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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE

Este Boletín se ha confeccionado en el mes denoviembre de 2018, con el objetivo de informar losantecedentes resultantes del sector generación al mesde octubre 2018.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de octubre 2018. 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

Pronóstico de deshielo

Proyectos de generación en el SEIA

Resumen del mes

¿Quienes Somos?

Principios de sustentabilidad

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2 0 1 8



EDITORIALEl mecanismo de estabilización de precios para pequeñosmedios de generaciónEl sector eléctrico chileno se ha distinguido por sudesarrollo basado en señales de mercado yregulado acorde a las distintas características delos segmentos que lo componen. En el segmentogeneración, caracterizado por condiciones decompetencia, las decisiones son tomadas a riesgodel propio inversionista, disponiendo deherramientas apropiadas para la mitigación dedichos riesgos. El Estado, en su rol subsidiario ycuando corresponde, regula este segmento con elfin de “nivelar la cancha” para todo tipo y tamañode tecnologías de generación, eliminandodistorsiones y cuidando de no afectar lasdecisiones tomadas, promoviendo un esquemaregulatorio que dé certezas y confianza alinversionista.

Bajo ese esquema, la ley 19.940 de marzo 2004(denominada Ley Corta I) con el fin de promoverel desarrollo de medios de generación de hasta 9megawatts (MW), los que hasta esa fecha notenían acceso al mercado spot de energía,introdujo la figura del precio estabilizado de ventade energía al que dichos medios pueden acceder.

Así, con la promulgación de esta ley, se da origenal derecho que tiene la energía inyectada pormedios de generación cuyos excedentes depotencia suministrables al sistema eléctrico nosuperan los 9 MW (Pequeño Medio de Generación– PMG- o Pequeño Medio de GeneraciónDistribuida - PMGD) de “escoger” un mecanismode estabilización de precios para la valorización desu energía. La ley delega en el reglamentorespectivo la definición de dichos mecanismos. Esasí como a través del Reglamento para Medios deGeneración No Convencionales y PequeñosMedios de Generación, establecido mediante D.S.N° 244/2005 del Ministerio de Economía,

Fomento y Reconstrucción, cuya últimamodificación es de julio 2015 (D.S. N° 101 delMinisterio de Energía) se definen estosmecanismos de estabilización. El Reglamentoestablece lo siguiente:

- Si un pequeño generador opta por primera vezal mecanismo de estabilización de precios,debe avisar al Coordinador al menos con 6meses de antelación, y deberá permanecerbajo este régimen al menos 4 años. Por otraparte, la opción de cambio de régimen deberáser comunicada al Coordinador con unaantelación mínima de 12 meses.

- El precio estabilizado corresponderá al preciode nudo de corto plazo de energía,determinado semestralmente, referido en larespectiva barra troncal asociada al punto deinyección del pequeño generador.

- La diferencia entre la valorización de lasinyecciones del pequeño generador a precioestabilizado y el costo marginal horariocorrespondiente, será asignado por elCoordinador a prorrata de los retiros de energíadel sistema, entre todos quienes efectúenretiros.

El mecanismo de estabilización de preciospermitiría a los pequeños generadores acceder deuna manera equivalente al mercado “spot” omayorista de energía eléctrica, sin enfrentar lavolatilidad instantánea de los precios de dichomercado. Estas condiciones para la valorización dela energía producida por los PMG y PMGD haredundado en un aumento considerable de estetipo de generación en el sistema eléctriconacional: de acuerdo a la información publicadapor el Coordinador Eléctrico Nacional, entre enero

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http://generadoras.cl/documentos/normativa-sectorial/ley-19940-o-ley-corta-i-regula-sistemas-de-transporte-de-energia-electrica-establece-un-nuevo-regimen-de-tarifas-para-sistemas-electricos-medianos-e-introduce-las-adecuaciones-que-indica-a-la-ley-general-de-servicios-electricos



2017 a octubre 2018 se observa un incremento de520% del número de PMG o PMGD acogidos alrégimen de precio estabilizado (de 15 a 93); lasinyecciones mensuales agregadas de energía alsistema de estos medios han crecido en torno al790% en igual periodo (de 10 a 91 GWh); laaplicación del mecanismo de precio estabilizadopara PMG y PMGD, considerando los costosmarginales y los precios de nudo de corto plazorespectivos, ha resultado en términos netos, parael periodo enero 2017-octubre 2018, en unacompensación positiva (de las empresasgeneradoras que realizan retiros del sistema hacialos PMG y PMGD) del orden de los USD 6,2millones. El gráfico siguiente muestra elcomportamiento de la compensación acumuladadesde enero 2017 a octubre 2018.

