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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE

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

Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de junio 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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EDITORIALAnteproyecto de Ley Marco de Cambio Climático

Desde el 19 de junio al 31 de julio de este año, elMinisterio del Medio Ambiente sometió a consultapública el Anteproyecto de Ley Marco de CambioClimático (el “Anteproyecto”), con el objetivo de"hacer frente a los desafíos que impone el cambioclimático, transitar hacia un desarrollo bajo enemisiones de gases de efecto invernadero hastaalcanzar la neutralidad de emisiones, aumentar laresiliencia a los efectos adversos del cambio climático,y dar cumplimiento a los compromisosinternacionales asumidos por el Estado de Chile en lamateria".

En específico, el Anteproyecto propone elementos degobernanza climática como el establecimiento deatribuciones y funciones para autoridadescompetentes, la creación de un comité científicoasesor, y la transformación del Consejo Consultivo delMinisterio del Medio Ambiente en un ConsejoNacional para la Sustentabilidad y el CambioClimático. Además, el Anteproyecto define una metade mitigación de largo plazo que busca alcanzar lacarbono neutralidad al 2050, esto es, igualar lacantidad de emisiones con las de captura de Gases deEfecto Invernadero (GEI) del país.

Con el fin de alcanzar la carbono neutralidad, elAnteproyecto establece la obligación de desarrollaruna Estrategia Climática Nacional de Largo Plazo yMultisectorial que, entre otros, define una trayectoriade emisiones hacia la carbono neutralidad y asignametas de reducción sectoriales, las que debieran sercumplidas a través de Planes de Mitigación yAdaptación desarrollados por las respectivasautoridades sectoriales [1]. Entre los instrumentos degestión climáticos, el Anteproyecto contempla eldesarrollo de una Estrategia de FinanciamientoClimática por parte del Ministerio de Hacienda, y deuna ley que defina límites de emisiones de GEI y creeun sistema de transferencia de excedentes.

Consistente con la visión de Generadoras de Chile(AG) de un futuro eléctrico, con energía renovable ysustentable, y en un contexto de urgencia climática yla necesidad de avanzar hacia un país carbono neutral

y resiliente al clima, reconocemos la necesidad delpaís de contar con mecanismos que permitan catalizaracciones de mitigación y adaptación al cambioclimático, por lo que instrumentos de carácter legal,como el Anteproyecto propuesto, están en la líneacorrecta. Sin embargo, y considerando el caráctermarco de esta ley, su contenido debiera apuntar aestablecer las metas y gobernanza climáticaapropiadas para tener, a la brevedad posible, unadiscusión profunda sobre instrumentos específicos ycondiciones habilitantes para el despliegue, efectivo yoportuno, de las acciones que nos permitan alcanzaruna economía carbono neutral al 2050 y resiliente alclima. En este contexto, la AG considera que elanteproyecto de ley en consulta pública puedeperfeccionarse en los ámbitos que se plantean acontinuación.

En términos generales, el Anteproyecto debierareconocer explícitamente el desarrollo sosteniblecomo su marco principal, tal como lo plantea porejemplo el Acuerdo de París [2], vinculando enconsecuencia su aplicación con otros objetivos depolítica pública en materia económica, ambiental ysocial [3]. A este respecto, debe darse especial énfasisa la estimación de los impactos (p. ej. en empleo) enaquellos sectores, territorios y/o grupos vulnerables ala transición hacia una economía baja en emisiones yresiliente al clima, reconocido internacionalmentecomo “transición justa”.

Por otro lado, se estima que la agenda climática sefortalecería si se implementan mecanismos departicipación y diálogo permanentes con losdiferentes actores. Esto significa crear espacios departicipación en las etapas de formulación, ejecución,monitoreo y evaluación de los instrumentosclimáticos. Bajo esta perspectiva, pueden serinsuficientes los espacios de participación quepropone el Anteproyecto respecto de losinstrumentos de gestión ambiental, los que se activanmediante consultas públicas de entre solo 30 y 60días una vez conocido el proyecto de instrumentorespectivo.

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Adicionalmente, podría ser insuficiente la propuestadel Anteproyecto de recurrir al actual ConsejoConsultivo del Ministerio del Medio Ambiente,establecido en el artículo 76 de la Ley N°19.300, dadoque el funcionamiento de este Consejo estásupeditado a las facultades del Ministerio del MedioAmbiente. Además, parte del Consejo debe ser capazde pronunciarse respecto de instrumentos de gestiónambiental y materias ambientales en general, por loque sus miembros no necesariamente serán los másapropiados para contribuir a la agenda climática.

