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Marzo 2015
Boletín del Mercado Eléctrico
SECTOR GENERACIÓN
Marzo 2015
Este Boletín se ha confeccionado los primeros días de marzo de 2015,
con el objetivo de informar los antecedentes resultantes del Sector
Generación al mes de febrero 2015.
Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados
operacionales del mes de febrero 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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Generadoras de Chile A.G.
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Marzo 2015
Editorial: El Precio de Nudo de Corto Plazo
Constantemente la industria de generación eléctrica ha
destacado la importancia de la señal de mercado que
entrega semestralmente la Comisión Nacional de Energía
(CNE) a través del cálculo del Precio de Nudo de Corto
Plazo (PNCP). Esto dado que en virtud de la ley eléctrica,
éste debiera representar un promedio en el tiempo de los
costos marginales de suministro, lo cual no se ha visto
reflejado al menos en el último tiempo.
En efecto, en los últimos 4 años el PNCP determinado por
la Comisión Nacional de Energía para el Sistema
Interconectado Central en la Barra Alto Jahuel 220 kV se
ha situado en el rango de los 71 a 105 US$/MWh,
mientras que, por su lado, el costo marginal del sistema,
en el mismo período, consistentemente ha duplicado y
hasta casi triplicado ese valor.
Desde hace un tiempo, las proyecciones de costos
marginales en el corto plazo (los primeros seis meses de
cada fijación), así como los precios de nudo aplicados,
distan mucho de reflejar los costos marginales efectivos
en el sistema, tal como se observa en el siguiente gráfico,
en el que “CMg Real” es el promedio de los costos
marginales registrados en la barra Quillota 220 kV,
“Precio de Nudo” es el precio de nudo de corto plazo
fijado cada 6 meses, sin corregirlo por tipo de cambio
mensual, y “CMg ITD” es la serie construida considerando
los seis primeros costos marginales proyectados por la
CNE en cada fijación, a partir del Informe Técnico
Definitivo de abril de 2010:
Así, es posible afirmar que los PNCP no han podido
cumplir con el requisito establecido en el art. 159 de la
Ley Eléctrica, esto es, “los precios de nudo calculados
conforme a lo establecido en el artículo 162°, deberán
reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales
de suministro a nivel de generación-transporte para
usuarios permanentes de muy bajo riesgo”. A mayor
abundancia, los PNCP han mostrado un comportamiento
muy estable, de largo plazo, sin reflejar lo que el mismo
art. 159 señala a continuación, esto es, que “Por su
naturaleza, estos precios estarán sujetos a fluctuaciones
que derivan de situaciones coyunturales, como
variaciones en la hidrología, en la demanda, en los
precios de combustibles y otros”.
Más aún, la misma ley señala en el mismo art. 159 que la
sujeción de los precios de nudo al costo de desarrollo de
largo plazo debe ser una excepción, aplicada sólo a los
sistemas eléctricos con capacidad instalada de
generación inferior a los 200 MW.
Asimismo, es importante agregar que ha ido en aumento
la relevancia que este precio asume con las
modificaciones legales incorporadas a través de la
reciente promulgación de la Ley 20.805, que cambia el
esquema de licitación del suministro de los clientes
sujetos a regulación de precio y, entre otros más,
establece la metodología de asignación y precio en
aquellas situaciones de retiros sin contratos destinados a
los clientes regulados.
Por lo anterior, para la industria de generación eléctrica,
es de la mayor importancia analizar los factores que
influyen en el resultado del cálculo de los PNCP, así como
las normas que regulan dicho cálculo, de modo que se
puedan realizar las mejoras necesarias para que dicho
precio sea una señal consistente con la realidad de la
operación de los sistemas eléctricos interconectados
chilenos, y pueda, efectivamente, reflejar la coyuntura de
corto plazo. En este sentido, valoramos el trabajo que
está desarrollando la CNE en orden a revisar, actualizar y
mejorar las metodologías y el proceso de determinación
del precio de nudo de corto plazo.
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Generadoras de Chile A.G.
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Marzo 2015
Contenido
Editorial: El Precio de Nudo de Corto Plazo ................................................................................................................................. 3
Destacados .................................................................................................................................................................................. 5
Capacidad instalada..................................................................................................................................................................... 6
Demanda mínima y máxima......................................................................................................................................................... 7
Generación bruta ......................................................................................................................................................................... 9
Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 12
Participación de generadores..................................................................................................................................................... 14
Energías Renovables ................................................................................................................................................................. 15
Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 15
Capacidad Instalada .............................................................................................................................................................. 16
Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 17
Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 18
Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 19
Pronóstico de Deshielos ............................................................................................................................................................ 20
Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 21
Proyectos de generación en el SEA........................................................................................................................................... 22
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Marzo 2015
Destacados

Al mes de enero 2015, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 15.178,9 MW y la del
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 4.785,6 MW. En conjunto se encuentran instalados 19.964,4
MW de potencia, correspondientes a un 63% de origen térmico, un 31,9% de origen hídrico, un 3,6% de origen
eólico y un 1,4% de origen solar.

