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Febrero 2016
Boletín del Mercado Eléctrico
SECTOR Generación
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Febrero 2016
Este Boletín se ha confeccionado los primeros días de febrero de
2016, con el objetivo de informar los antecedentes resultantes del
Sector Generación al mes de enero 2016.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados
operacionales del mes de enero 2016. No obstante, algunos
antecedentes incluidos en este Boletín no corresponden
necesariamente a dicho mes.
La información contenida en este Boletín corresponde a la que se
encuentra disponible a su fecha de emisión.
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Febrero 2016
Editorial
NUEVO GOBIERNO CORPORATIVO DE ENAP
A fines de enero de este año, la Presidenta de la República
envío al Congreso el proyecto de ley que establece un
nuevo gobierno corporativo para la Empresa Nacional del
Petróleo (Boletín 10.545-08).
La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) es una empresa
pública creada en el año 1950, cuyo giro principal, a esa
fecha, era la exploración, producción, refinación y
comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Desde
su creación, mediante ley N° 9.618, ENAP ha mantenido su
estructura original, lo que en términos organizacionales
significa que su directorio está compuesto por: el Ministro
de Energía (originalmente era el Ministro de Minería), que lo
preside; el Vicepresidente Ejecutivo de la CORFO, que
tiene la calidad de Vicepresidente; tres directores
designados por la CORFO; un director designado por el
Instituto de Ingenieros de Minas; un director designado por
la SONAMI; y un director designado por la SOFOFA. Esta
conformación del directorio se justificaba considerando el
anterior giro de ENAP en el territorio nacional, donde el
Estado posee dominio absoluto, exclusivo, inalienable e
imprescriptible de los depósitos de hidrocarburos.
Ahora bien, desde octubre 2014 y durante todo el 2015
estuvo en discusión ante el Congreso Nacional el proyecto
de ley que, entre otros, modifica la ley que crea la ENAP
(Boletín N°9628-08), el que fue aprobado por las
respectivas Salas, remitido a la Presidenta de la República
para su promulgación, y publicado como ley de la República
recientemente. Esta nueva ley amplía el giro de ENAP en
el sector de generación eléctrica, (hasta ahora limitado a
participaciones accionarias minoritarias en proyectos
geotérmicos), permitiéndole producir, transportar y
comercializar energía eléctrica, y en general desarrollar
todos los proyectos y actividades comerciales e industriales
relacionadas o necesarias para ello, en calidad de
accionista mayoritario y en la medida que no pueda aprobar
con su solo voto aquellas materias que se discuten en las
juntas extraordinarias de accionista y que requieren para su
aprobación el 66,66% de las acciones emitidas con derecho
a voto.
Este nuevo ámbito de acción de ENAP, y/o sus filiales, la
posiciona como un nuevo actor activo en el mercado de la
energía eléctrica, sector que se caracteriza por la
competencia que existe entre quienes participan en él y que
se regula en base a normas no discriminatorias (salvo
excepciones que se justifican) que hacen posible dicha
competencia. En alusión a mantener esta característica
esencial del sector eléctrico, objetivo que por lo demás se
pretende profundizar con la nueva ley que amplía el giro de
ENAP en post de contar con energía confiable, sustentable,
inclusiva y a precios razonables, según lo expresado en el
propio mensaje presidencial, resulta del todo necesario
plantear una modificación al gobierno corporativo de ENAP,
de lo contrario se corre el serio riesgo de poner en peligro
los objetivos perseguidos por la nueva ley, ya que la
competencia del mercado podría verse afectada producto
de un claro y potencial conflicto de interés al interior del
directorio de la empresa estatal.
En este sentido, la OCDE ha sido enfática en señalar que
debe existir una clara separación entre los individuos que
administran una empresa estatal y quienes regulan los
mercados donde se desempeña dicha empresa, de manera
de garantizar la igualdad de condiciones entre empresas
públicas y privadas del mismo rubro. Es más, la OCDE ha
formulado recomendaciones formales a Chile en este
sentido, y en particular a los problemas que presenta el
actual gobierno corporativo de ENAP. A lo anterior se debe
agregar la falta de independencia del directorio, en donde
alguno de sus designados provienen de, o han sido
propuestos por organismos eventualmente relacionados
con la misma ENAP, ya sea como clientes, proveedores o
competidores. Este tipo de situaciones, donde los órganos
de administración de una empresa carecen de plena
autonomía (lo que se conoce como interlocking) pueden
facilitar la generación de mecanismos de coordinación entre
competidores, o ventajas indebidas que beneficien a la
empresa en cuanto a la obtención de permisos que
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dependan de autoridades del Estado, y por ende, afectar la
competencia en el mercado.
El proyecto de ley, en síntesis, establece una conformación
del directorio de ENAP de la siguiente manera:
- 3 directores nombrados por el Presidente de la
República directamente. - 3 directores nombrados por el Presidente de la
República en base a ternas propuesta por el Consejo de Alta Dirección Pública.
- 1 director nombrado por el Presidente de la República en base a una propuesta presentada en conjunto por las federaciones de trabajadores, los sindicatos de trabajadores de ENAP y filiales en Chile que no estén afiliados a ninguna federación, y los trabajadores no sindicalizados.
Este nuevo esquema está fuertemente alineado con las
recomendaciones hechas por la OCDE (la que, entre otros,
propuso basarse en el modelo de CODELCO) y viene a
resolver en mayor parte los problemas que pueden
suscitarse en caso de mantenerse en ENAP un gobierno
corporativo como el actual, por lo que es altamente
valorable esta iniciativa del Gobierno, la que esperamos,
junto con las mejoras que se hagan producto de la
discusión en el Congreso, venga a complementar
oportunamente las disposiciones de la nueva ley que
amplía el giro de ENAP.