Por tanto, se estima necesario contar con una entidadmultisectorial específica similar al Consejo Nacionalde Desarrollo Urbano, para discutir y avanzar enmaterias de cambio climático. Para esto se sugiereconformar una instancia integrada por especialistasrepresentantes del sector público, privado, academiay sociedad civil, tanto a nivel nacional como regional,y que cubran los tres ámbitos de la sustentabilidad,esto es, económico, ambiental y social. Más aún, esdeseable que esta instancia asesore directamente alPresidente, teniendo como objetivo apoyar laelaboración o seguimiento de productos específicoscomo la Estrategia Climática de Largo Plazo, ademásde generar reportes anuales de evaluación yrecomendación respecto de las políticas climáticas.

Por otro lado, se sugiere abordar con mayor énfasis laproblemática de aquellos contaminantes que nocorresponden a GEI pero sí a contaminantesclimáticos, como por ejemplo el carbono negro.Estudios [4] plantean que este último es el segundocontaminante climático más relevante a nivelnacional, luego del CO2, con una participación del 15%del aporte total de nuestras emisiones al potencial decalentamiento global de los próximos 100 años. Deenfocarse el análisis en los siguientes 20 años, elcarbono negro representaría un 33% del efectoclimático de nuestras emisiones atmosféricas, muypróximo al aporte del CO2 que rondaría el 40%. Másaún, su inclusión puede ser clave para vincular laagenda global con la de descontaminaciónatmosférica, mediante, por ejemplo, la incorporaciónde un agente contaminante tan relevante como laleña, definido como carbono neutral pero querepresenta emisiones sustantivas de carbono negro.

Además, surgen algunas preguntas en relación a lasmetas de reducción de emisiones de GEI sectoriales adefinir por la Estrategia Climática Nacional, las quesupeditarían la elaboración de los Planes Sectoriales.Primero, ¿a quién atribuir las emisiones de GEI delsector? ¿a la demanda o a la oferta? Más aún, laelectrificación del consumo puede significar unadisminución de las emisiones de un sector (p. ej.transporte) pero un aumento en las emisiones delsector de generación eléctrica, aún cuando estosignifique una ganancia ambiental para el país. Por lotanto, antes de definir metas sectoriales es necesarioresolver este tipo de situaciones.

Finalmente, cabe destacar la necesidad de contar coninstrumentos habilitantes de rango legal que generenlas condiciones para que se materialicen las medidasde mitigación y/o adaptación identificadas en losPlanes Sectoriales. Esto significa establecer lascondiciones regulatorias, de incentivo a la innovacióny desarrollo tecnológico, y financieras, entre otros,que permitan concretar la agenda climática, para asípoder cumplir con las metas trazadas. Nuevamente,para el desarrollo de estos instrumentos resultanclaves las instancias de diálogo y trabajomultisectorial que propicien los consensos que el paísrequiere para afrontar los desafíos que plantea undesarrollo sostenible en un contexto de urgenciaclimática.

Generadoras de Chile A.G.

[1] Ministerios de Agricultura; Economía, Fomento y Turismo; Energía;Minería; Obras Públicas; Salud; Transportes y Telecomunicaciones;Defensa Nacional; Vivienda y Urbanismo; y Medio Ambiente.

[2] El Acuerdo de París tiene por objeto reforzar la respuesta mundial a laamenaza del cambio climático en el contexto del desarrollo sostenible yde los esfuerzos por erradicar la pobreza.

[3] como la descontaminación atmosférica, la reducción de la pobrezaenergética y la conservación de la biodiversidad, entre otros

[4] “Apoyo a la iniciativa para el plan de mitigación de los contaminantesclimáticos de vida corta en Chile”. DICTUC, GreenlabUC y USM (2017).Reporte para el Ministerio del Medio Ambiente.