En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.527,8 MW y 2.340,8 MW,
respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 3.853 MW y 1.834 MW para cada sistema.

En febrero 2015, la energía generada en el SIC llegó a los 4.136 GWh proveniendo en un 61% de generación
térmica, 34,8% de hídrica, 2,3% de eólica y 2% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.423 GWh de energía,
alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 5.560 GWh, lo que representa una disminución del 8.9%
respecto al mes anterior y de un aumento de un 4,6% respecto del mismo mes del año 2014. A la fecha en el año
2015 se han generado 11.664 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 enero 2015 se alcanzó un consumo de 3.125 GWh en clientes regulados y
2.637 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.761 GWh de energía entre el SIC y el SING,
que corresponde a un aumento del 2.1% respecto al mes anterior y a un aumento del 5,5% respecto del mismo mes
del año 2013.

En febrero 2015, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 140,4 US$/MWh y el del SING de 49,6
US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del 22,4% y -0,2% respectivamente. El promedio del
año 2015 para el SIC hasta la fecha ha sido de 127,6 US$/MWh y en el SING 49,7 US$/MWh; el promedio
ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 107,8 US$/MWh a lo que va del año. Por
su parte el Precio Medio de Mercado en el mes de febrero 2015 se sitúa en el SIC en 93,4 US$/MWh y en el SING
en 92,9 US$/MWh. La última fijación de Precio de Nudo de Corto Plazo correspondiente a octubre de 2014
entregó precios monómicos reales de energía de 96,75 US$/MWh y 94,42 US$/MWh para el SIC y SING
respectivamente.

Durante el mes de febrero 2015, al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresaron a tramitación doce
proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 849,1 MW, de los cuales 1 proyecto
por un total de 39,7 MW no fue admitido a tramitación; en este mes no se aprobaron proyectos.

Respecto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se encuentran actualmente en operación
2.117 MW de potencia (febrero 2015), correspondientes al 10,6% de la capacidad instalada a nivel nacional en el
mes de enero. Además durante el mes de enero 2015 se reconocieron 409,2 GWh de generación de energía en
base a ERNC lo que equivale al 7,4% del total de energía generada en el país el mismo mes y al 11,6% de la
energía afecta a obligación según la Ley ERNC 20.257. A la misma fecha mencionada, el conjunto de empresas
pertenecientes a la Asociación posee una capacidad instalada de 463,9 MW de energía renovable, de los cuales
214,4 MW corresponden a ERNC de acuerdo a la Ley.
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Capacidad instalada
Al mes de enero 2015, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 15.178,9
MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 4.785,6 MW y es en un 96% de origen térmico
en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 19.964,4 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%). Fuentes: Informe mensual DOP CDEC-SIC, Centrales Generadoras CDEC-SIC, Capacidad
Instalada por Coordinado sitio CDEC-SING.
4,2%
3,1%
1,30%
SIC
26,7%
15,3%
15,4%
18,3%
15,8%
2,9%
1,9%
0,9%
0,4%
0,21%
4.052,9
■ Gas Natural
2.776,9
■ Carbón
2.394,3
■ Derivados Petróleo
2.342,5
■ Pasada
2.315,5
■ Biomasa
465,0
■ Eólico
634,5
■ Solar
197,3
Total
15.178,9
1,9%
SING
3,9%
44,1%
43,9%
3,6%
Capacidad [MW]
■ Embalse
0,09%
■ Gas Natural
2.111,7
■ 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
Total
4.785,6
1,4%
SIC + SING
2,3%
11,6%
Capacidad [MW]
24,5%
13,6%
22,5%
20,3%
Capacidad [MW]
■ Gas Natural
4.888,6
■ Carbón
4.494,0
■ Embalse
4.052,9
■ Derivados Petróleo
2.707,5
■ Pasada
2.325,7
■ Biomasa
465,0
■ Eólico
724,5
■ Cogeneración
17,5
■ Solar
288,9
Total
19.964,4
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Demanda mínima y máxima
En el mes de enero 2015, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.527,8 MW, siendo un 1,7% mayor que la
máxima demanda registrada en el mes anterior. Además es un 4% mayor que la registrada en el mismo mes de 2013.
La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 3.853 MW, siendo un 8.2% menor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 2,8% mayor que la registrada en el mismo mes de 2013. Fuente:
Informe mensual de la Dirección de Operación y Peajes CDEC-SIC.
Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses
8.000
7.000
6.000
MW
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Demanda mínima
Demanda máxima
∆% mes
SIC
Demanda máxima [MW]
Demanda mínima [MW]
Acumulado 2015
ene-15
dic-14
ene-14
7.527,8
3.853,0
7.527,8
3.853,0
1,7%
-8,2%
4,0%
2,8%
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De igual forma, en el mes de enero 2015 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.340,8 MW, siendo un
0,9% menor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además es un 6,6% mayor que la registrada en el mismo
mes de 2013.
Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.834 MW, siendo un 1,2% mayor que la demanda
mínima registrada en el mes anterior. Además es un 5,5% mayor que la registrada en el mismo mes de 2013. Fuente:
Informe mensual de la Dirección de Operación y Peajes CDEC-SING.
Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses
2.500
2.000
MW
1.500
1.000
500
0
Demanda mínima
Demanda máxima
∆% mes
SING
Demanda máxima [MW]
Demanda mínima [MW]
Acumulado 2015
ene-15
dic-14
ene-14
2.340,8
1.834,0
2.340,8
1.834,0
-0,9%
1,2%
6,6%
5,5%
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Generación bruta
La generación bruta del SIC durante el mes de febrero 2015 alcanzó los 4.136 GWh, lo que representa una disminución del
9,5% respecto al mes anterior y un incremento del 3,1% respecto al mismo mes del año 2014. Fuente: Operación Real Anual
sitio CDEC-SIC.
∆% mes
SIC
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2015
feb-15
ene-15
feb-14
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
4.953
3.406
190
158
2.522
1.438
95
81
3,7%
-26,9%
0,1%
4,8%
0,3%
1,5%
49,7%
371,0%
Total
8.706
4.136
-9,5%
3,1%
Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses
Pasada
Embalse
Eólica
Solar
Biomasa
Carbón
Gas
Derivados Petróleo
5.000
4.500
4.000
3.500
GWh
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
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La generación bruta del SING durante el mes de febrero 2015 alcanzó los 1.423 GWh, lo que representa una disminución del
7,2% respecto al mes anterior y un aumento del 9,4% respecto al mismo mes del año 2014. Fuente: Detalle Diario de
Generación de Energía sitio web CDEC-SING.
∆% mes
SING
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2015
feb-15
ene-15
feb-14
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
2.854
12
43
49
1.374
6
21
23
-7,1%
-7,2%
-8,7%
-12,2%
7,4%
1,9%
35,4%
4161,7%
Total
2.958
1.423
-7,2%
9,4%
Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses
Carbón
Gas Natural
Diesel
Fuel Oil Nro. 6
Hidro
Diesel + Fuel Oil
Cogeneración
Solar
Eólico
1.800
1.600
1.400
GWh
1.200
1.000
800
600
400
200
0
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En conjunto el SIC y el SING durante febrero 2015 tuvieron una generación de 5.560 GWh de energía lo que representa una
disminución del 8,9% respecto al mes anterior y un aumento del 4,6% respecto al mismo mes del año pasado.
∆% mes
Total
Generación bruta [GWh]
Acumulado 2015
feb-15
ene-15
feb-14
Térmico
Hídrico
Eólico
Solar
7.807
3.417
234
206
3.896
1.444
116
103
-0,4%
-26,8%
-1,6%
0,5%
2,7%
1,5%
46,9%
485,5%
Total
11.664
5.560
-8,9%
4,6%
Gráfico 5: Generación bruta Total por fuente, últimos 13 meses
Pasada
Embalse
Eólica
Solar
Biomasa
Cogeneración
Carbón
Gas
Derivados Petróleo
7.000
6.000
5.000
GWh
4.000
3.000
2.000
1.000
0
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Ventas a clientes
Durante el mes de enero 2015, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.332 GWh, un 2% más que las ventas
efectuadas el mes anterior y un 3.6% más que las del mismo mes de 2013. Fuente: Informe mensual de la Dirección de
Operación y Peajes CDEC-SIC.
∆% mes
SIC
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2015
ene-15
dic-14
ene-14
Regulados
Libres
3.032
1.300
3.032
1.300
2,0%
2,0%
9,6%
1,2%
Total
4.332
4.332
2,0%
3,6%
Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses
5.000
4.500
4.000
3.500
2.996
2.979
2.687
2.822 2.904
2.977 2.840
2.707
2.646
3.032
2.807 2.759 2.972
GWh
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
1.186 1.093 1.178 1.177 1.256 1.238 1.281 1.327 1.268 1.346 1.291 1.274 1.300
0
Libres
Regulados
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Marzo 2015
Así mismo, en enero 2015 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.429 GWh, un 2,3% más que las ventas efectuadas
el mes anterior y un 11,6% más que las efectuadas el mismo mes de 2013. Fuente: Informe mensual de la Dirección de
Operación y Peajes CDEC-SING.