GENERADORAS DE CHILE A.G
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Contenido Editorial ........................................................................................................................................................................................ 3
Destacados .................................................................................................................................................................................. 4
Capacidad instalada ..................................................................................................................................................................... 5
Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................... 6
Centrales de generación en pruebas ........................................................................................................................................... 7
Demanda máxima y mínima......................................................................................................................................................... 8
Generación bruta ......................................................................................................................................................................... 9
Participación de generadores..................................................................................................................................................... 10
Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 11
Energías Renovables ................................................................................................................................................................. 12
Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 12
Capacidad Instalada de ERNC .............................................................................................................................................. 13
Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 14
Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 14
Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 15
Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 16
Pronóstico de Deshielos ............................................................................................................................................................ 17
Proyectos de generación en el SEIA .......................................................................................................................................... 18
¿Quienes Somos? ..................................................................................................................................................................... 22
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Destacados
Al mes de diciembre 2015, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 15.911,1 MW y
la del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 4.165,1 MW. En conjunto se encuentran instalados
20.076,2 MW de potencia, correspondientes a un 60,5% de origen térmico, un 32,3% de origen hídrico, un 4,5% de
origen eólico y un 2,7% de origen solar.
En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.502,0 MW y 2.458,9 MW,
respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.292,5 MW y 1.493,9 MW para cada sistema.
En enero 2016, la energía generada en el SIC llegó a los 4.560 GWh proveniendo en un 46,3% de generación
térmica, 47,9% de hídrica, 3,0% de eólica y 2,8% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.617 GWh de
energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 6.177 GWh, lo que representa una disminución del
0,5% respecto al mes anterior y de un aumento del 0,3% respecto del mismo mes del año 2015. A la fecha en el año
2016 se han generado 6.177 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y
Magallanes, que aportan menos del 1% a la generación de energía eléctrica).
Respecto a las ventas a clientes, en diciembre 2015 se alcanzó un consumo de 3.145 GWh en clientes regulados
y 2.584 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.729 GWh de energía entre el SIC y el
SING, que corresponde a un aumento del 4,6% respecto al mes anterior y a un 1,6% respecto del mismo mes del
año 2014.
En enero 2016, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 49,9 US$/MWh y el del SING de 48,3
US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del 14,4% y -3,9% respectivamente. El promedio del
año 2016 para el SIC hasta la fecha ha sido de 49,9 US$/MWh y en el SING 48,3 US$/MWh; el promedio
ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 49,5 US$/MWh a lo que va del año. Por
su parte el Precio Medio de Mercado en el mes de enero 2016 se sitúa en el SIC en 84,7 US$/MWh y en el SING
en 79,7 US$/MWh. La última fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo correspondiente a octubre de 2015
entregó precios de nudo de corto plazo de energía de 70,63 US$/MWh y 51,03 US$/MWh para el SIC y SING
respectivamente (Ambos ajustados por banda de precio).
Durante el mes de enero 2016, al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresaron a tramitación 17 proyectos
de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 1.832,4 MW, de los cuales 6 proyectos por un
total de 1.339,7 MW no fueron admitidos a tramitación; en este mes se aprobaron 8 proyectos por un total de
327,2 MW.
Respecto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), a diciembre 2015 se encuentran en operación
2.633 MW de potencia, correspondientes al 13,1% de la capacidad instalada a nivel nacional en el mismo mes.
Además durante el mes de noviembre 2015 se reconocieron 594,9 GWh de generación de energía en base a
ERNC lo que equivale al 9,6% del total de energía generada en el país el mismo mes y al 16,4% de la energía
afecta a obligación según la Ley ERNC (N° 20.257 y N° 20.698). A la misma fecha mencionada, el conjunto de
empresas pertenecientes a la Asociación posee una capacidad instalada de 480,9 MW de energía renovable, de
los cuales 231,4 MW corresponden a ERNC de acuerdo a la Ley.
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Capacidad instalada
Al mes de diciembre 2015, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de
15.911,1MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 4.165,1 MW y es en un 96% de origen
térmico en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 20.076,2 MW los
que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y
sistemas aislados son menos del 1%).
SIC Capacidad [MW]
■ Embalse 3.402,0
■ Gas Natural 2.659,9
■ Carbón 2.496,0
■ Derivados Petróleo 2.550,5
■ Pasada 3.068,5
■ Biomasa 470,7
■ Eólico 819,9
■ Solar 443,6
Total 15.911,1
SING Capacidad [MW]
■ Gas Natural 1.468,9
■ Carbón 2.121,1
■ Fuel Oil 185,5
■ Diesel 139,6
■ Eólico 90,0
■ Diesel + Fuel Oil 40,8
■ Cogeneración 17,5
■ Pasada 10,2
■ Solar 91,6
Total 4.165,1
SIC + SING Capacidad [MW]
■ Gas Natural 4.128,7
■ Carbón 4.617,1
■ Embalse 3.402,0
■ Derivados Petróleo 2.916,4
■ Pasada 3.078,7
■ Biomasa 470,7
■ Eólico 909,9
■ Cogeneración 17,5
■ Solar 535,2
Total 20.076,2
Fuentes: CDEC-SIC, CDEC-SING.
21,4%
16,7%
15,7%
16,0%
19,3%
3,0% 5,2% 2,79%
35,3%
50,9%
4,5%
3,4%
2,2% 1,0% 0,4% 0,24% 2,2%
20,6%
23,0%
16,9%
14,5%
15,3%
2,3%
4,5% 0,09% 2,7%
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Centrales de generación en construcción
De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a enero 2016 se encuentran en
construcción 4.032 MW, de los cuales 21,1% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20 MW, un 33,8% a
centrales termoeléctricas, y el restante 45,1% a centrales de tipo ERNC (solar: 64,2%; eólico: 26,8%; MiniHidro: 6,2%;
Cogeneración: 2,8%).