Entendemos que el mecanismo de estabilizaciónde precios para la generación de PMG y PMGD hasido implementado en nuestra regulación comoun mecanismo para viabilizar inversiones engeneración de baja escala, pero con la intenciónde provocar un efecto económico nulo en elmercado y sus actores. Esto último ha tenidodificultades para cumplirse, por un lado, porque elcálculo del precio de nudo de corto plazo en el

que se basa el precio estabilizado estádesacoplado del resultado de la programación realcon la cual se determinan los costos marginaleshorarios reales.

Adicionalmente, dado que este mecanismo deestabilización considera un precio único fijo sindistinción horaria y el costo marginal real enhorario diurno ha resultado más bajo que en otroshorarios, producto de la mayor capacidadfotovoltaica instalada localizada principalmente enel norte del país, se ha producido un rápidodesarrollo de proyectos solares fotovoltaicosmenores a 9 MW que se acogen al mecanismopara beneficiarse de este diferencial de precios.

Así, en la práctica el mecanismo está resultandoen un tipo de subsidio cruzado, distinto al objetivode estabilización establecido y buscado por la ley,y contrario a un elemento que ha sido central enel desarrollo de la generación de electricidad enChile, con un mercado competitivo y sin subsidios,más allá de los que nos regala la naturaleza con suabundancia en recursos renovables solar, eólico,hidroeléctrico, geotérmico y más, por lo queestimamos que es necesaria una revisión de estemecanismo de modo de reencauzarlo en suobjetivo original de estabilización de precios quelo inspira y contribuir así al desarrollo armónicodel sector.

GENERADORAS DE CHILE A.G.

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mil

lon

es d

e U

SD



DESTACADOSEn el mes de octubre del 2018

CAPACIDAD INSTALADA Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

24.492,9 MW

ENERGÍA GENERADASistema Eléctrico Nacional (SEN)

6.260 GWh

53,8%

27,6%

6,6%

9,9%

1,8%

0,2%

DEMANDA MÁXIMA SEN DEMANDA MÍNIMA SEN

VENTAS A CLIENTES

2.600 GWhClientes regulados

3.305 GWhClientes libres

5.905 GWhTOTAL VENTAS SEN

+ 5,0%Respecto a sep-18

+ 5,1%Respecto a oct-17

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA

PRECIO MEDIO DE MERCADO

10.008 MW 6.572 MW

40,4%

43,5%

6,4%

7,8%

1,5%

0,3%

6

56,8 US$/MWhQuillota 220 kV

55,1 US$/MWhCrucero 220 kV

- 4,2%Respecto a sep-18

+ 1,1%Respecto a sep-18

+ 45,5%Respecto a oct-17

- 6,4%Respecto a oct-17

PRECIO NUDO CORTO PLAZO (ITD julio 2018)

93,7 US$/MWh 62,6 US$/MWhQuillota 220 kV

65,2 US$/MWhCrucero 220 kV

PROYECTOS EN EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

136,0 MW5 proyectos Ingresados

9,0 MW1 proyecto

No Admitido

75,4 MW7 proyectos Aprobados

+ =

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CAPACIDADINSTALADA

Al mes de octubre 2018, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) posee una potencia instalada de generaciónde 24.492,9 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 46,2% corresponde a tecnología de generación en base arecursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia). El 53,8% corresponde acentrales termoeléctricas a gas natural, carbón o derivados del petróleo.

CAPACIDAD TOTAL SEN - MW

00000

00000

00000

13,9%

13,7%

1,8%

6,6%

9,9%

0,2%18,9%

22,6%

12,4%

7

RENOVABLE 11.308,6

HIDRO EMBALSE 3.402,0

HIDRO PASADA 3.361,1

BIOMASA 443,1

EÓLICO 1.620,6

SOLAR 2.426,8

GEOTÉRMICA 55,0

NO RENOVABLE 13.184,3

GAS NATURAL 4.619,1

CARBÓN 5.539,6

DERIV. DEL PETRÓLEO 3.025,6

TOTAL 24.492,9

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CENTRALESDE GENERACIÓN EN PRUEBAS

