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Septiembre 2015
Boletín del Mercado Eléctrico
Sector Generación
Septiembre 2015
Este Boletín se ha confeccionado los primeros días de septiembre de
2015, con el objetivo de informar los antecedentes resultantes del
Sector Generación al mes de agosto 2015.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados
operacionales del mes de agosto 2015. 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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Septiembre 2015
Editorial
Reforma a los Sistemas de Transmisión de Energía
Eléctrica y creación del Coordinador Independiente del
Sistema Eléctrico Nacional
En la Agenda de Energía que el Gobierno dio a conocer en el
mes de mayo de 2014, en particular en el eje referido a la
conectividad para el desarrollo energético, se establece como
objetivos elaborar un “Nuevo marco regulatorio para el
transporte de energía (Transmisión troncal, Subtransmisión y
Adicional)” y una “Reforma a los Centros de Despacho
Económicos de Carga (CDECs)”. En base a ello, durante el
mismo año 2014 se comenzó el trabajo prelegislaivo para
diseñar un proyecto de ley de Transmisión y del nuevo
coordinador el Sistema Eléctrico Nacional (el “PDL”) que fue
finalmente presentado al Congreso Nacional el 7 de agosto de
2015 (Boletín 10.240-08).
En este contexto, la Asociación de Generadoras de Chile A.G.
plantea que esta oportunidad para reformar en particular los
mecanismos que regulan el desarrollo de los sistemas de
transmisión en Chile debe ser aprovechada para desarrollar un
sistema de transmisión que efectivamente procure un mercado
eléctrico altamente competitivo, flexible y robusto, con señales
de precios eficientes y acordes a la disponibilidad efectiva de
recursos de generación en el país, con un producto de calidad y
un suministro seguro, cuyo desarrollo sea compatible con las
estrategias de largo plazo y con las desafíos territoriales,
ambientales y sociales. Asimismo, el nuevo marco regulatorio
que propone el PDL debiera promover la neutralidad
tecnológica entre distintas fuentes de generación de manera de
maximizar la eficiencia en la asignación de recursos y el
bienestar social en el largo plazo.
En coherencia con estos principios, es necesaria una
planificación que se sustente en criterios objetivos o de
consenso global, que tengan una métrica de valorización
fundada y reproducible, en donde la definición de las rutas de
desarrollo implique tomar las opciones cuyos riesgos la
sociedad está dispuesta a asumir de manera informada y
consciente.
los riesgos derivados de errores en la planificación y además
cumplir con las metas del Gobierno tendientes a reducir los
costos de abastecimiento de la demanda eléctrica. Es
necesesario minimizar posibles costos por imperfecciones que
pudiesen surgir ya que ello podría alejarnos de la metas de
precios más competitivos propuesta en la Agenda de Energía.
De igual modo, el o los mecanismos de la mayor planificación
en transmisión deben incorporar las herramientas necesarias y
efectivas para contrapesar potenciales riesgos de
arbitrariedades que se puedan introducir en el proceso.
Asimismo, es necesario definir claramente y precisamente el
régimen transitorio del PDL, así como asegurar el debido
respeto a los contratos cuya vigencia haya tenido inició antes
de la promulgación de la nueva Ley que contempla el PDL.
Por otro lado, bajo el supuesto que seguirá existiendo una
planificación centralizada en lo que se refiere a los sistemas
troncales (nacionales) y de sub-transmisión (zonales) y que
contemplará un horizonte más amplio, se estima necesario
fortalecer el carácter técnico de los organismos que participan
de este proceso de planificación.
En otro ámbito, un tema de preocupación específico pero
importante, es la necesidad de contemplar esquemas de
compensaciones por indisponibilidad del suministro y/o de
instalaciones equilibrados y acotados que incentiven las
mejoras en cuanto a seguridad y calidad del suministro.
Finalmente, en la definición del gobierno corporativo del nuevo
coordinador, y tal como lo plantean los principios del PDL, se
debe velar por una adecuada y efectiva independencia,
estableciéndose así una institución con idoneidad técnica e
independencia del ciclo político; con capacidad y eficacia en la
gestión y coordinación del sistema; y preservando los objetivos
que la ley mandata en su creación.
GENERADORAS DE CHILE A.G.