El detalle de los proyectos en construcción se encuentra en la siguiente tabla:
#Nombre
CentralTitular
Categoria
Grafico
Capacidad
Neta MW
Fecha
Estimada
Operación
Región Comuna SistemaInversión
($US MM)
1 Central Hidroeléctrica Carilafquén Latin American Power Hidro 19,8 feb-2016 IX Melipeuco SIC 63
2 Central Hidroeléctrica Malalcahuello Latin American Power Hidro 9,2 feb-2016 IX Melipeuco SIC 30
3 Bioenergías Forestales CMPC Tissue TA Otros ERNC 5 feb-2016 RM Talagante SIC 5
4 Fotovoltaico Pampa Solar Norte Enel Green Power Solar 80 feb-2016 II Taltal SIC 190
5 Optimización Energética Relleno Sanitario Cemarc S.A. Otros ERNC 2,9 feb-2016 VIII Concepción SIC 5
6 Renaico Enel Green Power Eólica 88 mar-2016 IX Renaico SIC 199
7 Proyecto Solar Conejo (Etapa I) Pattern Energy Group Solar 104 mar-2016 II Taltal SIC 289
8 GenPac Generadora del Pacífico S.A. Solar 14 mar-2016 III Copiapó SIC 39
9 Minicentral Chanleufu Tranleufu/Transoceanic Hidro 6 mar-2016 X Puyehue SIC 18
10 Minicentral Tarapacá Errázuriz & Asociados Hidro 0,2 mar-2016 RM Isla de Maipo SIC 1
11 MCH LA MONTAÑA 1 VHC / Imelsa Hidro 3 mar-2016 VII Curico SIC 9
12 Bioenergía Molina Bio Energía Molina SpA Otros ERNC 1 mar-2016 VII Molina SIC 7
13 Central Hidroeléctrica El Agrio ANPAC Hidro 2,6 abr-2016 IX Curacautín SIC 8
14 Minicentral El Gapón Enerbosch Hidro 1,4 abr-2016 VII Rio Claro SIC 5
15 Minicentral Rio Colorado Enerbosch Hidro 2 abr-2016 X Puerto Montt SIC 7
16 Eólico La Esperanza Petroquim Eólica 12,5 abr-2016 VIII Negrete SIC 25
17 CH Riñinahue Hidroenergia chile ltda Hidro 1 may-2016 XIV Rio Bueno SIC 5
18 MC Tranquil RP Global Hidro 3 may-2016 XIV Panguipulli SIC 11
19 Quilapilún Sunedison Solar 110 jun-2016 RM Colina SIC 256
20 Carrera Pinto Solar - Etapa 2 Enel Green Power Solar 77 jun-2016 III Copiapó SIC 175
21 Buenos Aires Enel Green Power Eólica 24 jun-2016 VIII Angol SIC 54
22 MC Picoltue Bajo Energía Cordillera (Beagle Energy)Hidro 1,1 jul-2016 VIII Mulchen SIC 3
23 Parque Solar Los Loros Solaire Direct (Engie) Solar 53 jul-2016 III Tierra Amarilla SIC 120
24 CH Río Colorado GPE - Hidroeléctrica Río Colorado S.A.Hidro 15 ago-2016 VII San Clemente SIC 6025 El Romero Solar Acciona Solar 196 sep-2016 III Vallenar SIC 450
26 Minicentral Pichipedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 0,9 sep-2016 IX Villarrica SIC 5
27 Minicentral Pedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 2,1 sep-2016 IX Villarrica SIC 6
28 Convento Viejo Besalco-Brotec-Belfi Hidro 16 dic-2016 VI Chimbarongo SIC 25
29 CH Dos Valles ANPAC Hidro 3 dic-2016 VI San Fernando SIC 11
30 Pequeña CH de Pasada Blanco Aaktei Energia SPA Hidro 2,5 dic-2016 VIII Alto Bío Bío SIC 9
31 Minicentral El Rescate Guido Rietta Hidro 2,9 dic-2016 VIII Alto Bío Bío SIC 7
32 MiniCH Cumpeo Icafal Hidro 5,5 dic-2016 VII Molina SIC 15
33 CH Montaña 2 VHC Hidro 1,1 dic-2016 VII Curicó SIC 4
34 San Juan de Chañaral de Aceituno Latin American Power Eólica 186 dic-2016 III Freirina SIC 400
35 Ampliación Parque Eólico San Pedro Transantartic Eólica 65 ene-2017 X Dalcahue SIC 130
36 Central Hidroeléctrica La Mina Colbun Hidro 34 feb-2017 VII San Clemente SIC 130
37 Central Hidroeléctrica Santa Isabel Asoc. Canalistas del Laja Hidro 1,4 mar-2017 VIII Los Angeles SIC 5
38 Central Hidroeléctrica Melo Asoc. Canalistas del Laja Hidro 2,8 mar-2017 VIII Quilleco SIC 9
39 Central Hidroeléctrica Caliboro Asoc. Canalistas del Laja Hidro 1,3 mar-2017 VIII Quilleco SIC 5
40 Central Hidroeléctrica Pangui RP Global Hidro 9 mar-2017 IX Curarrehue SIC 21
41 Hidroñuble Eléctrica Puntilla Hidro 136 jul-2017 VIII San Fabián de Alico SIC 350
42 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 feb-2018 RM San José de Maipo SIC 1.031
Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 may-2018 RM San José de Maipo SIC 1.019
43 Infraestructura Energética Mejillones U1 E-CL Térmica 375 jun-2018 II Mejillones SIC 1.000
44 Central Hidroeléctrica Los Cóndores Endesa Hidro 150 dic-2018 VII San Clemente SIC 660
45 Atacama I Abengoa Solar 100 feb-2016 II Maria Elena SING 200
46 Finis Terrae (ex Crucero Oeste) - Etapa 2 Enel Green Power Solar 65 mar-2016 II Maria Elena SING 142
Finis Terrae (ex Crucero Oeste) - Etapa 3 Enel Green Power Solar 20 abr-2016 II Maria Elena SING 44
47 Pampa Camarones Etapa 1 E-CL Solar 6 abr-2016 XV Arica / Camarones SING 12
48 Cochrane U1 AES Gener Térmica 236 may-2016 II Mejillones SING 650
Cochrane U2 AES Gener Térmica 236 oct-2016 II Mejillones SING 650
49 Bolero (ex-Laberinto) - Etapa I EDF Solar 42 may-2016 II Sierra Gorda SING 160
Bolero (ex-Laberinto) - Etapa II EDF Solar 42 jun-2016 II Sierra Gorda SING 101