En el mes de octubre 2018, las centrales que se encuentran en pruebas en el SEN son las siguientes:

CENTRALES EN PRUEBAS SEN

Central Tipo Potencia [MW]

Alto Renaico PMG Hídrico pasada 1,5

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 2,5

Cerro Pabellón G1A Geotérmica 27,5

PALMA SOLAR PMGD Solar 3,0

LAUREL PMGD Solar 8,8

Doña Carmen Solar 34,9

Cerro Pabellón G2A Geotérmica 27,5

Dos Valles PMG Hídrico 3,0

QUILLAY SOLAR XV PMGD Solar 3,0

El Roble PMGD Solar 9,0

Palacios PMG Hídrico pasada 3,6

El Brinco Hidro Pasada 0,2

Central Hidroeléctrica Convento Viejo U1 Hídrico 8,6

Central Hidroeléctrica Convento Viejo U2 Hídrico 8,2

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

Punta Sierra Eólica 81,6

Encon Solar PMGD Solar 9,0

Piquero PMGD Solar 3,0

Olivillo PMGD Solar 9,0

Alicahue PMGD Solar 3,0

PMGD Diego de Almagro PMGD Solar 8,0

Valle Solar Este 2 PMGD Solar 3,0

Valle Solar Oeste 2 PMGD Solar 7,0

PMGD Alto Solar PMGD Solar 3,0

PMGD Rodeo PMGD Solar 3,0

Central IEM Carbón 375,0

TOTAL 672,3

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional8

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CENTRALESDE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a octubre 2018 seencuentran en construcción 1.894 MW (30 centrales), de los cuales 92,3% corresponden a energíasrenovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 43,1% de centraleshidroelectricas de tamano mayor a 20 MW; 30,9% de centrales eólicas; 16,8% a centrales solares y un1,4% a centrales mini hidro.

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

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Nuevos proyectos ingresados a la despensa este mes.

Fuente: Proyectos en Construcción e Inversión en sector Energía, octubre 2018, División de InfraestructuraEnergética, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile.

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#Nombre

CentralTitular Tecnología

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna SistemaInversión

($US MM)

1 Pirque CVE Group Solar 3 Nov/2018 RM Pirque SEN 4.02 Almendrado Imelsa Térmica 3 Nov/2018 X Chonchi SEN 1.53 CH de Pasada Truful Forestal Neltume Carranco S.A. Hidro 3.2 Dec/2018 XIV Panguipulli SEN 18

4 Lajuela Orion Power/Reden Solar Solar 9.2 Dec/2018 VI Santa Cruz SEN 10

5 Laurel e-management Solar 8.6 Dec/2018 RM El Monte SEN 12.8

6 Huatacondo Sojitz – Austrian Solar Solar 100 Dec/2018 I Pozo Almonte SEN 150

7 Calle Larga 1 iEnergia Solar 3 Dec/2018 V Calle Larga SEN 4.0

8 La Blanquina D'E Capital Solar 9 Dec/2018 VI Codegua SEN 12.0

9 Mini Central Cipresillos Eléctrica Cipresillos SpA Hidro 12 Jan/2019 VI Machalí SEN 19

10 Rovian Grenergy Solar 8 Jan/2019 VI Nancagua SEN 6.86

11 Doñihue Grenergy Solar 7.5 Jan/2019 VI Coinco SEN 7.35

12 Teno Gas 50 Inersa Térmica 43 Jan/2019 VII Teno SEN 30

13 Parque Eólico Sarco Mainstream Renewable Power Eólica 170 Feb/2019 III Freirina SEN 354.0

14 Arrebol Besalco Eólica 10 Feb/2019 VIII Lebu SEN 20.0

15 Parque Eólico Aurora AELA Eólica 192 Mar/2019 X Llanquihue SEN 400

16 Casuto CVE Group Solar 3 Mar/2019 V Rinconada de los Andes SEN 4

17 Placilla Grenergy Solar 9 Mar/2019 VI Placilla SEN 8.82

18 Norte Chico Verano Capital Solar 2.4 Apr/2019 IV Los Vilos SEN 2.5

19 Cruz iEnergia Solar 3 Apr/2019 V Panqueghue SEN 4

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

21 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia SPA Hidro 12 Jul/2019 VIII Yungay-Tucapel SEN 23