De la misma manera, las decisiones que se tomen en materia
de desarrollo y remuneración de los sistemas de transmisión
deben propender a dar señales de eficiencia al sector
generación, ya que sólo así será posible asignar correctamente
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3
Septiembre 2015
Contenido
Editorial ........................................................................................................................................................................................ 3
Destacados .................................................................................................................................................................................. 5
Capacidad instalada..................................................................................................................................................................... 6
Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................... 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
Proyectos de generación en el SEIA.......................................................................................................................................... 17
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4
Septiembre 2015
Destacados

Al mes de julio 2015, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 15.738,4 MW y la del
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 4.142,8 MW. En conjunto se encuentran instalados 19.881,1
MW de potencia, correspondientes a un 60,7% de origen térmico, un 32,3% de origen hídrico, un 4,5% de origen
eólico y un 2,6% de origen solar.

En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.567,2 MW y 2.344,1 MW,
respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.486,1 MW y 1.577,4 MW para cada sistema.

En agosto 2015, la energía generada en el SIC llegó a los 4.494 GWh proveniendo en un 43,1% de generación
térmica, 51,7% de hídrica, 3,8% de eólica y 1,4% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.570 GWh de
energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 6.064 GWh, lo que representa una disminución del
1,6% respecto al mes anterior y de un aumento de un 2,2% respecto del mismo mes del año 2014. A la fecha en el
año 2015 se han generado 47.666 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 julio 2015 se alcanzó un consumo de 3.194 GWh en clientes regulados y
2.544 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.738 GWh de energía entre el SIC y el SING,
que corresponde a un aumento del 2,4% más respecto al mes anterior y a un aumento del 2,8% respecto del mismo
mes del año 2014.

En agosto 2015, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 54,1 US$/MWh y el del SING de 59,9
US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del -24,2% y 24,2% respectivamente. El promedio del
año 2015 para el SIC hasta la fecha ha sido de 113,2 US$/MWh y en el SING 53,4 US$/MWh; el promedio
ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 97,8 US$/MWh a lo que va del año. Por
su parte el Precio Medio de Mercado en el mes de agosto 2015 se sitúa en el SIC en 91,5 US$/MWh y en el SING
en 79,9 US$/MWh. La última fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo correspondiente a abril de 2015 entregó
precios de nudo de corto plazo de energía de 80,28 US$/MWh y 53,65 US$/MWh para el SIC y SING
respectivamente.

Durante el mes de agosto 2015, al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresaron a tramitación 8 proyectos
de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 941,2 MW, de los cuales 1 proyecto por un
total de 315,0 MW no fué admitidos a tramitación; en este mes se aprobaron 3 proyectos por un total de 370,4 MW.

Respecto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se encuentran actualmente en operación
2.170 MW de potencia (julio 2015), correspondientes al 10,9% de la capacidad instalada a nivel nacional en el mes
de julio. Además durante el mes de agosto 2015 se reconocieron 497,9 GWh de generación de energía en base a
ERNC lo que equivale al 8,2% del total de energía generada en el país el mismo mes y al 13,5% 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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Septiembre 2015
Capacidad instalada
Al mes de julio 2015, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.738,4 MW.
Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 4.142,8 MW y es en un 97,5% de origen térmico en
base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 19.881,1 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%).
2,67%
5,1%
3,1%
SIC
25,8%
14,9%
15,5%
17,6%
15,2%
4.052,9
■ Gas Natural
2.776,8
■ Carbón
2.394,3
■ Derivados Petróleo
2.447,0
■ Pasada
2.349,5
■ Biomasa
492,0
■ Eólico
805,1
■ Solar
Total
2,2% 1,0%
4,5%
0,4%
0,25%
2,2%
3,3%
35,5%
50,7%
SING
0,09%
2,6%
21,4%
11,9%
14,1%
22,6%
20,4%
Capacidad [MW]
1.468,7
■ Carbón
2.099,7
■ Fuel Oil
185,5
■ Diesel
138,7
■ Eólico
90,0
■ Diesel + Fuel Oil
40,8
■ Cogeneración
17,5
■ Pasada
10,2
■ Solar
91,6
SIC + SING
2,5%
420,8
15.738,4
■ Gas Natural
Total
4,5%
Capacidad [MW]
■ Embalse
4.142,8
Capacidad [MW]
■ Gas Natural
4.245,7
■ Carbón
4.494,0
■ Embalse
4.052,9
■ Derivados Petróleo
2.812,0
■ Pasada
2.359,7
■ Biomasa
492,0
■ Eólico
895,1
■ Cogeneración
17,5
■ Solar
Total
512,4
19.881,1
Fuentes: CDEC-SIC, CDEC-SING.