Bolero (ex-Laberinto) - Etapa III EDF Solar 21 ago-2016 II Sierra Gorda SING 50
Bolero (ex-Laberinto) - Etapa IV EDF Solar 41 oct-2016 II Sierra Gorda SING 99
50 Fotovoltaico San Pedro IV (Pular) RIJN Capital Solar 30 sep-2016 II Calama SING 105
51 Fotovoltaico San Pedro I (Paruma) RIJN Capital Solar 17 oct-2016 II Calama SING 59
52 Kelar BHP Billiton Térmica 517 oct-2016 II Mejillones SING 400
53 Parque Eólico Sierra Gorda Este Enel Green Power Eólica 112 oct-2016 II Sierra Gorda SING 215
54 Planta Solar fotovoltaica Doña Carmen IMELSA Solar 40 oct-2016 V La Ligua SIC 67
55 Concentracion Solar Cerro Dominador Abengoa Solar 110 feb-2017 II Maria Elena SING 1.100
56 Cerro Pabellón - Unidad I Enel Green Power/Enap Otros ERNC 20 mar-2017 II Ollague SING 120
Cerro Pabellón - Unidad II Enel Green Power/Enap Otros ERNC 20 mar-2018 II Ollague SING 120
4.032 11.166
Fuente: Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía de Chile
Fuente: Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía de Chile (al 31 enero 2016).
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Centrales de generación en pruebas
Para el mes de diciembre 2015, las centrales que se encuentran en pruebas en el SIC son las siguientes:
Centrales en Pruebas SIC
Central Tipo Potencia
[MW]
Andes Generación Térmica 32,5
Santa Marta (generador 9 y 10) Térmica 3,9
Carrera Pinto Solar 93,0
Itata Hídrico 20,0
CMPC Tissue Térmica 5,0
Panguipulli PMGD Hídrico 0,4
Lagunilla Solar 3,0
PE Lebu (Ampliación II) Eólico 3,5
El Mirador PMGD Hídrico 3,0
El Pilar – Los Amarillos Solar 2,9
CMPC Cordillera Térmica Gas 24
El Paso Hídrico 60
Luz Norte Solar 36
Loma Los Colorados Solar 1
Pulelfu U1 Hídrico 4,5
Pulelfu U2 Hídrico 4,5
Diego de Almagro Solar 4
Alto Reinaco Hídrico 1,5
Total 302,7
Para el mes de diciembre 2015, las centrales que se encuentran en pruebas en el SING son las siguientes:
Centrales en Pruebas SING
Central Tipo Potencia
[MW]
Ujina UG1-UG6 Térmica Diesel 44,6
El Águila I Solar 2
Jama 1 - 2 Solar 53
La Huayca II Solar 25
Total 124,6
Fuente: CDEC-SIC
Fuente: CDEC-SING
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Demanda máxima y mínima
En el mes de diciembre 2015, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.502 MW, siendo un 3,4% mayor que
la máxima demanda registrada en el mes anterior. Además es un 1,4% superior a la registrada en el mismo mes de 2014.
La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.292,5 MW, siendo un 0,1% mayor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 2,2% superior a la registrada en el mismo mes de 2014.
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses
De igual forma, en el mes de diciembre 2015 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.458,9 MW, siendo un
1,8% mayor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además es un 4,1% superior a la registrada en el mismo
mes de 2014.
Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.493,9 MW, siendo un 19,6% menor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 17,6% inferior que la registrada en el mismo mes de 2014.
Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
nov-15 dic-14
Máxima 7.577,7 7.502,0 3,4% 1,4%
Mínima 3.853,0 4.292,5 0,1% 2,2%
∆% mes
Demanda SIC [MW]
Anual
2015dic-15
nov-15 dic-14
Máxima 2.465,1 2.458,9 1,8% 4,1%
Mínima 1.073,5 1.493,9 -19,6% -17,6%
Anual
2015dic-15
∆% mes
Demanda SING [MW]
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Generación bruta
La generación bruta del SIC durante el mes de enero 2016 alcanzó los 4.560 GWh, lo que representa una disminución del
0,4% respecto al mes anterior y un 0,2% menos respecto al mismo mes del año 2014.
Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses
La generación bruta del SING durante el mes de enero 2016 alcanzó los 1.617 GWh, lo que representa una disminución del
0,8% respecto al mes anterior y un incremento del 1,7% respecto al mismo mes del año 2014.
Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
dic-15 ene-15
Térmico 2.112 2.112 43,10% -13,1%
Hídrico 2.183 2.183 -21,36% 10,9%
Eólico 137 137 -32,9% 44,0%
Solar 129 129 3,7% 67,3%
Total 4.560 4.560 -0,4% -0,2%
Generación bruta SIC [GWh]
Acumulado
2016ene-16
∆% mesFuente
dic-15 ene-15
Térmico 1.542 1.542 -1,4% 0,4%
Hídrico 5 5 -6,4% -11,2%
Eólico 23 23 11,0% 3,9%
Solar 46 46 18,8% 78,7%
Total 1.617 1.617 -0,8% 1,7%
Generación Bruta SING [GWh]
FuenteAcumulado
2015ene-16
∆% mes
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En conjunto el SIC y el SING durante enero 2016 tuvieron una generación de 6.177 GWh de energía lo que representa una
disminución de 0,5% respecto al mes anterior y un incremento del 0,3% respecto al mismo mes del año pasado.
