero_220 Quillota_220



COSTO MARGINALEl costo marginal corresponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una horadeterminada. En este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV y la barra Crucero 200 kV porser los centros de carga más importantes del SEN. El valor entregado para cada barra corresponde alpromedio mensual de los costos marginales horarios.

Gráfico 5: Costo marginal promedio mensual del SEN, últimos 13 meses

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

PRECIO MEDIO DE MERCADOEl Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratosinformados por las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a unaventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor escalculado como el promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energíagenerada mensual respectiva.

Gráfico 6: Precio Medio de Mercado del SEN, últimos 13 meses

Fuente: CNE

15

abr-19 may-18

Quillota 220 64,3 66,7 -4,3% -16,1%

Crucero 220 50,6 51,9 5,4% -9,6%

BarraPromedio

2019may-19

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]

95,292,9

91,092,3

91,0

93,795,5 95,9 96,6

99,5 99,5101,6

99,8

80

85

90

95

100

105

110

US$

/MW

h

abr-19 may-18

SEN 99,4 99,8 -1,8% 4,8%

Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]

Promedio

2019Sistema may-19

∆% mes

J U N I O

2 0 1 9

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

PMM SIC PMM SEN Crudo Brent DTD Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B



EVOLUCIÓN DE COSTOS MARGINALESSe presentan a continuación la evolución del Costo Marginal en la barra Quillota 220 kV y Crucero 220 kV

Gráfico 7: Evolución de Precios

16

0

50

100

150

200

250

300

350

US$

/MW

h

Costo Marginal Quillota 220 kV Costo Marginal Crucero 220 kV

ÍNDICES DE PRECIO DE COMBUSTIBLEEl gráfico a continuación muestra, a marzo 2019, los precios de los combustibles utilizados por la CNE parael cálculo del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado(PMM), normalizando los valores al mes de enero 2007.

Gráfico 8: Índices de precio de combustibles


Fuente: CNE

J U N I O

2 0 1 9

412

431

M J J A S O N D E F M A M

Rapel

298

393


Maule

863973


Laja

437 419


Ralco



17

CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 31 DE MAYO DE 2019

VOLUMEN EMBALSES Hm3 (últimos 13 meses)

J U N I O

2 0 1 9

3%10%

15%

85%

Rapel - Rancagua

Vol. Habitual E.Rapel en May

[479 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha[112 mm]

PP Anual[395 mm]

PP Mes de May[62 mm]

12%

47%

73%

42%

Maule - Armerillo

Vol. Habitual L. Maule en May

[933 Hm3]


PP Anual[2200 mm]


17%

53%

77%

31%

Laja - Los Ángeles

Vol. Habitual L. Laja en May

[3118 Hm3]



PP Anual[1085 mm]

16%

55%

62%

75%

Biobío - Quilaco/Rucalhue

Vol. Habitual E.Ralco en May

[468 Hm3]



PP Anual[1517 mm]

Gráfico 9: Condición año 2019 a la fecha ( ) vs. año normal ( ;[promedio histórico]) en las cuencas más relevantes del sistema

Gentileza de

El año hidrológico se inició con una importante escasez de precipitaciones en todas las cuencas del sistema. Destacaespecialmente la cuenca del río Rapel que presenta un déficit de 90% respecto a un año normal. En las cuencas delMaule, Laja y Biobío el déficit de precipitaciones es de 53%, 47% y 45%, respectivamente. El volumen de recursoshídricos almacenados al mes de mayo en los embalses más relevantes del sistema totaliza 2216 Hm3, cantidad querepresenta una disminución de sólo un 1,6% con respecto al volumen acumulado en el mes pasado.



PROYECTOSDE GENERACIÓN EN EL SEIA

Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energíaeléctrica ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitidos, y delos proyectos aprobados en el SEN durante el mes de mayo 2019.

Acumulado 2019 mayo 2019

MW Ingresados MW AprobadosMW

Ingresados

MW

Admitidos

MW

No AdmitidosMW Aprobados

SEN 1.207,5 1.429,4 150,0 105,0 45,0 591,2

Durante el mes de mayo 2019, se aprobaron los siguientes proyectos de generación.

ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso

ANDES LNG 650,0 540,0 Gas 21/07/2016Parque Fotovoltaico Verano de San Juan II 10,2 9,0 Fotovoltaico 23/05/2018Parque Fotovoltaico Pintados 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018Parque Fotovoltaico Quinantu 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018Parque Fotovoltaico Bellavista 13,5 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018Parque Solar El Paso 7,4 6,2 Fotovoltaico 23/07/2018Parque Fotovoltaico Don Pedro 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/10/2018

En el mismo mes, se registraron los siguientes proyectos No Admitidos a Tramitación.