22 PE La Flor Vientos de Renaico Eólica 30 Jul/2019 VIII,IX Negrete, Renaico SEN 5423 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 Oct/2019 III Vallenar SIC 50

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

25 Parque Eólico San Gabriel Acciona Eólica 183 Dec/2019 IX Renaico SEN 360

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

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

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

29 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Sep/2020 RM San José de Maipo SEN

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Sep/2020 RM San José de Maipo SEN

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

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 1,894 7,114

CENTRALES EN CONSTRUCCION UGP - OCTUBRE 2018

3,048

DEMANDAMÁXIMA Y MÍNIMA



En el mes de octubre 2018, la demanda bruta máxima horaria del SEN alcanzó los 10.008,0 MW, lo querepresenta un aumento de 2,2% respecto al mes anterior y un 2,9% más respecto al mismo mes del añopasado.La demanda mínima registrada del SEN ese mismo mes alcanzó los 6.572,3 MW, lo que representa unadisminución del 5,5% respecto al mes anterior y no presenta variación respecto al mismo mes del añopasado.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

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

GENERACIÓN BRUTALa generación bruta en el SEN durante octubre 2018 alcanzó los 6.260 GWh de energía, lo querepresenta un aumento del 4,5% respecto al mes anterior y 1,1% más respecto al mismo mes del añopasado.

En octubre, en el SEN, la generación provinoen un 59,6% de fuentes renovables. Lahidroelectricidad aportó con el 43,5% de lageneración total. Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

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sep-18 oct-17

Máxima 10.570,0 10.008,0 2,2% 2,9%

Mínima 6.253,0 6.572,3 -5,5% 0,0%

Demanda SEN [MW]

Anual 2018 oct-18∆% mes

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

sep-18 oct-17

Renovable 26.601 3.733 49,7% 7,2%

Hídrico 17.899 2.722 75,4% 10,5%

Biomasa 1.535 97 -17,9% -48,9%

Eólico 3.130 402 7,6% 1,1%

Solar 3.862 491 14,4% 16,2%

Geotermica 174 22 5,8% --

Térmica 36.941 2.527 -28,2% -6,8%

Total 63.541 6.260 4,5% 1,1%

Generación bruta SEN [GWh]

FuenteAcumulado

2018oct-18

∆% mes

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

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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 octubre 2018, que concentran en conjunto más del 80% dela generación total del sistema.

SEN

EmpresaGeneración bruta

[GWh]Participación [%]

ENEL GENERACIÓN 1.267 20%

COLBUN 962 15%

AES GENER 943 15%

PEHUENCHE 387 6%

ANGAMOS 312 5%

COCHRANE 216 3%

TAMAKAYA ENERGÍA 210 3%

E-CL 182 3%

E.E. PANGUIPULLI 104 2%

ENEL GREEN POWER 102 2%

HORNITOS 81 1%

ANDINA 73 1%

SAN JUAN SPA 71 1%

PATTERN ENERGY 68 1%

Total 4.980 80%


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VENTASA CLIENTESDurante el mes de octubre 2018, las ventas de energía en el SEN alcanzaron los 5.905 GWh, un 5,0% másque las ventas efectuadas el mes anterior (explicado en parte por la diferencia en el número de días de

cada mes y los días feriados por festejos patrios) y 5,1% más que las del mismo mes de 2017.


2.988 3.033 3.022 2.929 2.6893.061 2.880 3.107 3.234 3.357 3.328 3.100 3.305

2.629 2.6372.963 3.130

2.838

2.927

2.698

2.815 2.8032.825 2.750

2.5232.600

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

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sep-18 oct-17

Regulados 27.909 2.600 3,0% -1,1%

Libres 30.991 3.305 6,6% 10,6%

Total 58.900 5.905 5,0% 5,1%

Ventas SEN [GWh]

Tipo clienteAcumulado

2018oct-18

∆% mes

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ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONALGeneración 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 2018, comparando la Inyección Reconocida portecnología (gráfico de barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

(*) Para el 2018 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 7% sobre los retiros de energíaafectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 10% sobre losretiros de energía afectos a ella.