Gráfico 5: Generación bruta Total por fuente, últimos 13 meses
Participación de generadores
Con respecto a la generación bruta mensual del SIC, se
indican a continuación los porcentajes de participación de
las empresas, en el mes de enero 2016, que concentran
en conjunto más del 80% de la generación total del
sistema.
Análogamente para el SING, se indican a continuación
los porcentajes de participación de las empresas
concentran en conjunto más del 80% de la generación del
sistema.
SIC
Empresa Generación bruta
[GWh] Participación [%]
Colbún 997 22%
Endesa 834 18%
AES Gener 622 14%
Guacolda 388 9%
Pehuenche 237 5%
San Isidro 227 5%
Tinguiririca 163 4%
Pangue 94 2%
Pacific Hydro 88 2%
Total 3.649 80%
SING
Empresa Generación bruta
[GWh] Participación [%]
E-CL 572 35%
Angamos 349 22%
Norgener 195 12%
Hornitos 116 7%
Andina 115 7%
Total 1.346 83%
Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING.
dic-15 ene-15
Térmico 3.654 3.654 20,2% -7,9%
Hídrico 2.188 2.188 -21,3% 10,9%
Eólico 161 161 -28,8% 36,3%
Solar 175 175 7,3% 70,2%
Total 6.177 6.177 -0,5% 0,3%
Generación bruta SIC + SING [GWh]
FuenteAcumulado
2015ene-16
∆% mes
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Ventas a clientes
Durante el mes de diciembre 2015, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.269 GWh, un 5,2% más que las ventas
efectuadas el mes anterior y 0,5% más que las del mismo mes de 2014.
Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses
Así mismo, en diciembre 2015 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.461 GWh, un 2,9% menos que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 4,5% más que las efectuadas el mismo mes de 2014
Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses
En conjunto el SIC y el SING presentan un aumento del 4,6% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y
un incremento del 1,5% respecto al mismo mes de 2014.
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
nov-15 dic-14
Regulados 34.772 2.988 5,2% 0,5%
Libres 14.888 1.281 5,2% 0,5%
Total 49.659 4.269 5,2% 0,53%
Ventas SIC [GWh]
Tipo clienteAcumulado
2015dic-15
∆% mes
nov-15 dic-14
Regulados 1.800 157 4,0% 3,8%
Libres 15.088 1.304 2,8% 4,6%
Total 16.887 1.461 2,9% 4,5%
Ventas SING [GWh]
Tipo clienteAcumulado
2015dic-15
∆% mes
nov-15 dic-14
Regulados 36.571 3.145 5,2% 0,7%
Libres 29.975 2.584 4,0% 2,5%
Total 66.547 5.729 4,6% 1,5%
Ventas SIC + SING [GWh]
Tipo cliente Acumulado 2015 dic-15∆% mes
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Energías Renovables
Generación ERNC
Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de
acuerdo a la ley, actualizado al mes de noviembre 20151, comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de
barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).
Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses
(*) Para el 2015 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 5,5% sobre los retiros de energía afectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698
establece una obligación de ERNC de 7,0% sobre los retiros de energía afectos a ella.
1 A la fecha no se encuentran actualizados los datos de generación ERNC correspondientes al mes de diciembre de 2015.
oct-15 nov-14
Afecta a la Obligación 38.700,81 3.625,29 10,6% 8,9%
Obligación Ley ERNC 2.175,66 205,74
Inyección Reconocida 5.297,19 594,90 -4,4% 27,3%
∆% mes
ERNC
Acumulado 2015 nov-15Energía ERNC [GWh]
Fuente: CDEC-SIC.
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Capacidad Instalada de ERNC
ERNC en operación [MW] ene - 16
Biomasa 463,0
Eólica 904,0
Mini-hidro 417,0
Solar 848,0
Total 2.633,0
Al mes de enero 2016 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una
capacidad instalada de 480,9 MW de energía renovable, de los cuales 231,4 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se
presenta a continuación el listado de estas centrales y su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de
sus filiales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con
las condiciones necesarias pero fueron instaladas antes del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran
aquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MW.
Empresa Central Tecnología Potencia
Bruta [MW] Tipo
AES Gener
Laja Biomasa 2,7 ERNC
Volcán Minihidro 13 Renovable
Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable
Colbún
Juncalito Minihidro 1,5 Renovable
San Clemente Minihidro 6,1 ERNC
Carena Minihidro 10 Renovable
Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC
Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,5 Renovable
San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable
Los Quilos Minihidro > 20 MW 39,3 Renovable
Endesa Chile
Canela I Eólica 18,2 ERNC
Canela II Eólica 60 ERNC
Loma Alta Minihidro > 20 MW 40 Renovable
Palmucho Minihidro > 20 MW 32 ERNC
Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC
Sauzalito Minihidro 12 Renovable
Los Molles Minihidro 18 Renovable
ENGIE
Monte Redondo Eólica 48 ERNC
Chapiquiña Minihidro 10,2 Renovable
El Águila Solar FV 2 ERNC
Laja I Minihidro 34 ERNC
Pacific Hydro Coya Pasada 12 Renovable
Fuente: Elaboración propia a partir de reporte de CIFES diciembre 2015
Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING
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Costo marginal
El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En
este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra
Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual
de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos
marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los
costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para
transformar la unidad a US$/MWh.
Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses
Precio Medio de Mercado
El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por
las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que
finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como
el promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De
igual manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las
unidades de $/kWh a US$/MWh.
Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses
Fuente: CDEC-SIC y CDEC-SING.
Fuente: CNE
dic-15 ene-15
SIC 84,7 84,7 -2,0% -8,6%
SING 79,7 79,7 -2,6% -15,6%
Promedio 83,4 83,4 -0,4% -10,6%
SistemaPromedio
2016ene-16
∆% mes
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
Fuente: CNE.