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6
Septiembre 2015
Centrales de generación en construcción
De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a agosto 2015 se encuentra en
construcción 3.930 MW, de los cuales 23,2% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20 MW, un 34,7% a
centrales termoeléctricas, y el restante 42,1% a centrales de tipo ERNC (solar: 70,2%; eólico: 18,0%; MiniHidro: 6,0%;
Cogeneración: 5,8%).
El detalle de los proyectos en construcción se encuentra en la siguiente tabla:
PROYECTOS EN CONSTRUCCION UGP - AGO 2015
#
Nombre
Central
1 Planta de Cogeneración Papeles Cordillera S.A
2 Solar Luz del Norte - Etapa I
Solar Luz del Norte - Etapa III
Solar Luz del Norte - Etapa II
Solar Luz del Norte - Etapa IV
3 El pilar Los amarillos
4 CH Panguipulli
5 Itata
6 Minicentral El Mirador
7 MCH LA MONTAÑA 1
8 Central Mulchén
9 El Paso
10 Central Hidroeléctrica Carilafquén
11 Central Hidroeléctrica Malalcahuello
12 Central Trailelfu
13 Bioenergías Forestales
14 Minicentral Chanleufu
15 Minicentral Tarapacá
16 Quilapilún
17 Bioenergía Molina
18 Carrera Pinto Solar
19 Renaico
20 Fotovoltaico Pampa Solar Norte
21 Buenos Aires
22 Proyecto Solar Conejo (Etapa I)
23 GenPac
24 Central Hidroeléctrica El Agrio
25 CH Río Colorado
26 Convento Viejo
27 San Juan de Chañaral de Aceituno
28 Central Hidroeléctrica La Mina
29 Ñuble
30 Alto Maipo - Central Las Lajas
Alto Maipo - Central Alfalfal II
31 Infraestructura Energética Mejillones U1
32 Central Hidroeléctrica Los Cóndores
33 PMGD Pica I
34 Pampa Camarones Etapa 1
35 Andes Solar
36 Complejo Fotovoltaico San Pedro IV (Pular)
37 Complejo Fotovoltaico San Pedro I (Paruma)
38 Quillagua I
39 Cochrane U1
Cochrane U2
40 Finis Terrae (ex Crucero Oeste)
41 Kelar
42 Bolero (ex-Laberinto) - Etapa I
Bolero (ex-Laberinto) - Etapa II
43 Concentracion Solar Cerro Dominador
44 Cerro Pabellón - Unidad I
Cerro Pabellón - Unidad II
45 Atacama I
Categoria
Grafico
Capacidad
Neta MW
Papeles Cordillera S.A
Otros ERNC
First Solar Energía Ltda
Solar
First Solar Energía Ltda
Solar
First Solar Energía Ltda
Solar
First Solar Energía Ltda
Solar
RTS
Solar
Imelsa
Hidro
Eléctrica Puntilla
Hidro
Hidroeléctrica El Mirador
Hidro
VHC / Imelsa
Hidro
Andes Energy & Capital
Hidro
Hydrochile
Hidro
Latin American Power
Hidro
Latin American Power
Hidro
Enerbosch
Hidro
CMPC Tissue TA
Otros ERNC
Tranleufu/Transoceanic
Hidro
Errázuriz & Asociados
Hidro
Sunedison
Solar
Bio Energía Molina SpA
Otros ERNC
Enel Green Power
Solar
Enel Green Power
Eólica
Enel Green Power
Solar
Enel Green Power
Eólica
Pattern Energy Group
Solar
Generadora del Pacífico S.A.
Solar
ANPAC
Hidro
GPE - Hidroeléctrica Río Colorado Hidro
S.A.