∆% mes
SING
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2015
ene-15
dic-14
ene-14
Regulados
Libres
93
1.337
93
1.337
7,3%
-38,8%
19,4%
-42,3%
Total
1.429
1.429
2,3%
11,6%
Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses
1.600
1.400
1.200
156
161
141
156
150
158
151
140
154
153
152
93
136
GWh
1.000
800
600
1.200 1.191 1.246
1.120 1.067 1.166 1.158 1.186 1.161 1.164 1.160 1.153
1.337
400
200
0
Libres
Regulados
En conjunto el SIC y el SING presentan un aumento del 2,1% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes y
un incremento del 5.5% respecto al mismo mes de 2013.
∆% mes
Total
Ventas a clientes [GWh]
Acumulado 2015
ene-15
dic-14
ene-14
Regulados
Libres
3.125
2.637
3.125
2.637
4,6%
0,0%
14,3%
-1,0%
Total
5.761
5.761
2,1%
5,5%
Dirección de Estudios y Contenidos
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13
Marzo 2015
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 febrero 2015, que concentran en conjunto más del 80% del mercado. Fuente: Generación bruta
anual CDEC-SIC y elaboración propia.
Empresa
Generación bruta [GWh]
Participación [%]
956
535
625
380
177
351
135
105
64
23%
13%
15%
9%
4%
9%
3%
3%
2%
3.327
80%
Colbún
Endesa
AES Gener
Guacolda
Pehuenche
San Isidro
Sociedad Eléctrica Santiago
Tinguiririca
Pacific Hydro
Total
Análogamente para el SING, se indican a continuación los porcentajes de participación de las empresas concentran en
conjunto más del 80% del mercado. Fuente: Generación bruta anual CDEC-SING y elaboración propia.
Empresa
Generación bruta [GWh]
Participación [%]
523
279
170
104
99
37%
20%
12%
7%
7%
1.176
82%
E-CL
Angamos
Norgener
Andina
GasAtacama
Total
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
14
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Energías Renovables
Generación ERNC
Se presenta a continuación el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales
(ERNC), actualizado al mes de enero 2015, de acuerdo a la Ley. La Inyección Reconocida para Acreditación se muestra en
barras clasificadas por tecnología ERNC; la Obligación, que corresponde al 5% de la Energía Afecta a Obligación (según
inciso 4° del artículo 1° transitorio de la Ley 20.257), se muestra como línea continua para ser comparada con la Inyección
Reconocida Total de cada mes. Fuente: Balance de Inyecciones y Obligaciones, CDEC-SIC.
Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses
500
450
452,91
467,31
454,55
409,16
400
350
436,02
430,08
343,80 337,02
359,13 353,34
366,38
313,82 305,26
GWh
300
250
200
150
100
197,21
163,80
168,59 160,42 168,87 168,74 173,74 170,84 163,34 170,75 168,35 175,57
150,39
50
0
Biomasa
Hidráulica
Eólica
Solar
Energía ERNC [GWh]
Acumulado 2015
ene-15
Afecta a la Obligación
Obligación de 5%
Inyección Reconocida
3.533,65
197,21
409,16
3.533,65
197,21
409,16
Obligación de 5%
Series6
∆% mes
dic-14
ene-14
1,8%
8,6%
-10,0%
30,4%
Dirección de Estudios y Contenidos
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15
Marzo 2015
Capacidad Instalada
Se muestran a continuación los megawatts en operación de ERNC al mes de febrero 2015, clasificados por fuente de
energía. Fuente: CER.
En operación [MW]
Biomasa
465
Eólica
832
Mini-hidro
368
Solar
452
Total
2.117
Al mes de enero 2015 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una
capacidad instalada de 463,9 MW de energía renovable, de los cuales 214,4 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se
presenta 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. Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING y elaboración propia.
Empresa
Central
Tecnología
Potencia Bruta [MW]
Tipo
Laja
Biomasa
2,7
ERNC
Volcán
Minihidro
13
Renovable
Maitenes
Minihidro > 20 MW
31
Renovable
Juncalito
San Clemente
Carena
Chiburgo
Chacabuquito
San Ignacio
Los Quilos
Canela
Canela II
Loma Alta
Palmucho
Ojos de Agua
Sauzalito
Los Molles
Monte Redondo
Chapiquiña
El Águila
Laja I
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Eólica
Eólica
Minihidro > 20 MW
Minihidro > 20 MW
Minihidro
Minihidro
Minihidro
Eólica
Minihidro
Solar FV
Minihidro
1,5
6,1
10
19,4
25,5
37
39,3
18,2
60
40
32
9
12
18
48
10,2
2
17
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
Renovable
Renovable
Renovable
ERNC
ERNC
Renovable
ERNC
ERNC
Renovable
Renovable
ERNC
Renovable
ERNC
ERNC
Coya
Pasada
12
Renovable
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
16
Marzo 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. Fuente: Detalle de Costo Marginal Real sitios web CDEC-SIC y CDEC-SING.
Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses
250
195,4
192,6
200
169,4
US$/MWh
140,6
150
140,4
139,5
137,5
100
115,8
98,2
73,5
114,7
89,9
88,8
79,1
100,2
86,7
50
73,3
76,4
85,7
49,6
68,2
58,5
60,5
54,3
51,5
49,7
0
Crucero_220
Quillota_220
∆% mes
Costo marginal [US$/MWh]
Acumulado 2015
feb-15
ene-15
feb-14
SIC
SING
127,6
49,7
140,4
49,6
22,4%
-0,2%
2,1%
-49,5%
Promedio ponderado
107,8
117,1
42,7%
9,8%
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
17
Marzo 2015
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. Fuente: Series Precio Medio de Mercado SIC y SING.
Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses
120
115
110
104,3
US$/MWh
105
100,0
104,6
102,4
102,2
101,3
99,7
100
98,8
102,0
100,2
95 91,6
100,4
96,7
100,3
99,7
93,5
100,0 100,5
94,4 93,4
96,6
95,5
92,7
90
90,1
85
92,9
88,1
80
SIC
SING
∆% mes
Precio Medio de Mercado
[US$/MWh]
SIC
SING
Promedio ponderado
Acumulado 2015
feb-15
ene-15
feb-14
93,0
93,7
93,4
92,9
0,7%
-1,6%
6,0%
1,4%
93,2
93,2
0,3%
5,0%
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
18
Marzo 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. Fuente: Sitio web CNE.
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
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
19
Marzo 2015
Pronóstico de Deshielos
Para el período Abril 2014 – Enero 2015, en el SIC se ha presentado una condición hidrológica de probabilidad de
excedencia del 73% (año del tipo medio-seco). Para los próximos meses, se indica, en base al Séptimo Pronóstico de
Deshielos (Fines de Febrero de 2015), la estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:
Fuente: Sitio web CDEC-SIC.
Tabla 1 Probabilidades de Excedencia Reales y Estimadas Año Hidrológico 2014-2015
Prob. Excedencia Real
Prob. Excedencia Estimada
PExced. PExced. PExced. PExced. PExced.
Punto a considerar
c2. Afluente a
Embalse C.Rapel (S/Teno)
e1. Afluentes
Laguna Maule
f1. Afluentes
L.Laja (RN) (S/Alto Polcura)
g1. Afluentes
Embalse Ralco
PExced.
PExced.
sep-14
oct-14
nov-14
dic-14
ene-15
feb-15
mar-15
0,93
0,9
0,9
0,85
0,85
0,86
0,87
0,84
0,71
0,7
0,74
0,82
0,83
0,82
0,74
0,59
0,65
0,66
0,71
0,72
0,96
0,76
0,62
0,69
0,63
0,84
0,84
0,94
Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados Año Hidrológico 2014-2015
c2. Afluente a Embalse C.Rapel (S/Teno) (m3/s)
e1. Afluentes Laguna Maule (m3/s)
100
20
80
15
60
10
40
5
20
0
0
Oct_2014 Nov_2014 Dic_2014 Ene_2015 Feb_2015 Mar_2015
Real
Oct_2014 Nov_2014 Dic_2014 Ene_2015 Feb_2015 Mar_2015
Estimado
Real
f1. Afluentes L.Laja (RN) (S/Alto Polcura) (m3/s)
150
Estimado
g1. Afluentes Embalse Ralco (m3/s)
500
400
100
300
200
50
100
0
0
Oct_2014 Nov_2014 Dic_2014 Ene_2015 Feb_2015 Mar_2015
Real
Estimado
Oct_2014 Nov_2014 Dic_2014 Ene_2015 Feb_2015 Mar_2015
Real
Estimado
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
20
Marzo 2015
Índices de precio de combustibles
La gráfica a continuación muestra, a enero 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. Fuente: sitio web CNE.
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
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Generadoras de Chile A.G.
21
Marzo 2015
Proyectos de generación en el SEA
Se presenta a continuación el recuento de potencia en MW de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados y
Admitidos al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) y de los proyectos aprobados durante el mes de febrero 2015.