Dic-15 Ene-15
SIC 49,9 49,9 14,4% -56,5%
SING 48,3 48,3 -3,9% -2,9%
Promedio 49,5 49,5 -7,7% -56,0%
SistemaPromedio
2016Ene-16
∆% mes
Costo marginal [US$/MWh]
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Evolución de precios
Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de
Nudo de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.
Gráfico 11: Evolución de Precios SIC
Gráfico 12: Evolución de Precios SING
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado
0
50
100
150
200
250
300
350
US
$/M
Wh
Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y CNE
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Índices de precio de combustibles
La gráfica a continuación muestra, a noviembre 20152, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo
del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema
eléctrico, normalizando los valores al mes de enero 2007.
Gráfico 13: Índices de precio de combustibles
2 A la fecha no se encuentran actualizados los índices de precios de combustibles correspondientes al mes de diciembre de 2015.
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
PMM SIC PMM SING Crudo Brent DTD
Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B
Fuente: Elaboración propia en base a datos CNE.
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Pronóstico de Deshielos
Para el período Abril 2015 – Diciembre 2015, en el SIC se ha presentado una condición hidrológica de probabilidad de
excedencia del 79%. Para los próximos meses, se indica, en base al Sexto Pronóstico de Deshielos (Fines de Enero de
2016), la estimación de probabilidad de excedencia de los caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:
Tabla 1 Probabilidades de Excedencia Estimadas Periodo de Deshielo 2015-2016
Prob. Excedencia
Estimada
Punto a considerar PExced.
feb-mar 2016
c2. Afluente a
0,63 Embalse C.Rapel (S/Teno)
e1. Afluentes 0,96
Laguna Maule
f1. Afluentes
0,84 L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)
g1. Afluentes 0,75
Embalse Ralco
Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados Periodo de Deshielo 2015-2016
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Proyectos de generación en el SEIA
Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados,
admitidos y no admitivos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), y de los proyectos aprobados durante el
mes de enero 2016.
Acumulado 2016 ene-16
MW Ingresados MW Aprobados MW Ingresados MW
Admitidos MW
No Admitidos MW Aprobados
SIC 458,7 327,2 458,7 281,4 177,3 327,2
SING 1.373,7 0,0 1.373,7 211,3 1.162,4 0,0
Total 1.832,4 327,2 1.832,4 492,7 1.339,7 327,2
Los proyectos aprobados durante el mes de enero de 2016 son:
Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso
Central Hidroeléctrica Chupallar, Obras de Generación y Transmisión
49,5 19,0 Pasada SIC 07/10/2013
Aprovechamiento Energético Biomasa Agrícola - Región de la Araucanía
85,0 30,0 Biomasa SIC 19/11/2014
Parque Eólico El Arrebol 20,0 10,0 Eólica SIC 19/02/2015
Planta Fotovoltaica Cachiyuyo 73,0 50,0 Fotovoltaico SIC 24/03/2015
Planta Fotovoltaica Maitenes 20,0 9,0 Fotovoltaico SIC 23/04/2015
Proyecto Eólico La Cabaña 240,0 106,0 Eólica SIC 21/04/2015
Planta PV Cerro Dominador 200,0 100,0 Fotovoltaico SIC 17/07/2015
Cogeneración de energía eléctrica con excedentes de gas, CAP Acero
4,3 3,2 Gas SIC 20/08/2015
Cabe mencionar que fueron ingresados pero No Admitidos a Tramitación los siguientes proyectos, en el mes de enero 2016:
Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso
Parque Eólico Piedra Amarilla 118,0 69,3 Eólica SIC 22/01/2016
Parque Fotovoltaico Las Campanas 120,0 70,0 Fotovoltaico SIC 21/01/2016
Parque Fotovoltaico El Litre 18,4 9,0 Fotovoltaico SIC 20/01/2016
FOTOELECTRICIDAD LOA 4500,0 1162,4 Fotovoltaico SING 19/01/2016
Planta Fotovoltaica Santa Rosa 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 15/01/2016
Planta Fotovoltaica Alhué 32,0 20,0 Fotovoltaico SIC 14/01/2016
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
Proyecto Inversión [MMUS$]
Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso
Parque Eólico Cancura 71,0 39,6 Eólica SIC 22/01/2016
Parque Eólico Vergara 65,0 36,3 Eólica SIC 22/01/2016
Parque Solar Mostazal 18,4 9,0 Fotovoltaico SIC 21/01/2016
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL QUEULE
11,0 7,0 Fotovoltaico SIC 21/01/2016
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PLANTA SOLAR LA TONADA 11,2 6,0 Fotovoltaico SIC 21/01/2016
Planta Fotovoltaica Eclipse 20,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/01/2016
Planta Solar CEME1 608,0 140,0 Termosolar-Fotovoltaico SING 19/01/2016
AR VALLE ALTILLO SOLAR 59,0 30,3 Fotovoltaico SIC 19/01/2016
Planta Fotovoltaica Loa Solar 145,0 71,3 Fotovoltaico SING 19/01/2016
Proyecto Parque Eólico Punta de Talca 120,0 93,2 Eólica SIC 19/01/2016
Estudio de Impacto Ambiental “Parque Eólico Pililín”
110,0 51,0 Eólica SIC 15/01/2016
Central Nueva ERA 680,0 510,0 Gas SIC 28/12/2015
PROYECTO FOTOVOLTAICO ENCON SOLAR
15,3 9,0 Fotovoltaico SIC 23/12/2015
Central de Respaldo El Manzano 70,0 150,0 Diesel SIC 22/12/2015