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

ProyectoInversión


Parque Fotovoltaico Santa Julia 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Fotovoltaico Yungay II 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Fotovoltaico San Camilo 9,0 6,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Solar Casablanca 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Planta Fotovoltaica Alcones 11,5 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

La Palma Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Actualización Proyecto Guanaco Solar 57,6 27,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Planta Fotovoltaica Lockma 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Planta Fotovoltaica Ckilir 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica San Ramiro 10,4 9,0 Fotovoltaico 20/05/2019

Planta Fotovoltaica El Romeral 11,5 8,0 Fotovoltaica 22/04/2019

18

ProyectoInversión


Planta Solar Fotovoltaica Caimanes 10,0 12,0 Fotovoltaico 27/05/2019

Parque Fotovoltaico Benavente 10,7 9,0 Fotovoltaico 27/05/2019

Parque Fotovoltaico Chacaico 9,0 9,0 Fotovoltaico 24/05/2019

Parque Fotovoltaico La Perla 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Solar La Rosa 7,0 6,0 Fotovoltaico 23/05/2019

J U N I O

2 0 1 9

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2131608818
























ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente

Fecha

ingreso

Parque Fotovoltaico La Quinta 9,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico El Aguilucho 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Instalación de 3 Aerogeneradores en Sector Colonia Belbén

17,0 5,4 Eólica 22/04/2019

Instalación de 3 Aerogeneradores en Fundo DeganChico

17,0 5,4 Eólica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico Laja 10,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Avel Solar 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Solar Esfena 8,0 6,0 Fotovoltaica 22/04/2019

SANTA INÉS SOLAR 15,0 6,9 Fotovoltaica 22/04/2019

Central Solar Fotovoltaica Gran Piquero 10,5 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica MACAO 9,6 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico El Flamenco 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico Rucasol 11,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Optimización de la Unidad 2 del Complejo Nehuenco 0,1 42,0 Gas 18/04/2019

PARQUE FOTOVOLTAICO LA ROSA DE SHARON 7,5 6,0 Fotovoltaica 18/04/2019Meseta de Los Andes 165,0 175,0 Fotovoltaica 05/04/2019PARQUE EOLICO VIENTO SUR 250,0 215,0 Eólica 02/04/2019Planta fotovoltaica Agrícola Josefina 9,0 9,0 Fotovoltaica 21/03/2019Parque Fotovoltaico "El Trile" 12,0 9,0 Fotovoltaica 21/03/2019

Planta Fotovoltaica Nahuén 11,5 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019

Planta Fotovoltaica Alcones 11,5 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019

Planta Fotovoltaica Mitchi 11,5 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019

Parque Fotovoltaico Centauro Solar 13,7 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019

Parque Solar Fotovoltaico Playero 13,5 9,0 Fotovoltaica 19/03/2019

PARQUE FOTOVOLTAICO CABRERO SOLAR 10,0 9,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Parque Fotovoltaico San Alfonso 10,0 7,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Parque Solar Liquidambar 12,0 9,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Parque Fotovoltaico Alcones 120,0 90,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Parque Solar Newentún 12,0 8,3 Fotovoltaica 20/02/2019

Parque Solar San Antonio 12,0 9,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Proyecto Eólico Kosten Aike 62,0 36,0 Eólica 20/02/2019

Parque Solar Avilés 12,0 8,4 Fotovoltaica 19/02/2019

PROYECTO PARQUE SOLAR MECO CHILLAN 7,0 7,1 Fotovoltaica 23/01/2019

Parque Solar Kariba 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019

Fotovoltaico El Boco II 7,9 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica Margarita 10,1 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019

Parque Solar Las Vegas 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019

PARQUE EÓLICO LEBU NORTE 25,0 14,4 Eólica 21/12/2018

Parque Fotovoltaico Chacabuco 10,0 9,0 Fotovoltaica 20/12/2018

Proyecto Parque Fotovoltaico Albatros 120,0 7,7 Fotovoltaica 20/12/2018

Proyecto Solar Valle Escondido 150,0 105,0 Fotovoltaica 20/12/2018

Central Eléctrica Cala Morritos 93,0 200,0 Diésel 20/12/2018

Parque Solar Fotovoltaico Tarwi 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/11/2018

Parque Solar Fotovoltaico Encina 12,0 7,1 Fotovoltaico 23/11/2018

Planta Fotovoltaica Molina 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/11/2018

Proyecto Parque Fotovoltaico Albatros 120,0 7,7 Fotovoltaica 20/12/2018

Instalación de tres aerogeneradores en fundo Las Marías

17,0 16,2 Eólica 21/11/2018

“Parque Eólico Llanos del Viento” 400,0 222,6 Eólica 21/11/2018

19

J U N I O

2 0 1 9


















































ProyectoInversión


Planta Solar Fotovoltaica Mutupin 10,0 9,0 Fotovoltaica 20/11/2018

Proyecto Eólico Vientos del Pacífico 150,0 100,0 Eólica 30/10/2018

Parque Fotovoltaico Fuster del Verano 10,2 9,0 Fotovoltaico 23/10/2018

Parque Fotovoltaico Chicauma del Verano 10,2 9,0 Fotovoltaico 22/10/2018

Planta Fotovoltaica Astillas 13,5 9,0 Fotovoltaico 21/09/2018

Minicentrales de Pasada José Luis Moraga 17,0 5,8 Pasada 21/09/2018

Parque Solar Fotovoltaico Pencahue 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2018