Besalco-Brotec-Belfi
Hidro
Latin American Power
Eólica
Colbun
Hidro
Eléctrica Puntilla
Hidro
AES Gener
Hidro
AES Gener
Hidro
E-CL
Térmica
Endesa
Hidro
Atacama Solar
Solar
E-CL
Solar
AES Gener
Solar
RIJN Capital
Solar
RIJN Capital
Solar
Parque Eólico Quillagua
Solar
AES Gener
Térmica
AES Gener
Térmica
Enel Green Power
Solar
BHP Billiton
Térmica
EDF
Solar
EDF
Solar
Abengoa
Solar
Enel Green Power/Enap
Otros ERNC
Enel Green Power/Enap
Otros ERNC
Abengoa
Solar
50
36
38
36
31
2.2
0.35
20
2.9
3
2
60
19.8
9.2
2.5
5
6
0.2
110
1
97
88
80
24
104
14
2.6
15
16
186
34
136
267
264
375
150
0.6
6
21
30
17
23
236
236
160
517
42
104
110
20
20
100
3,930
Titular
Fecha
estimada Región
Ingreso
Sep/2015
RM
Sep/2015
III
Sep/2015
III
Nov/2015
III
Nov/2015
III
Sep/2015
III
Sep/2015
XIV
Sep/2015
VIII
Sep/2015
VIII
Sep/2015
VII
Oct/2015
VIII
Oct/2015
VI
Oct/2015
IX
Oct/2015
IX
Oct/2015
X
Oct/2015
RM
Dec/2015
X
Dec/2015
RM
Jan/2016
RM
Jan/2016
VII
Jan/2016
III
Jan/2016
IX
Jan/2016
II
Mar/2016
VIII
Mar/2016
II
Mar/2016
III
Apr/2016
IX
Aug/2016
VII
Dec/2016
VI
Dec/2016
III
Feb/2017
VII
Jul/2017
VIII
Feb/2018
RM
May/2018
RM
Jun/2018
II
Dec/2018
VII
Sep/2015
I
Sep/2015
XV
Oct/2015
II
Mar/2016
II
Apr/2016
II
Mar/2016
II
May/2016
II
Oct/2016
II
Jun/2016
II
Oct/2016
II
May/2016
II
Oct/2016
II
Feb/2017
II
Mar/2017
II
Mar/2018
II
Feb/2016
II
Comuna
Sistema
Puente Alto
Copiapó
Copiapó
Copiapó
Copiapó
Diego de Almagro
Panguipulli
Yungay
Alto Biobio
Curico
Mulchén
San Fernando
Melipeuco
Melipeuco
Pucón
Talagante
Puyehue
Isla de Maipo
Colina
Molina
Copiapó
Renaico
Taltal
Angol
Taltal
Copiapó
Curacautín
San Clemente
Chimbarongo
Freirina
San Clemente
San Fabián de Alico
San José de Maipo
San José de Maipo
Mejillones
San Clemente
Pica
Arica / Camarones
Antofagasta
Calama
Calama
Maria Elena
Mejillones
Mejillones
Maria Elena
Mejillones
Sierra Gorda
Sierra Gorda
Maria Elena
Ollague
Ollague
Maria Elena
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
SING
Inversión
($US MM)
48
82
86
82
70
4.8
1
50
9
9
6
250
63
30
8
5
18
1
256
7
220
199
190
54
289
39
8
60
25
400
130
350
1,031
1,019
1,000
660
1.4
12
55
105
59
53
650
650
350
400
160
250
1,100
120
120
200
11,044
Fuente: Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía de Chile
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7
Septiembre 2015
Demanda máxima y mínima
En el mes de julio 2015, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.567,2 MW, siendo un 0,03% menor que la
máxima demanda registrada en el mes anterior. Además es un 3,3% mayor que la registrada en el mismo mes de 2014.
La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.486,1 MW, siendo un 2,3% menor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 0,6% mayor que la registrada en el mismo mes de 2014.
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses
Demanda SIC [MW]
∆% mes
Anual
jul-15
2015
jun-15
jul-14
Máxima
7.577,7
7.567,2
-0,03%
3,3%
Mínima
3.853,0
4.486,1
-2,3%
0,6%
De igual forma, en el mes de julio 2015 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.344,1 MW, siendo un 1,7%
menor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además es un 6,7% mayor que la registrada en el mismo mes de
2014.
Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.557,4 MW, siendo un 18,6% mayor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 1274% mayor que la registrada en el mismo mes de 2014.
Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses
Demanda SING [MW]
Anual
∆% mes
jul-15
2015
jun-15
jul-14
Máxima 2.384,4
2.344,1
-1,7%
6,7%
Mínima
1.577,4
-18,6%
1274,0%
1.073,5
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
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8
Septiembre 2015
Generación bruta
La generación bruta del SIC durante el mes de agosto 2015 alcanzó los 4.494 GWh, lo que representa una disminución del
3,8% respecto al mes anterior y un incremento del 0,6% respecto al mismo mes del año 2014.
Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses
Fuente
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
Total
Generación bruta SIC [GWh]
∆% mes
Acumulado
ago-15
2015
jul-15
ago-14
20.452
1.937
-26,4%
6,1%
13.274
2.323
31,0%
-7,1%
1.090
172
13,0%
61,6%
548
62
1,0%
91,4%
35.363
4.494
-2,7%
0,6%
La generación bruta del SING durante el mes de agosto 2015 alcanzó los 1.570 GWh, lo que representa un aumenteo del
1,7% respecto al mes anterior y un aumento del 6,9% respecto al mismo mes del año 2014.
Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses
Generación Bruta SING [GWh]
∆% mes
ago-15
jul-15
ago-14
Acumulado
Fuente
2015
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
Total
11.900
47
154
203
12.303
1.513
5
20
32
1.570
1,4%
-2,8%
5,7%
16,6%
1,7%
5,3%
-18,3%
8,5%
338,5%
6,9%
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
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9
Septiembre 2015
En conjunto el SIC y el SING durante agosto 2015 tuvieron una generación de 6.064 GWh de energía lo que representa una
disminución de 1,6% respecto al mes anterior y un aumento del 2,2% respecto al mismo mes del año pasado.
Gráfico 5: Generación bruta Total por fuente, últimos 13 meses
Generación bruta SIC + SING [GWh]
∆% mes
Acumulado
Fuente
ago-15
2015
jul-15
ago-14
Térmico
32.352
3.450 -16,4%
5,8%
Hídrico
13.321
2.329
30,9%
-7,2%
Eólico
1.243
192
12,2%
53,6%
Solar
750
94
5,8%
136,7%
Total
47.666
6.064
-1,6%
2,2%
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 agosto 2015, 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.
SING
Empresa
Generación
bruta [GWh]
Participación
[%]
E-CL
Angamos
Norgener
Gas Atacama
Hornitos
Andina
503
289
194
131
117,78
115,84
32%
18%
12%
8%
8%
7%
Total
1.351
86%
Empresa
SIC
Generación Participación
bruta [GWh]
[%]
Colbún
Endesa
AES Gener
Guacolda
San Isidro
Sociedad Eléctrica Santiago
Pehuenche
Pangue
1.105
826
650
397
257
193
189
177
24%
18%
14%
9%
6%
4%
4%
4%
Total
3.793
82%
Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING.
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10
Septiembre 2015
Ventas a clientes
Durante el mes de julio 2015, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.338 GWh, un 3,5% mayor que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 1,9% más que las del mismo mes de 2014.
Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses
Ventas SIC [GWh]
Tipo cliente
Regulados
Libres
Total
Acumulado
jul-15
2015
20.347
8.721
29.068
3.037
1.302
4.338
∆% mes
jun-15
jul-14
3,5%
3,5%
3,5%
2,0%
1,6%
1,9%
Así mismo, en julio 2015 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.399 GWh, un 1% menos que las ventas efectuadas
el mes anterior y un 5,9% más que las efectuadas el mismo mes de 2014
Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses
Ventas SING [GWh]
∆% mes
Acumulado
Tipo cliente
jul-15
2015
jun-15
jul-14
Regulados
1.025
157
2,3%
-0,1%
Libres
8.627
1.242
-1,4%
6,7%
Total
9.652
1.399
-1,0%
5,9%
En conjunto el SIC y el SING presentan un aumento del 2,4% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y
un incremento del 2,8% respecto al mismo mes de 2014.
Ventas SIC + SING [GWh]
Tipo cliente
Regulados
Libres
Total
Acumulado 2015
jul-15
21.372
17.349
38.720
3.194
2.544
5.738
∆% mes
jun-15
jul-14
3,5%
1,9%
1,1%
4,0%
2,4%
2,8%
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING.
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11
Septiembre 2015
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 julio 2015, 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
ERNC
Energía ERNC [GWh]
Acumulado 2015
jul-15
Afecta a la Obligación
24.631,18
3.681,77
Obligación Ley ERNC (*)
1.380,93
207,31
Inyección Reconocida
3.018,44
497,86
∆% mes
jun-15 jul-14
2,9%
7,0%
1,2% 15,8%
(*) 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.
Fuente: CDEC-SIC.
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12
Septiembre 2015
Capacidad Instalada de ERNC
ERNC en operación [MW]
Biomasaaagoago202015 2015
465,0
Eólica
886,0
Mini-hidro
349,5
Solar
469,5
2.170,0
Total
Fuente: Elaboración propia a partir de reporte de CIFES Agosto 2015
Al mes de julio 2015 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.