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

-1,6%Respecto a feb-19

-0,1%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





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 proyecto

No Admitido

535,4 MW12 proyectos Aprobados

+ =

DESTACADOSEn el mes de junio del 2019

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25.008,3

52,6%

27,1%

7,7%

10,6%

1,8%

0,2%

6.440

61,0%

25,1%

6,8%

5,4%

1,4%

0,3%

10.694 7.187

3.531 2.499 6.030 may-19

jun-18

52,2 may-19

jun-18

48,3 may-19

jun-18

100,8

422,7 90,0 95,011 1 6



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

13,5%

13,6%

1,8%

7,7%

10,6%

0,2%19,5%

21,4%

11,7%

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junio

47,4%52,6%

25.008,3

RENOVABLE 11.856,0

HIDRO EMBALSE 3.383,3

HIDRO PASADA 3.396,6

BIOMASA 446,0

EÓLICO 1.937,7

SOLAR 2.647,5

GEOTÉRMICA 44,9

NO RENOVABLE 13.152,2

GAS NATURAL 4.875,6

CARBÓN 5.357,0

DERIV. DEL PETRÓLEO 2.919,6

TOTAL 25.008,3



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

Almendrado PMGD Térmico 3,0

Chorrillos PMGD Térmico 3,0

PE Aurora Eólica 129,0

Ariztía PMGD Solar 3,0

Vituco 2B PMGD Solar 3,0

Población Solar PMGD Solar 3,0

PV Crucero PMGD Solar 3,0

PFV Santa Adriana PMGD Solar 3,0

PV Ranguil PMGD Solar 3,0

PMGD Lo Sierra PMGD Solar 3,0

Central Hidroeléctrica Cumbres Hidro Pasada 19,3

PE Sarco Eólica 170,0

El Arrebol PMGD Eólica 9,0

Los Perales I PMGD Solar 3,0

Las Codornices PMGD Solar 3,0

Parque Eólico El Nogal PMGD Eólica 9,0

Tricahue 2 PMGD Solar 9,0

Huatacondo Solar 103,2

Illapel 5x PMGD Solar 3,0

Los Guindos 2 (U2) Térmico 135,3

Manuel Montt PMGD Solar 3,0

Chalinga Solar PMGD Solar 3,0

Cruz Solar PMGD Solar 3,0

Palmar U1 Hidro Pasada 4,1

Palmar U2 Hidro Pasada 4,1

Correntoso Hidro Pasada 8,5

RLA Solar PMGD Solar 3,0

TOTAL 698,9

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 2.644 MW (37 centrales), de los cuales 94,6% corresponden a energíasrenovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 30,9% de centraleshidroelectricas de tamano mayor a 20 MW; 35,7% de centrales eólicas; 27,4% a centrales solares y un0,6% a centrales mini 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, junio 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 PE La Flor Vientos de Renaico Eólica 30 Jul/2019 VIII,IX Negrete, Renaico SEN 54

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

3 Las Perdices Oenergy Solar 3 Jul/2019 VII Talca SEN 5

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

5 Casuto CVE Group Solar 3 Jul/2019 V Rinconada de los Andes SEN 4

6 Tucúquere Reden Solar Solar 3.6 Aug/2019 V Catemu SEN 4

7 Placilla Grenergy Solar 9 Aug/2019 VI Placilla SEN 9

8 Rinconada Grenergy Solar 8 Aug/2019 VI Rengo SEN 8

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

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

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

12 Paraguay Grenergy Solar 9 Aug/2019 VII Molina SEN 13

13 Teno Gas 50 Inersa Térmica 43 Aug/2019 VII Teno SEN 30

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

15 Lemu Grenergy Solar 5 Sep/2019 VII San Javier SEN 5

16 Doñihue Grenergy Solar 7.5 Sep/2019 VI Coinco SEN 7

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

18 Lo Miranda Grenergy Solar 6 Sep/2019 VI Doñihue SEN 8

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

20 Almeyda Acciona Solar 60 Oct/2019 III Chañaral, Diego de Almagro SEN 10121 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 Oct/2019 III Vallenar SEN 50

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

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

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

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

26 Ranguil I Evergreen Solar 3 Mar/2020 VI Lolol SEN 5

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

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

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

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

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

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

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

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

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

36 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

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

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 2,644 7,787

CENTRALES EN CONSTRUCCION UAP - JUNIO 2019

3,048

may-19 jun-18

Renovable 15.508 2.509 10,9% 6,8%

Hídrico 9.629 1.614 12,2% 3,5%

Biomasa 1.051 92 -16,4% -28,4%

Eólico 1.942 439 30,3% 20,0%

Solar 2.780 346 -2,6% 24,0%

Geotermica 106 18 -19,5% 7,9%

Térmica 22.842 3.931 -8,8% -5,4%

Carbón 15.179 2.784 -2,6% 1,9%

Gas 6.985 1.016 -16,1% -17,9%

Der. Petróleo 678 47 -63,8% -50,4%

Total 38.350 6.440 -1,7% -1,0%

Generación bruta SEN [GWh]