Parque Eólico Manantiales 47,1 27,6 Eólica SIC 22/12/2015
Parque Solar Domeyko 90,0 63,0 Fotovoltaico SIC 22/12/2015
PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA PIEDRA COLGADA
169,0 305,0 Fotovoltaico SIC 22/12/2015
Central de Respaldo Pajonales - 100 MW 50,0 100,0 Diesel SIC 22/12/2015
Proyecto Hidroeléctrico El Mañío 15,5 7,2 Pasada SIC 21/12/2015
Proyecto Central Hidroeléctrica Los Maquis 91,0 22,3 Pasada SIC 18/12/2015
Proyecto Fotovoltaico Los Manolos 170,0 79,5 Fotovoltaico SING 18/12/2015
Central de Respaldo Los Cóndores - 100 MW 50,0 100,0 Diesel SIC 18/12/2015
Central de Respaldo San Javier 3,0 50,0 Diesel SIC 23/11/2015
Central de Respaldo Doña Carmen 43,0 48,0 Gas-diesel SIC 23/11/2015
Parque Solar Fotovoltaico Panquehue 10,0 6,0 Fotovoltaico SIC 23/11/2015
Parque Eólico Rihue 290,0 138,6 Eólica SIC 20/11/2015
Ampliación planta de generación eléctrica a base de GNL Los Ángeles
0,6 4,0 Gas SIC 20/11/2015
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO LA CONSTITUCION
100,0 48,0 Fotovoltaico SIC 20/11/2015
FOTOVOLTAICA LOS ANDES 50,0 30,0 Fotovoltaico SING 20/11/2015
Proyecto Central de Respaldo Combarbalá – 75 MW
50,0 75,0 Diesel SIC 20/11/2015
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL ROBLE
15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 19/11/2015
PV LUMA 1 13,5 6,3 Fotovoltaico SIC 18/11/2015
PV LUMA 3 19,5 9,0 Fotovoltaico SIC 18/11/2015
CENTRAL HIDROELECTRICA DE PASADA EL GATO
30,5 6,0 Pasada SIC 10/11/2015
Parque Solar Catemu 208,0 90,0 Fotovoltaico SIC 26/10/2015
PARQUE SOLAR EL TAPIAL 400,0 195,0 Fotovoltaico SIC 23/10/2015
Planta Solar Fotovoltaica La Tapina 140,0 65,7 Fotovoltaico SIC 22/10/2015
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO LOS LIBERTADORES
31,1 16,0 Fotovoltaico SIC 21/10/2015
Parque Solar Fotovoltaico Cabilsol 11,0 6,0 Fotovoltaico SIC 20/10/2015
PMGD CONCON GNL 5,0 6,0 Gas SIC 19/10/2015
Modificación Planta de Respaldo Eléctrico, Sector Degan
3,0 14,0 Diesel SIC 16/10/2015
Aumento de Capacidad de Generación, Central Solar Chaka
35,0 22,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2015
Trébol Solar Copiapó 2200,0 315,0 Termosolar SIC 22/09/2015
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DIUTO II 17,1 3,8 Pasada SIC 22/09/2015
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Parque Solar Fotovoltaico Luz del Oro 952,3 475,0 Fotovoltaico SIC 21/08/2015
Planta Fotovoltaica La Esperanza 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/08/2015
Planta Fotovoltaica Marchigüe 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/08/2015
Parque Solar Don Sebastián 70,5 47,0 Fotovoltaico SIC 19/08/2015
Proyecto Parque Fotovoltaico ValleSolar 120,0 74,0 Fotovoltaico SIC 13/08/2015
Parque Eólico Los Trigales 300,0 154,8 Eólica SIC 31/07/2015
Minicentrales Hidroeléctricas de pasada Aillín y Las Juntas
43,0
13,6
Pasada
SIC 02/07/2015
Parque Fotovoltaico Santa Sofía 104,0 51,0 Fotovoltaico SIC 01/07/2015
Central Bioenergía ERNC Las Maicas 80,0 30,0 Biomasa SIC 22/06/2015
Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico SIC 19/06/2015
Proyecto Planta Termosolar Camarones 43,0 105,0 Fotovoltaico/Termosolar SING 19/06/2015
Parque Fotovoltaico Santiago Solar 165,0 120,0 Fotovoltaico SIC 17/06/2015
PARQUE SOLAR ANDINO 158,0 90,0 Fotovoltaico SIC 22/05/2015
Proyecto Fotovoltaico Santa Marta de Marchigüe
200,0 95,0 Fotovoltaico SIC 20/05/2015
Parque Eólico Los Olmos 298,0 128,7 Eólica SIC 22/04/2015
Central Hidroeléctrica Nido de Águilas 280,0 125,0 Pasada SIC 15/04/2015
Central Fotovoltaica Inca de Varas II 130,0 95,0 Fotovoltaico SIC 25/02/2015
Central Ciclo Combinado Los Rulos 594,0 540,0 Gas Natural SIC 10/02/2015
Proyecto Bella Monica 266,0 119,0 Fotovoltaico SIC 23/01/2015
Cielos de Tarapacá 0,0 600,0 Fotovoltaico SING 13/01/2015
Parque Solar Fotovoltaico Tamarico 360,0 153,0 Fotovoltaico SIC 05/12/2014
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Cipresillos
19,0 12,0 Pasada SIC 04/12/2014
Proyecto Campos del Sol Norte 489,0 186,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2014
Proyecto Campos del Sol Centro 564,0 237,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2014
Parque Solar Llano Victoria 44,1 27,0 Fotovoltaico SIC 20/11/2014
Proyecto Solar Escondido 290,0 245,0 Fotovoltaico SIC 19/11/2014
Central El Campesino 804,0 640,0 Gas Natural SIC 13/11/2014
Parque Eólico Cerro Tigre 634,0 264,0 Eólica SING 22/09/2014
Central Hidroeléctrica Llancalil (Reingreso) 23,0 6,9 Pasada SIC 22/05/2014
Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón 24,0 11,0 Pasada SIC 23/12/2013
Central Hidroeléctrica Los Aromos 91,1 19,9 Pasada SIC 23/12/2013
Optimización del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Taltal
250,0 130,0 Gas SIC 23/12/2013
Parque Eólico Malleco 500,0 270,0 Eólica SIC 23/12/2013
Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada SIC 23/12/2013
Central Hidroeléctrica Rucalhue 240,0 90,0 Pasada SIC 16/12/2013
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones
24,0 12,0 Pasada SIC 09/12/2013
Central Termoeléctrica Ttanti 1300,0 1290,0 Gas Natural SING 22/11/2013