Biomasa
Minihidro
Potencia
Bruta
[MW]
2,7
13
ERNC
Renovable
Maitenes
Juncalito
San Clemente
Carena
Chiburgo
Chacabuquito
San Ignacio
Minihidro > 20 MW
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
31
1,5
6,1
10
19,4
25,5
37
Renovable
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
Renovable
Renovable
Los Quilos
Minihidro > 20 MW
39,3
Renovable
Canela I
Eólica
18,2
ERNC
Canela II
Eólica
60
ERNC
Loma Alta
Minihidro > 20 MW
40
Renovable
Empresa
Central
Tecnología
AES Gener
Laja
Volcán
Colbún
Endesa Chile
GDF Suez
Pacific Hydro
Tipo
Palmucho
Minihidro > 20 MW
32
ERNC
Ojos de Agua
Minihidro
9
ERNC
Sauzalito
Los Molles
Monte Redondo
Chapiquiña
El Águila
Laja I
Coya
Minihidro
Minihidro
Eólica
Minihidro
Solar FV
Minihidro
Pasada
12
18
48
10,2
2
34
12
Renovable
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
ERNC
Renovable
Fuente: Elaboración propia en base a datos CDEC-SIC, CDEC-SING
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13
Septiembre 2015
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
Costo marginal [US$/MWh]
∆% mes
Promedio
Sistema
ago-15
2015
jul-15
ago-14
SIC
113,2
54,1
-24,2%
-26,4%
SING
53,4
59,9
24,2%
2,5%
Promedio
97,8
55,6
-17,5%
-22,5%
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
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
∆% mes
Promedio
Sistema
ago-15
2015
jul-15
ago-14
SIC
SING
Promedio
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96,5
89,5
94,7
91,5
79,9
88,5
-5,5%
-5,5%
-2,4%
-8,8%
-19,9%
-8,7%
14
Septiembre 2015
Evolución de precios
Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de
Nudo de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.
Gráfico 11: Evolución de Precios SIC
350
300
US$/MWh
250
200
150
100
50
0
Costo Marginal
Precio de Nudo
Precio Medio de Mercado
Gráfico 12: Evolución de Precios SING
350
300
US$/MWh
250
200
150
100
50
0
Costo Marginal
Precio de Nudo
Precio Medio de Mercado
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y CNE
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15
Septiembre 2015
Índices de precio de combustibles
La gráfica a continuación muestra, a julio 2015, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo del
Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico,
normalizando los valores al mes de enero 2007.
Gráfico 13: Índices de precio de combustibles
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
PMM SIC
PMM SING
Crudo Brent DTD
Gas Natural Henry Hub
Carbón Térmico
Petróleo Diesel Grado B
Fuente: Elaboración propia en base a datos CNE.
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16
Septiembre 2015
Proyectos de generación en el SEIA
Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados,
admitidos y no admitivos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), y de los proyectos aprobados durante el
mes de agosto 2015.
Acumulado 2015
ago-15
MW Ingresados
MW Aprobados
MW Ingresados
SIC
SING
4.930,2
873,0
1.231,4
1.092,5
941,2
0,0
MW
Admitidos
626,2
0,0
Total
5.803,2
2.323,9
941,2
626,2
MW
No Admitidos
315,0
0,0
315,0
MW Aprobados
307,4
63,0
370,4
Los proyectos aprobados durante el mes de agosto de 2015 son:
Proyecto
PROYECTO FOTOVOLTAICO LAGUNAS
Planta de Concentración Solar de Potencia Copiapó
Solar
SOLAIREDIRECT GENERACION CARRERA PINTO
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
180,0
63,0
Fotovoltaico
SING
20-02-2015
2000,0
260,0
Fotovoltaico-Concentrador
SIC
22-10-2014
100,0
47,4
Fotovoltaico
SIC
20-12-2013
Cabe mencionar que fueron ingresados pero No Admitidos a Tramitación los siguientes proyectos, en el mes de agosto
2015:
Proyecto
Trébol Solar Copiapó
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
2.200,0
315,0
Termosolar
SIC
25/08/2015