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

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sep-18 oct-17

Afecta a la Obligación 58.973,5 5.733,0 -1,2% 29,9%

Obligación Ley ERNC 4.627,0 454,7

Inyección Reconocida 10.400,5 1.200,8 13,4% 0,4%

∆% mes

ERNC

Acumulado

2018oct-18Energía ERNC [GWh]

317 315 330

450

375

476 471 488 460506 500

446 455

1.196

1.0461.079

1.110

945

1.102

962 940997

1.011 1.074 1.059

1.201

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación de 5%

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Capacidad Instalada ERNC

Al mes de octubre 2018 el conjunto de empresaspertenecientes a la Asociación Gremial de Generadorasposee una capacidad instalada de 2267,8 MW de energíarenovable, sin considerar centrales hidroeléctricas decapacidad instalada superior a 40 MW, de los cuales 1978,9MW 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 MW

Fuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNCde la CNE noviembre 2018

ERNC en operación (MW) - octubre 2018

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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

Sierra Gorda Eól ica 112 ERNC

Val le de los Vientos Eól ica 90 ERNC

Cerro Pabel lón Geotérmica 48 ERNC

Monte Redondo Eól ica 48 ERNC

Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable

El Águi la Solar FV 2 ERNC

Laja I Minihidro 34,4 ERNC

Pampa Canmarones Solar FV 6,2 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

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

BIOMASA 471

EÓLICA 1538

MINI - HIDRO 508

SOLAR 2278

GEOTÉRMIA 24

TOTAL 4.819

N O V I E M B R E

2 0 1 8

58,9 61,0

56,5 57,1

42,7 43,4

51,457,4

54,4 55,560,1

54,5 55,1

39,133,9

46,250,7 53,1

73,4

62,1

79,6 78,7

66,0

82,7

59,3 56,8

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

sep-18 oct-17

Quillota 220 66,2 56,8 -4,2% 45,5%

Crucero 220 53,2 55,1 1,1% -6,4%

BarraPromedio

2018oct-18

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]

sep-18 oct-17

SEN 97,5 93,7 2,9% -4,1%

Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]

Promedio

2018Sistema oct-18

∆% mes

97,7 98,1 97,6

102,3104,3

101,4100,8

95,292,9

91,092,3

91,0

93,7

80

85

90

95

100

105

110

US$

/MW

h

N O V I E M B R E

2 0 1 8

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 octubre 2018, 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

N O V I E M B R E

2 0 1 8

581

467

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

Rapel

296

384


Maule

871

1404


Laja

1154 972


Ralco



17

CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 31 DE OCTUBRE DE 2018

VOLUMEN EMBALSES Hm3 (últimos 13 meses)

56%

58%

155%

99%

Rapel - Rancagua

Vol. E. Rapel Mes de Oct [496 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha[386 mm]

PP Anual[395 mm]

PP Mes de Oct[14 mm]

66%

68%

81%

40%

Maule - Armerillo

Vol. L. Maule Mes de Oct [969 Hm3]


PP Anual[2200 mm]


81%

92%

135%

43%

Laja - Los Ángeles

Vol. L. LajaMes de Oct [3336 Hm3]



PP Anual[1085 mm]

81%

89%

82%

120%

Biobío - Quilaco/Rucalhue

Vol. E. Ralco Mes de Oct [839 Hm3]



PP Anual[1517 mm]

Gráfico 9: Condición año 2018 a la fecha ( ) vs. año normal ( ;[promedio histórico]) en las cuencas más relevantes del sistema

Existe escasez de precipitaciones en todas las cuencas del sistema, destacando Rapel y Maule con déficitsrelevantes de 44% y 34% respecto a un año normal. Los volúmenes almacenados en los embalses Rapel y Ralcoson un 20% y 16% inferiores a los que había a igual fecha del año pasado, mientras que las lagunas del Maule yLaja tienen un 30% y 61% más agua almacenada que en el mismo mes del año anterior.

Gentileza de

N O V I E M B R E

2 0 1 8

PRONÓSTICO DE DESHIELOS



Para el período noviembre 2018 – marzo 2019, en el SEN (entre las Regiones de Valparaíso y Biobío) seestima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos del 76%. Para los próximos meses, seindica, en base al Tercer Pronóstico de Deshielos (confeccionado a fines de octubre de 2018), la estimaciónde probabilidades de excedencia y de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:

Probabilidades de excedencia estimadas período de deshielo año hidrológico 2018-2019

Gráfico 10: Caudales reales y esperados para el período de deshielo año hidrológico 2018-2019


0

5

10

15

20

oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19

[m3 /s

]

Afluentes Laguna Maule

Real Estimado

0

20

40

60

80

100


[m3 /s

]

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

Real Estimado

0

100

200

300

400

500


[m3/s

]

Afluentes Embalse Ralco

Real Estimado

0

20

40

60

80

100


[m3 /s

]

Afluente a Embalse Rapel (S/Teno)

Real Estimado

18

Afluentes a embalse Rapel (S/Teno) 87%

Afluentes a Laguna Maule 75%

Afluentes a Lago Laja (S/Alto Polcura) 83%

Afluentes a Embalse Ralco 82%

Probabilidad de

Excedencia

noviembre-18/marzo-19

Punto a considerar

N O V I E M B R E

2 0 1 8



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 octubre 2018.