Central Bioenergía Cabrero 50,0 20,0 Biomasa SIC 01/08/2013
EIA Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de Pasada Florín II y Florín III
53,7 17,6 Pasada SIC 23/07/2013
Parque Eólico Cateao 224,0 100,0 Eólica SIC 27/05/2013
TOLPÁN 250,0 306,0 Eólica SIC 21/11/2012
KÜREF 61,2 Eólica SIC 07/07/2011
NELTUME 490,0 Pasada SIC 02/12/2010
Fuente: SEIA
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Cuadro Resumen Enero 2016
SIC SING Total
Parque generador (Diciembre)
Capacidad instalada [MW] 15.911,1 4.165,1 20.076,2
Térmico [MW] 8.177,0 3.973,4 12.150,4
Hídrico [MW] 6.470,5 10,2 6.480,7
Eólico [MW] 819,9 90,0 909,9
Solar [MW] 443,6 91,6 535,2
Demanda máxima [MW] 7.502,0 2.458,9 -
Demanda mínima [MW] 4.292,5 1.493,9 -
Margen de reserva teórico [%] 112% 69% -
Producción de energía (Enero)
Generación bruta [GWh] 4.560 1.617 6.177
Térmico [GWh] 2.112 1.542 3.654
Hídrico [GWh] 2.183 5 2.188
Eólico [GWh] 137 23 161
Solar [GWh] 129 46 175
Participación de generadores (por GWh) 9G > 80% 5G > 80% /
Ventas a clientes [GWh] (diciembre) 4.269 1.461 5.729
Regulados [GWh] 2.988 157 3.145
Libres [GWh] 1.281 1.304 2.584
Dif. entre generación y ventas [%] (diciembre) 6,4% 9,6% 7,3%
Energías Renovables No Convencionales (Noviembre)
Afecta a la Obligación [GWh] / / 3.625,3
Obligación de 5% [GWh] / / 205,7
Inyección Reconocida [GWh] / / 594,9
Precio de la energía (Enero)
Costo marginal [US$/MWh] 49,9 48,3 49,5
Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 84,7 79,7 83,4
Proyectos de generación (Enero)
Ingresados al SEA [MW] 458,7 1.373,7 1.832,4
Admitidos por el SEA [MW] 281,4 211,3 492,7
No Admitidos por el SEA [MW] 177,3 1.162,4 1.339,7
Aprobados por el SEA [MW] 327,2 0,0 327,2
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¿Quienes Somos?
La Asociación de Generadoras de Chile (AG) es una institución cuyo objetivo es promover el desarrollo de la
generación de energía eléctrica en el país, basado en los principios de sustentabilidad, confiabilidad (seguridad,
suficiencia y calidad) y competitividad, e impulsar la combinación eficiente de todas las fuentes energéticas, el
desarrollo tecnológico y la innovación.
Busca contribuir a la discusión informada sobre la generación eléctrica y su composición a través de un diálogo
objetivo y basado en evidencia que aporte al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas para apoyar
al desarrollo del país y al bienestar de todos los chilenos.
Creada en 2011, congrega a las principales empresas de generación eléctrica, nacionales e internacionales con
operaciones en Chile. Sus actuales miembros son las empresas: AES Gener Colbún, Duke Energy, Endesa Chile,
Engie (ex GDF Suez), Pacific Hydro y Statkraft, las que contribuyen con el 82% de la capacidad instalada de
generación total de los sistemas interconectados central (SIC) y norte grande (SING).
La Asociación de Generadoras entiende la sustentabilidad de la industria como el equilibrio entre el desarrollo
productivo, un mayor progreso y bienestar social y el uso responsable de los recursos naturales. Por esta razón,
uno de sus principales desafíos es buscar reconectar la energía eléctrica con la aspiración de bienestar y desarrollo
de Chile.
En este desafío, define los Principios de Sustentabilidad de la Industria de la Generación Eléctrica en Chile, con el
fin de contribuir a satisfacer las necesidades de la sociedad actual sin poner en riesgo las de futuras generaciones,
participando activamente en la discusión de políticas públicas, normas y contribuyendo al progreso nacional.
Asociación de Generadoras busca promover el diálogo, generando espacios adecuados y de integración entre sus
asociados, la sociedad civil, la academia, ONG´s, think tanks, los medios de comunicación y las autoridades,
procurando establecer confianzas y compartiendo información de manera oportuna y transparente.
Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación
(Total = 16.195 MW)
Empresa Asociada Potencia Instalada (MW)
AES GENER 3565
COLBUN 3253
DUKE ENERGY 340
ENDESA (grupo ENEL) 6351
ENGIE (antes GDF-Suez) 2191
PACIFIC HYDRO 283
STATKRAFT 212
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Información Importante
“El presente Boletín ha sido elaborado por la Dirección
de Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras de
Chile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionar al
público general información relativa al sector eléctrico
actualizada a la fecha de su emisión. El contenido está
basado únicamente en informaciones de carácter público
tomadas de fuentes que se consideran fiables, pero
dichas informaciones no han sido objeto de verificación
alguna por parte de la Asociación, por lo que no se
ofrece ninguna garantía, expresa o implícita en cuanto a
su precisión, integridad o corrección.
La Asociación no asume compromiso alguno de
comunicar cambios hechos sin previo aviso al contenido
del Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociación
no asume responsabilidad alguna por cualquier pérdida
directa o indirecta que pudiera resultar del uso de este
documento o de su contenido.”