FuenteAcumulado

2019jun-19

∆% mes

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

may-19 jun-18

Máxima 10.694,4 10.694,4 4,2% 2,7%

Mínima 6.612,2 7.187,0 -0,2% 0,9%

Demanda SEN [MW]

Anual 2019 jun-19∆% mes

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

MW

D.Máxima D.Mínima

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 unadisminución 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 representauna disminución del 6,8% respecto al mes anterior (explicado en parte por la diferencia en el númerode días de cada mes) y 1,4% menos 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 25,0 de la generación total.


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

7.187

junio

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10.6944,2% 2,7%

0,2% 0,9%

junio 6.4401,7%

1,0%

39,0%25,1 %

junio



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 1979 31%

ENEL 1481 23%

COLBUN 1043 16%

ENGIE 391 6%

TAMAKAYA ENERGÍA 184 3%

SAN JUAN SPA 62 1%

Total 5.140 80%


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junio

may-19 jun-18

Regulados 15.941 3.531 39,4% 26,0%

Libres 19.878 2.499 -30,5% -22,7%

Total 35.819 6.030 -1,6% -0,1%

Ventas SEN [GWh]

Tipo clienteAcumulado

2019jun-19

∆% mes

3.234 3.357 3.328 3.100 3.305 3.285 3.439 3.499 3.2593.631 3.394 3.596

2.499

2.8032.825 2.750

2.5232.600 2.546

2.609 2.569

2.339

2.573

2.395

2.534 3.531

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

Libres Regulados



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

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


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

12

junio

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6.030 1,6%

0,1%

392404 401 376 396 394 406

521458

512

480 495 503

1.017 1.0431.091

1.237

1.437 1.414 1.397

1.206

1.001

1.143

949995

1.100

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC

392404 401 376 396 394 406

521458

512

480 495 503

1.017 1.0431.091

1.237

1.437 1.414 1.397

1.206

1.001

1.143

949995

1.100

0

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400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC



ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONALGeneración ERNC

Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables NoConvencionales

Convencionales(ERNC) de acuerdo a la ley, actualizado al mes de junio 2019 (última información

disponible 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

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may-19 jun-18

Afecta a la Obligación 34.022,4 5.794,4 16,1% 17,6%

Obligación Ley ERNC 2.969,0 503,0

Inyección Reconocida 6.394,3 1.100,0 10,5% 8,1%

∆% mes

ERNC

Acumulado

2019jun-19Energía ERNC [GWh]

BIOMASA 507

EÓLICA 1927

MINI - HIDRO 548

SOLAR 2594

GEOTÉRMIA 40

TOTAL 5.616



Capacidad Instalada ERNC

Al mes de junio 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 julio 2019

ERNC en operación (MW) - junio 2019

14

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

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 L I O

2 0 1 9

54,4 55,560,1

54,5 55,1

53,6

51,9 51,5 51,2 49,2 49,3 51,948,3

78,7

66,0

82,7

59,3 56,8

48,7

54,0

61,4 62,2 61,5

69,766,7

52,2

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

US$

/MW

h

Crucero_220 Quillota_220

92,991,0

92,391,0

93,795,5 95,9 96,6

99,5 99,5101,6

99,8 100,8

80

85

90

95

100

105

110

US$

/MW

h

may-19 jun-18

SEN 99,7 100,8 1,0% 8,5%

Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]

Promedio

2019Sistema jun-19

∆% mes

may-19 jun-18

Quillota 220 62,3 52,2 -21,8% -33,6%

Crucero 220 50,2 48,3 -7,0% -11,3%

BarraPromedio

2019jun-19

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]



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

J U L 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

0

50

100

150

200

250

300

350

US$

/MW

h

Costo Marginal Quillota 220 kV Costo Marginal Crucero 220 kV



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

ÍNDICES DE PRECIO DE COMBUSTIBLEEl gráfico a continuación muestra, a junio 2019, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para elcálculo 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 L I O

2 0 1 9

374437

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

Rapel

311

381


Maule

9501033


Laja

620549


Ralco



17

CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 30 DE JUNIO DE 2019

VOLUMEN EMBALSES Hm3 (últimos 13 meses)