Parque Fotovoltaico Tamarugal I 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

Parque Fotovoltaico Tamarugal II 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

Proyecto Parque Solar Fotovoltaico Frangel 13,0 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

Proyecto Parque Solar Fotovoltaico Coihue 13,0 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

Parque Fotovoltaico Fuster del Verano 10,2 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

Parque Eólico Entre Ríos 497,0 310,5 Eólica 05/06/2018

Parque Fotovoltaico El Manzano 12,3 11,9 Fotovoltaico 23/04/2018

Pequeña Central Hidroeléctrica Llancalil 23,0 6,9 Pasada 23/04/2018

Ampliación Proyecto Central Geotérmica Cerro

Pabellón200,0 50,0 Geotérmica 06/10/2017

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

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

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

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

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

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

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

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

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

20

Fuente: SEA

J U N I O

2 0 1 9

























http://seia.sea.gob.cl/expediente/expediente.php?id_expediente=2128971021&modo=ficha



RESUMEN DEL MES

21

Cuadro Resumen may-19Total

Capacidad insta lada [MW] 25.147,8

Térmico [MW] 13.334,2

Hídrico [MW] 6.763,3

Eól ico [MW] 1.937,7

Solar [MW] 2.621,7

Biomasa [MW] 446,0

Geotérmico [MW] 44,9

Demanda máxima [MW] 10.265,3

Demanda mínima [MW] 7.204,5

Margen de reserva teórico [%] 145%

Generación bruta [GWh] 6.551

Térmico [GWh] 4.288

Hídrico [GWh] 1.438

Biomasa [GWh] 111

Eól ico [GWh] 337

Solar [GWh] 355

Geotérmica [GWh] 22

Ventas a cl ientes [GWh] 6.130

Regulados [GWh] 2.534

Libres [GWh] 3.596

Dif. entre generación y ventas [%] 6,4%

Afecta a la Obl igación [GWh] 5.702,3

Obl igación [GWh] 494,9

Inyección Reconocida [GWh] 995,3

Costo margina l Qui l lota 220 kV [US$/MWh] 66,7

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 99,8

Proyectos de generación

Ingresados a l SEA [MW] 150,0

Admitidos por el SEA [MW] 105,0

No Admitidos por el SEA [MW] 45,0

Aprobados por el SEA [MW] 591,2

Precio de la energía

Parque generador

Producción de energía

Energías Renovables No Convencionales

J U N I O

2 0 1 9

Generadoras de Chile es el gremio que representa a lasempresas de generación eléctrica que operan en Chile.Creada en 2011, congrega a un grupo amplio y diverso deempresas nacionales e internacionales que en su conjuntoproducen más del 90% por ciento de la energía eléctricapaís. Para ello, sus socios desarrollan, construyen y operanproyectos de energías en todas las tecnologías presentesen Chile.

Sus miembros a la fecha son las empresas AES Gener,Andes Mining & Energy (AME), Cerro Dominador, Colbún,EDF, ENEL, ENGIE, GPG, Latin American Power (LAP), InkiaEnergy, Pacific Hydro, Prime Energía y Statkraft.

QUIÉNES SOMOS

VISIÓN MISIÓNUn Chile más eléctrico, con energía más eficiente, renovable, confiable y sustentable.

Inspirar y liderar la transición energética a través de lapromoción de políticas públicas y buenas prácticaspara el mejor uso y generación de energía eléctrica.

Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación(Total = 18.985 MW, a Junio 2019)

22

AES GENER

AME

CERRO DOMINADOR

COLBUN

EDF

ENEL

ENGIE

GPG

INKIA ENERGY

LAP

PACIFIC HYDRO

PRIME ENERGÍA

STATKRAFT

3.371

436

100

3.330

564

7.463

2.131

114

410

265

366

223

212

EMPRESA ASOCIADA

POTENCIAINSTALADA (MW)

J U N I O

2 0 1 9



PRINCIPIOSDE SUSTENTIBILIDAD

23



INFORMACIÓN IMPORTANTE“El presente Boletín ha sido elaborado por la Direcciónde Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras deChile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionaral público general información relativa al sector eléctricoactualizada a la fecha de su emisión. El contenido estábasado únicamente en informaciones de carácterpúblico tomadas de fuentes que se consideran fiables,pero dichas informaciones no han sido objeto deverificación alguna por parte de la Asociación, por lo queno se ofrece ninguna garantía, expresa o implícita encuanto a su precisión, integridad o corrección.

La Asociación no asume compromiso alguno decomunicar cambios hechos sin previo aviso al contenidodel Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociaciónno asume responsabilidad alguna por cualquier pérdidadirecta o indirecta que pudiera resultar del uso de estedocumento o de su contenido.”

24

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