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
Proyecto
Parque Solar Fotovoltaico Luz del Oro
Planta Fotovoltaica Santa Rosa
Cogeneración de energía eléctrica con
excedentes de gas, CAP Acero
Planta Fotovoltaica La Esperanza
Planta Fotovoltaica Marchigüe
Parque Solar Don Sebastián
Proyecto Parque Fotovoltaico ValleSolar
Parque Eólico Los Trigales
Planta PV Cerro Dominador
Minicentrales Hidroeléctricas de pasada Aillín
y Las Juntas
Parque Fotovoltaico Santa Sofía
Central Bioenergía ERNC Las Maicas
Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico
Proyecto Planta Termosolar Camarones
Inversión
[MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
952,3
18,0
475,0
9,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
21/08/2015
21/08/2015
4,3
3,2
Gas
SIC
20/08/2015
18,0
18,0
70,5
120,0
300,0
200,0
9,0
9,0
47,0
74,0
154,8
100,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Fotovoltaico
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
20/08/2015
20/08/2015
19/08/2015
13/08/2015
31/07/2015
17/07/2015
43,0
13,6
Pasada
104,0
80,0
0,0
43,0
51,0
30,0
60,0
105,0
Fotovoltaico
Biomasa
Fotovoltaico
Fotovoltaico-Termosolar
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SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
02/07/2015
01/07/2015
22/06/2015
19/06/2015
19/06/2015
17
Septiembre 2015
Parque Fotovoltaico Santiago Solar
PARQUE SOLAR ANDINO
Proyecto Fotovoltaico Santa Marta de
Marchigüe
Parque Eólico Cardonal
Central Solar Fotovoltaica Illapel
Planta Fotovoltaica Maitenes
Parque Eólico Los Olmos
Proyecto Eólico La Cabaña
Central Hidroeléctrica Nido de Águilas
Planta Fotovoltaica Cachiyuyo
Planta Fotovoltaica Berlino
Central Fotovoltaica Inca de Varas II
Parque Fotovoltaico Valle Solar Este
Parque Fotovoltaico Valle Solar Oeste
Parque Fotovoltaico Malaquita Solar
Parque Fotovoltaico Cachiyuyo Solar
Parque Eólico La Estrella
Parque Eólico El Arrebol
Planta de Cogeneración Eléctrica Santa
Juana
Central Ciclo Combinado Los Rulos
Proyecto Bella Monica
Parque Eólico Camarico
Cielos de Tarapacá
Planta Solar Fotovoltaica Doña Antonia
Planta Cogeneración Cartulinas CMPC,
Maule
Parque Solar Sol del Verano
Planta de Cogeneración Bioenergía de los
Ríos
Parque Solar Fotovoltaico Tamarico
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada
Cipresillos
Parque Solar Olmué
DOMEYKO SOLAR
Proyecto Campos del Sol Norte
Proyecto Campos del Sol Centro
Parque Solar Llano Victoria
Proyecto Solar Escondido
Aprovechamiento Energético Biomasa
Agrícola - Región de la Araucanía
Proyecto Parque Solar Limache
Central El Campesino
Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada
Parque Eólico Cerro Tigre
Espejo de Tarapacá
Central Hidroeléctrica Llancalil (Reingreso)
Parque Fotovoltaico, Planta Cerro Blanco
AMPLIACIÓN PLANTA FOTOVOLTAICA
165,0
158,0
120,0
90,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
17/06/2015
22/05/2015
200,0
95,0
Fotovoltaico
SIC
20/05/2015
66,0
75,0
20,0
298,0
240,0
280,0
73,0
20,0
130,0
18,0
18,0
18,0
18,0
105,0
20,0
30,0
48,0
9,0
128,7
106,0
125,0
50,0
10,5
95,0
9,0
9,0
9,0
9,0
50,0
10,0
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Eólica
Pasada
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Eólica
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
20/05/2015
24/04/2015
23/04/2015
22/04/2015
21/04/2015
15/04/2015
24/03/2015
20/03/2015
25/02/2015
23/02/2015
23/02/2015
20/02/2015
20/02/2015
19/02/2015
19/02/2015
7,0
2,9
Biomasa
SIC
19/02/2015
594,0
266,0
86,0
0,0
150,0
540,0
119,0
39,0
600,0
100,0
Gas Natural
Fotovoltaico
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
10/02/2015
23-01-2015
19-01-2015
13-01-2015
22-12-2014
80,0
30,0
Biomasa
SIC
22-12-2014