Acumulado 2018 octubre - 18

MW Ingresados MW AprobadosMW

Ingresados

MW

Admitidos

MW

No AdmitidosMW Aprobados

SEN 2.110,3 2.752,4 136,0 127,0 9,0 75,4

Durante el mes de octubre 2018, se aprobaron los siguientes proyectos de generación.

ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso

Planta de Generación de Energía Eléctrica con Tecnología KPP

17,2 7,4 KPP 23/10/2017

Central Corcovado 6,0 18,0 Diesel 20/12/2017

Planta Fotovoltaica RTN Solar SpA 6,0 6,0 Fotovoltaico 24/01/2018

Planta Fotovoltaica Rauquén 8,8 9,0 Fotovoltaico 24/01/2018

Planta Fotovoltaica Lemu 4,9 5,0 Fotovoltaico 24/01/2018

Central a Gas El Peñón 12,0 21,0 Gas 22/03/2018

Parque Fotovoltaico Huaquelón 12,0 9,0 Fotovoltaico 22/03/2018

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


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 Don Pedro 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/10/2018

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

Tamaya Solar 101,0 122,4 Fotovoltaico 25/09/2018

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 Fotovoltaico Moya 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/09/2018

Parque Fotovoltaico El Cortijo 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/09/2018

Planta Fotovoltaica Teno Solar SpA 6,0 5,4 Fotovoltaico 21/09/2018

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

Proyecto Fotovoltaico Covadonga 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2018

Parque Solar El Paso 7,4 6,2 Fotovoltaico 23/07/2018

Nueva Central Solar Fotovoltaica Margarita 10,4 9,0 Fotovoltaico 23/07/2018

Parque Fotovoltaico USYA 43,0 51,0 Fotovoltaico 20/07/2018

Parque Fotovoltaico Pintados 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

19

N O V I E M B R E

2 0 1 8

ProyectoInversión


Planta Fotovoltaica Molina 13,5 9,0 Fotovoltaico 24/10/2018

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2132823000


























ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente

Fecha

ingreso

Parque Fotovoltaico Dolores 13,5 9,0 Fotovoltaico 22/06/2018

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

Planta Solar Fotovoltaica Ocoa 2 6,0 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

Parque Fotovoltaico Quinantu 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

Parque Solar Villa Alegre 8,4 9,9 Fotovoltaico 21/06/2018

Parque Fotovoltaico Itahue II 8,5 7,5 Fotovoltaico 21/06/2018

Parque Fotovoltaico Bellavista 13,5 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

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

Parque Solar Fotovoltaico Los Molinos 11,0 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

Nueva Central Solar Fotovoltaica Pachira 10,8 9,0 Fotovoltaico 21/06/2018

Nueva Central Solar Fotovoltaica El Rosal 8,4 7,7 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