J U L I O

2 0 1 9

17%

30%

64%

86%

Rapel - Rancagua

Vol. Habitual E.Rapel en Jun

[495 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha[319 mm]

PP Anual[395 mm]

PP Mes de Jun[84 mm]

21%

46%

46%

41%

Maule - Armerillo

Vol. Habitual L. Maule en Jun

[938 Hm3]


PP Anual[2200 mm]


43%

81%

142%

31%

Laja - Los Ángeles

Vol. Habitual L. Laja en Jun [3167 Hm3]



PP Anual[1085 mm]

41%

85%

123%

75%

Biobío - Quilaco/Rucalhue

Vol. Habitual E.Ralco en Jun

[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

Se mantiene una importante escasez de precipitaciones en todas las cuencas del sistema. Destacan especialmentelas cuencas del río Rapel y Maule que presentan un déficit de 70% y 54% respecto a un año normal a la fecha. En lascuencas del Laja y Biobío el déficit de precipitaciones es de 19% y 15%, respectivamente. El volumen de recursoshídricos almacenados al mes de junio en los embalses más relevantes del sistema totaliza 2400 Hm3, cantidad querepresenta un aumento de un 8% 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 junio 2019.

Acumulado 2019 junio 2019

MW Ingresados MW AprobadosMW

Ingresados

MW

Admitidos

MW

No AdmitidosMW Aprobados

SEN 1.521,2 1.524,4 422,7 332,7 90,0 95,0

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

ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso

Ampliación Proyecto Central Geotérmica Cerro

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

Parque Solar Quetena 12,0 9,0 Fotovoltaico 22/05/2018

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

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

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


Santa Barbara Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 21/06/2019

Parque Fotovoltaico Chacaico 9,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019

PARQUE FOTOVOLTAICO CORCOLENES 9,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019

Parque Fotovoltaico La Rosa 7,0 7,0 Fotovoltaico 20/06/2019

Parque Solar Fotovoltaico Pencahue 10,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019

Parque Fotovoltaico Los Rastrojos 185,0 141,0 Fotovoltaico 20/06/2019

Parque Fotovoltaico Benavente 10,7 10,7 Fotovoltaico 20/06/2019

Parque Fotovoltaico Ineusol 11,0 9,0 Fotovoltaico 20/06/2019

Planta Solar Fotovoltaica Caimanes 10,0 12,0 Fotovoltaico 19/06/2019

Parque Fotovoltaico Peldehue Solar 120,0 120,0 Fotovoltaico 13/06/2019

18

ProyectoInversión


La Cruz Solar 110,0 90,0 Fotovoltaico 25/06/2019

J U L I O

2 0 1 9

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2132770720



















ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente

Fecha

ingreso

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

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

19

J U L I O

2 0 1 9


















































ProyectoInversión


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

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

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

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

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

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

20

Fuente: SEA

J U L I O

2 0 1 9






























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

Cuadro Resumen jun-19Total

Capacidad insta lada [MW] 25.008,3

Térmico [MW] 13.152,2

Hídrico [MW] 6.779,9

Eól ico [MW] 1.937,7

Solar [MW] 2.647,5

Biomasa [MW] 446,0

Geotérmico [MW] 44,9

Demanda máxima [MW] 10.694,4

Demanda mínima [MW] 7.187,0

Margen de reserva teórico [%] 134%

Generación bruta [GWh] 6.440

Térmico [GWh] 3.931

Hídrico [GWh] 1.614

Biomasa [GWh] 92

Eól ico [GWh] 439

Solar [GWh] 346

Geotérmica [GWh] 18

Ventas a cl ientes [GWh] 6.030

Regulados [GWh] 3.531

Libres [GWh] 2.499

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

Afecta a la Obl igación [GWh] 5.794,4

Obl igación [GWh] 503,0

Inyección Reconocida [GWh] 1.100,0

Costo margina l Qui l lota 220 kV [US$/MWh] 52,2

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 100,8

Proyectos de generación

Ingresados a l SEA [MW] 422,7

Admitidos por el SEA [MW] 332,7

No Admitidos por el SEA [MW] 90,0

Aprobados por el SEA [MW] 95,0

Precio de la energía

Parque generador

Producción de energía

Energías Renovables No Convencionales



RESUMEN DEL MES

21

J U L 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 L 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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