176,0
112,0
Fotovoltaico
SIC
19-12-2014
38,0
9,0
Biomasa
SIC
18-12-2014
360,0
153,0
Fotovoltaico
SIC
05-12-2014
19,0
12,0
Pasada
SIC
04-12-2014
300,0
23,5
489,0
564,0
44,1
290,0
126,0
13,8
186,0
237,0
27,0
245,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
28/11/2014
21/11/2014
21/11/2014
21/11/2014
20/11/2014
19/11/2014
85,0
30,0
Biomasa
SIC
19/11/2014
18,0
804,0
169,0
634,0
385,0
23,0
42,0
176,0
9,0
640,0
90,0
264,0
300,0
6,9
20,0
29,2
Fotovoltaica
Gas Natural
Fotovoltaico
Eólica
Solar
Pasada
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SIC
SING
SING
SIC
SIC
SING
19/11/2014
13/11/2014
21/10/2014
22/09/2014
18/08/2014
22/05/2014
20/05/2014
21/04/2014
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18
Septiembre 2015
DIEGO DE ALMAGRO SOLAR
Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón
Central Hidroeléctrica Los Aromos
Optimización del Ciclo Combinado de la
Central Termoeléctrica Taltal
Parque Eólico Malleco
Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva
NUEVA PLANTA FOTOVOLTAICA
CARRERA PINTO SOLAR
Central Hidroeléctrica Rucalhue
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada
Halcones
PARQUE EOLICO CHILOE
Central Termoeléctrica Ttanti
Proyecto Parque Eólico Aurora
Central Hidroeléctrica Chupallar, Obras de
Generación y Transmisión
Central Bioenergía Cabrero
EIA Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de
Pasada Florín II y Florín III
Parque Eólico Cateao
TOLPÁN
KÜREF
NELTUME
24,0
91,1
11,0
19,9
Pasada
Pasada
SIC
SIC
23/12/2013
23/12/2013
250,0
130,0
Gas
SIC
23/12/2013
500,0
70,0
270,0
31,0
Eólica
Pasada
SIC
SIC
23/12/2013
23/12/2013
161,0
90,0
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
240,0
90,0
Pasada
SIC
16/12/2013
24,0
12,0
Pasada
SIC
09/12/2013
250,0
1300,0
400,0
100,8
1290,0
192,0
Eólica
Gas Natural
Eólica
SIC
SING
SIC
29/11/2013
22/11/2013
10/10/2013
49,5
19,0
Pasada
SIC
07/10/2013
50,0
20,0
Biomasa
SIC
01/08/2013
53,7
17,6
Pasada
SIC
23/07/2013
224,0
250,0
100,0
306,0
61,2
490,0
Eólica
Eólica
Eólica
Pasada
SIC
SIC
SIC
SIC
27/05/2013
21/11/2012
07/07/2011
02/12/2010
Fuente: SEIA
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19
Septiembre 2015
Cuadro Resumen Agosto 2015
SIC
SING
Total
Parque generador (Julio)
Capacidad instalada [MW]
15.738,4
4.142,8
19.881,1
Térmico [MW]
8.110,1
3.951,0
12.061,1
Hídrico [MW]
6.402,4
10,2
6.412,6
Eólico [MW]
805,1
90,0
895,1
420,8
91,6
512,3
Demanda máxima [MW]
Solar [MW]
7.567,2
2.344,1
-
Demanda mínima [MW]
4.486,1
1.577,4
-
108%
77%
-
Margen de reserva teórico [%]
Producción de energía (Agosto)
Generación bruta [GWh]
4.494
1.570
6.064
Térmico [GWh]
1.937
1.513
3.450
Hídrico [GWh]
2.323
5
2.329
Eólico [GWh]
172
20
192
Solar [GWh]
62
32
94
8G > 80%
6G > 80%
-
4.338
1.399
5.738
Regulados [GWh]
3.037
157
3.194
Libres [GWh]
1.302
1.242
2.544
6,1%
9,4%
6,9%
-
-
3.681,8
-
-
207,3
-
-
497,9
Costo marginal [US$/MWh]
54,1
59,9
55,6
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
91,5
79,9
88,5
Ingresados al SEA [MW]
941,2
0,0
941,2
Admitidos por el SEA [MW]
626,2
0,0
626,2
No Admitidos por el SEA [MW]
315,0
0,0
315,0
Aprobados por el SEA [MW]
307,4
63,0
370,4
Participación de generadores (por GWh)
Ventas a clientes [GWh] (julio)
Dif. entre generación y ventas [%] (julio)
Energías Renovables No Convencionales (Agosto)
Afecta a la Obligación [GWh]
Obligación de 5% [GWh]
Inyección Reconocida [GWh]
Precio de la energía (Agosto)
Proyectos de generación (Agosto)
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Septiembre 2015
Información Importante
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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.”
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