Acumulado 2015
MW
MW
Ingresados
Aprobados
1380,1
0
663
0
SIC
SING
Total
2.043,1
MW
Ingresados
786,1
63
0
Feb-15
MW
MW
Admitidos No Admitidos
746,4
39,7
63
0
849,1
809,4
MW
Aprobados
0
0
39,7
0
Cabe mencionar que fueron ingresados pero No Admitidos a Tramitación los siguientes proyectos, en el mes de febrero
2015:
Proyecto
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha ingreso
PROYECTO HIDROELÉCTRICO PUESCOMOMOLLUCO
90,0
39,7
Hídrico
SIC
25-02-2015
Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:
Proyecto
Inversión [MMUS$]
Potencia [MW]
Fuente
Sistema
Fecha
ingreso
Central Fotovoltaica Inca de Varas II
Parque Fotovoltaico Valle Solar Este
Parque Fotovoltaico Valle Solar Oeste
PROYECTO FOTOVOLTAICO LAGUNAS
Parque Fotovoltaico Malaquita Solar
Parque Fotovoltaico Cachiyuyo Solar
Parque Eólico La Estrella
Parque Eólico El Arrebol
Planta de Cogeneración Eléctrica Santa Juana
Parque Eólico La Esperanza
Central Ciclo Combinado Los Rulos
Proyecto Bella Monica
Parque Fotovoltaico ValleSolar
Parque Eólico Cardonal
Parque Solar Cordillera
Parque Eólico Camarico
Cielos de Tarapacá
Planta Solar Fotovoltaica Doña Antonia
Planta Cogeneración Cartulinas CMPC, Maule
Parque Solar Cordillera
Parque Eolico Camarico
130,0
18,0
18,0
180,0
18,0
18,0
105,0
20,0
7,0
25,0
594,0
266,0
110,0
66,0
410,0
86,0
0,0
150,0
80,0
410,0
86,0
95,0
9,0
9,0
63,0
9,0
9,0
50,0
10,0
2,9
12,5
540,0
119,0
70,0
30,0
205,0
39,0
600,0
100,0
30,0
205,0
39,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Eólica
Biomasa
Eólica
Gas Natural
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Fotovoltaico
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Biomasa
Fotovoltaico
Eólica
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
25/02/2015
23/02/2015
23/02/2015
20/02/2015
20/02/2015
20/02/2015
19/02/2015
19/02/2015
19/02/2015
18/02/2015
10/02/2015
23-01-2015
22-01-2015
20-01-2015
19-01-2015
19-01-2015
13-01-2015
22-12-2014
22-12-2014
22-12-2014
22-12-2014
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
22
Marzo 2015
Parque Solar Sol del Verano
Proyecto Bella Monica
Planta de Cogeneración Bioenergía de los
Ríos
Modificación Proyecto PV Coya
Planta Solar Atacama 2
Planta Solar Fotovoltaica San Pedro VI
Parque Solar Fotovoltaico Tamarico
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada
Cipresillos
Parque Solar Olmué
Parque Solar Fotovoltaico Sol de Tarapacá
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 Solar Fotovoltaica Illapel
Central El Campesino
Planta de Concentración Solar de Potencia
Copiapó Solar
Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada
Planta Solar Fotovoltaica Domeyko
Ampliación III Parque Eólico Lebu - Cristoro
Central de Generación Ecodiésel GAC
Central de Generación Ecodiesel Plástico y
Neumático
Proyecto Minicentral Hidroeléctrica de Pasada
Río Cherquén
Central Hidroeléctrica Diuto II (3er. Reingreso)
Parque Eólico Los Olmos
Parque Eólico Cerro Tigre
MODIFICACIÓN PARQUE SOLAR AZAPA
Central Hidroeléctrica de Pasada Cumbres
Planta Fotovoltaica San Pedro V
Modificación Proyecto Central Kelar
Espejo de Tarapacá
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto
Planta Solar fotovoltaica Doña Carmen
Actualización Infraestructura Energética
Mejillones
Proyecto Parque Solar Las Luces
Proyecto Parque Solar Aguas Blancas 2
Parque Solar Fotovoltaico DAS2
176,0
266,0
112,0
119,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
19-12-2014
19-12-2014
38,0
9,0
Biomasa
SIC
18-12-2014
550,0
1200,0
50,0
360,0
180,0
210,0
23,0
153,0
Fotovoltaico
Termosolar-Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SING
SING
SING
SIC
18-12-2014
18-12-2014
18-12-2014
05-12-2014
19,0
12,0
Pasada
SIC
04-12-2014
300,0
305,0
23,5
489,0
564,0
44,1
290,0
126,0
150,0
13,8
186,0
237,0
27,0
245,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
28/11/2014
24/11/2014
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
75,0
804,0