Parque Fotovoltaico Pampa Tigre 150,0 142,0 Fotovoltaico 23/04/2018

PSF Chillán I 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/04/2018

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

“Planta Fotovoltaica Quinta” 7,8 8,0 Fotovoltaico 23/04/2018

Parque Solar Fotovoltaico Miracea 13,0 9,0 Fotovoltaico 23/04/2018

“Planta Fotovoltaica San Vicente” 7,8 9,0 Fotovoltaico 20/04/2018

Parque Solar Fotovoltaico Auco 12,0 9,0 Fotovoltaico 20/04/2018

Parque Eólico Calama 200,0 162,0 Eólica 20/04/2018

Parque Solar Fotovoltaico Meli 11,0 9,0 Fotovoltaico 20/04/2018

Planta Fotovoltaica Los Troncos 7,0 3,7 Fotovoltaico 20/04/2018

Parque Solar Panimávida 12,0 9,0 Fotovoltaico 18/04/2018

Parque Fotovoltaico Gabriela 12,0 9,0 Fotovoltaico 22/03/2018

Parque Eólico Litueche 150,0 138,0 Eólico 21/02/2018

Central Doña Luzma 20,0 40,6 Térmico 20/02/2018

Parque Solar Recoleta 18,0 9,0 Fotovoltaico 23/11/2017

Proyecto Eólico Coihue 30,0 21,0 Eólica 23/10/2017

Parque Fotovoltaico Bronte 12,0 9,0 Fotovoltaico 20/10/2017

Ampliación Proyecto Central Geotérmica Cerro

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

Parque Fotovoltaico Litre del Verano 15,0 9,0 Fotovoltaico 22/09/2017

Central de Respaldo RASO 1 1,5 5,8 Diésel-Gas 20/09/2017

Proyecto Solar fotovoltaico Ciprés 12,3 9,0 Fotovoltaico 21/07/2017

Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1000,0Termosolar -

Fotovoltaico21/07/2017

Proyecto ERNC Loa 495,0 412,5 Fotovoltaico-Eólica 21/07/2017

20

N O V I E M B R E

2 0 1 8










































ProyectoInversión


Parque Eólico Cabo Leones III 181,7 173,3 Eólica 06/04/2017

Proyecto Hidroeléctrico El Mañío (Reingreso) 15,5 7,2 Pasada 22/03/2017

Planta Solar Fotovoltaica Libertad I y II 150,0 116,0 Fotovoltaico 11/08/2016

Parque Fotovoltaico Sol de Vallenar 620,0 308,7 Fotovoltaico 25/07/2016

Andes Lng 650,0 540,0 Gas 21/07/2016

Parque Eólico Puelche Sur 260,0 153,0 Eólica 04/07/2016

Parque Eólico Las Viñas 117,0 58,7 Eólica 21/06/2016

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

Parque Solar Pirita 161,7 97,7 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

Parque Eólico Vergara 65,0 36,3 Eólica 22/01/2016

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

Parque Solar El Tapial 400,0 195,0 Fotovoltaico 23/10/2015

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

21

Fuente: SEA

N O V I E M B R E

2 0 1 8



















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



RESUMEN DEL MES

22

Cuadro Resumen oct-18Total

Capacidad insta lada [MW] 24.492,9

Térmico [MW] 13.184,3

Hídrico [MW] 6.763,1

Eól ico [MW] 1.620,6

Solar [MW] 2.426,8

Biomasa [MW] 443,1

Geotérmico [MW] 55,0

Demanda máxima [MW] 10.008,0

Demanda mínima [MW] 6.572,3

Margen de reserva teórico [%] 145%

Generación bruta [GWh] 6.260

Térmico [GWh] 2.527

Hídrico [GWh] 2.722

Biomasa [GWh] 97

Eól ico [GWh] 402

Solar [GWh] 491

Geotérmica [GWh] 22

Ventas a cl ientes [GWh] 5.905

Regulados [GWh] 2.600

Libres [GWh] 3.305

Dif. entre generación y ventas [%] 5,7%

Afecta a la Obl igación [GWh] 5.733,0

Obl igación [GWh] 454,7

Inyección Reconocida [GWh] 1.200,8

Costo margina l Qui l lota 220 kV [US$/MWh] 56,8

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 93,7

Proyectos de generación

Ingresados a l SEA [MW] 136,0

Admitidos por el SEA [MW] 127,0

No Admitidos por el SEA [MW] 9,0

Aprobados por el SEA [MW] 75,4

Precio de la energía

Parque generador

Producción de energía

Energías Renovables No Convencionales

N O V I E M B R E

2 0 1 8

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 (del grupo Naturgy) , OrazulEnergy, Pacific Hydro, Prime Energía y Statkraft.

QUIENES 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 = 18.613 MW, a septiembre 2018)

23

AES GENER

AME

CERRO DOMINADOR

COLBUN

EDF

ENEL

ENGIE

GPG

ORAZUL ENERGY

PACIFIC HYDRO

PRIME ENERGÍA

STATKRAFT

3.394

434

100

3.320

564

7.548

2.010

114

339

429

231

212

EMPRESA ASOCIADA

POTENCIAINSTALADA (MW)

N O V I E M B R E

2 0 1 8



PRINCIPIOSDE SUSTENTIBILIDAD

24

N O V I E M B R E

2 0 1 8



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.”

25

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