9,0
48,0
640,0
Fotovoltaica
Fotovoltaico
Gas Natural
SIC
SIC
SIC
19/11/2014
19/11/2014
13/11/2014
2000,0
260,0
Fotovoltaico-Concentrador
SIC
22/10/2014
169,0
80,0
13,0
36,0
90,0
60,0
11,3
8,4
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Biomasa
SIC
SIC
SIC
SIC
21/10/2014
21/10/2014
21/10/2014
21/10/2014
43,0
14,0
Biomasa
SIC
21/10/2014
26,6
10,0
Pasada
SIC
20/10/2014
17,2
298,0
634,0
210,4
50,0
85,0
400,0
385,0
823,2
67,0
3,8
141,9
264,0
104,0
19,0
38,5
540,0
300,0
369,4
40,0
Pasada
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
Fotovoltaico
Gas Natural
Solar
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SING
SING
SIC
SING
SING
SING
SING
SIC
23/09/2014
23/09/2014
22/09/2014
22/08/2014
22/08/2014
20/08/2014
20/08/2014
18/08/2014
27/06/2014
27/06/2014
1516,0
0,0
Carbón
SING
23/06/2014
48,0
180,0
120,7
24,0
72,0
54,7
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
SIC
23/06/2014
23/06/2014
20/06/2014
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
23
Marzo 2015
Parque Solar Pedernales
Parque Fotovoltaico La Huella
Parque Fotovoltaico Lagunillas-El Olivo
Parque Eólico San Gabriel
Central Hidroeléctrica Llancalil (Reingreso)
Parque Eólico Mulchén
Parque Fotovoltaico, Planta Cerro Blanco
Central de Generación Eléctrica El Molle
Parque Eólico Campo Lindo
Central de Respaldo Doña Carmen
Central de Generación Ecodiésel Plástico y
Neumático
Central de Generación Ecodiésel GAC
PROYECTO FOTOVOLTAICO LAGUNAS
Parque Eólico Los Buenos Aires
PROYECTO “AMPLIACIÓN PLANTA
FOTOVOLTAICA DIEGO DE ALMAGRO
SOLAR”
Proyecto Parque Fotovoltaico
Parque Eólico Mesamávida
Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón
CENTRAL HIDROELÉCTRICA EMBALSE
ANCOA
Central Hidroeléctrica Los Aromos
CENTRAL HIDROELÉCTRICA RÍO
COLORADO
Optimización del Ciclo Combinado de la
Central Termoeléctrica Taltal
Parque Eólico Malleco
PLANTA SOLAR PINTADOS
Proyecto Campos del Sol Sur
Proyecto Fotovoltaico Azabache
Proyecto Fotovoltaico El Pelícano
Proyecto Fotovoltaico Llanta
Proyecto Fotovoltaico Sierra Soleada
Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva
Central Térmica Biomasa Agrícola
Newenkutral
DIA Divisadero
Mini Central Hidroeléctrica Río Chillán
NUEVA PLANTA FOTOVOLTAICA CARRERA
PINTO SOLAR
Parque Eólico La Flor
Parque Eólico Sierra Gorda Este
Parque Solar Abasol
Parque Solar Punta del Viento
PLANTA FOTOVOLTAICA SOLAR 9 Y
LINEA DE TRANSMISION 110 kV
142,0
117,0
80,0
300,0
23,0
175,0
42,0
0,0
300,0
43,0
63,0
60,0
40,0
201,3
6,9
89,1
20,0
8,0
145,2
70,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Eólica
Pasada
Eólica
Fotovoltaico
Biomasa
Eólica
Diesel
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
20/06/2014
23/05/2014
22/05/2014
22/05/2014
22/05/2014
20/05/2014
20/05/2014
20/05/2014
19/05/2014
22/04/2014
43,0
14,0
Diesel
SIC
22/04/2014
36,0
280,0
90,0
8,4
63,2
39,6
Diesel
Fotovoltaico
Eólica
SIC
SING
SIC
22/04/2014
22/04/2014
22/04/2014
176,0
29,2
Fotovoltaico
SING
21/04/2014
50,0
255,0
24,0
27,5
103,2
11,0
Solar
Eólica
Pasada
SING
SIC
SIC
19/03/2014
24/02/2014
23/12/2013
50,0
27,0
Embalse
SIC
23/12/2013
91,1
19,9
Pasada
SIC
23/12/2013
49,0
15,0
Pasada
SIC
23/12/2013
250,0
130,0
Gas
SIC
23/12/2013
500,0
2,0
1670,0
140,0
212,0
235,2
110,0
70,0
270,0
77,4
698,0
77,0
100,8
112,0
48,9
31,0
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Pasada
SIC
SING
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
23/12/2013
100,0
40,0
Biomasa
SIC
20/12/2013
217,0
20,0
114,0
5,3
Fotovoltaico
Pasada
SIC
SIC
20/12/2013
20/12/2013
161,0
90,0
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
54,0
260,0
120,0
96,0
30,0
168,0
61,5
46,8
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SING
SIC
SIC
20/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
20/12/2013
100,0
50,0
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
24
Marzo 2015
Proyecto Fotovoltaico Sol de Varas
Proyecto Solar Toro
Regularización Unidad de Generación N°3
Central Puntilla
SOLAIREDIRECT GENERACION CARRERA
PINTO
Uso de Cal Hidratada, Central Termoeléctrica
Tocopilla para Cumplimiento de Norma de
Emisión para Centrales Termoeléctricas
Central Energía Biomasa Mulchén
PARQUE EÓLICO NEGRETE
PLANTA FOTOVOLTAICA CARDONES
SOLAR I (35 MW). COMUNA DE COPIAPÓ,
PROVINCIA DE COPIAPÓ, REGION DE
ATACAMA
Optimización Central Termoeléctrica Bocamina
Segunda Unidad
Parque Eólico Tchamma
Parque Solar Los Aromos
Central Hidroeléctrica Rucalhue
PARQUE SOLAR BARTOLILLO
Proyecto Guanaco Solar
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada
Halcones
Actualización de Emisiones Atmosféricas
PARQUE EOLICO CHILOE
Planta FV El Salado II
Central Termoeléctrica Ttanti
Pampa Solar
Proyecto Fotovoltaico Sol de Atacama
Proyecto Minicentral Hidroeléctrica Cumpeo
Ampliación II Parque Eólico Lebu - Cristoro
Proyecto Parque Eólico Aurora
Kalisaya
Central Hidroeléctrica Doña Alicia
Central Hidroeléctrica Chupallar, Obras de
Generación y Transmisión
Central de Pasada Truful
Proyecto Solar Conejo
Caldera Orafti
Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada El
Traro
Parque Fotovoltaico Capricornio
Proyecto Fotovoltaico Los Manolos
Central Bioenergía Cabrero
Central Fotovoltaica Inca de Varas I
EIA Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de
Pasada Florín II y Florín III
Parque Fotovoltaico Gramadal
202,6
135,0
100,8
56,0
4,4
100,0
47,4
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SIC
SIC
20/12/2013
20/12/2013
Pasada
SIC
20/12/2013
Fotovoltaico
SIC
20/12/2013
SING
20/12/2013
26,0
42,0
48,0
20,0
36,0
Biomasa
Eólica
SIC
SIC
19/12/2013
19/12/2013
0,0
35,0
Fotovoltaico
SIC
19/12/2013
184,0
20,0
Carbón
SIC
18/12/2013
324,0
178,0
240,0
16,8
57,6
81,0
90,0
9,0
50,0
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
Fotovoltaico
Fotovoltaico
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
18/12/2013
17/12/2013
16/12/2013
12/12/2013
12/12/2013
24,0
12,0
Pasada
SIC
09/12/2013
0,0
250,0
106,5
1300,0
240,0
165,0
15,0
13,0
400,0
220,0
20,4
0,0
100,8
36,0
1290,0
120,0
80,8
5,5
8,8
192,0
88,0
6,3
Gas Natural
Eólica
Fotovoltaico
Gas Natural
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Pasada
Eólica
Eólica
Fotovoltaico
Pasada
SING
SIC
SIC
SING
SING
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
03/12/2013
29/11/2013
29/11/2013
22/11/2013
15/11/2013
08/11/2013
08/11/2013
24/10/2013
10/10/2013
09/10/2013
08/10/2013
49,5
19,0
Pasada
SIC
07/10/2013
18,3
819,0
25,0
6,3
306,0
12,0
Pasada
Fotovoltaico
Gas Natural
SIC
SIC
SIC
01/10/2013
09/09/2013
04/09/2013
13,6
6,8
Pasada
SIC
09/08/2013
130,0
170,0
50,0
100,0
90,0
79,5
20,0
50,0
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Biomasa
Fotovoltaico
SING
SING
SIC
SIC
08/08/2013
07/08/2013
01/08/2013
30/07/2013
53,7
17,6
Pasada
SIC
23/07/2013
241,0
92,0
Fotovoltaico
SING
12/07/2013
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
25
Marzo 2015
Perquilauquén
Parque Eólico Cateo
Alfa Solar
Parque Eólico Lebu Etapa III
CENTRAL HIDROELECTRICA DE PASADA
CONDOR
DIEGO DE ALMAGRO
LEBU
RODELILLO
AÑIHUERRAQUI
TOLPÁN
PICHIHUÉ
LAS NIEVES
ANDES WIND PARKS
EL CANELO DE SAN JOSÉ
KÜREF
NELTUME
48,0
224,0
560,0
368,0
17,0
100,0
280,0
184,0
Pasada
Eólica
Fotovoltaico
Eólica
SIC
SIC
SING
SIC
25/06/2013
27/05/2013
02/05/2013
26/04/2013
17,0
5,4
Pasada
SIC
15/04/2013
130,0
1,4
15,0
22,0
250,0
52,0
1,4
32,0
9,0
306,0
117,5
6,0
65,0
16,0
61,2
490,0
Fotovoltaico
Diesel
Diesel
Pasada
Eólica
Eólica
Pasada
Eólica
Pasada
Eólica
Pasada
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SIC
SING
SIC
SIC
SIC
19/12/2012
13/12/2012
04/12/2012
29/11/2012
21/11/2012
05/11/2012
04/10/2012
23/08/2012
29/06/2012
07/07/2011
02/12/2010
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
26
Marzo 2015
Cuadro Resumen Marzo 2015
SIC
SING
Total
Parque generador (Enero)
Capacidad instalada [MW]
15.178,9
4.785,6
19.964,4
Térmico [MW]
7.978,7
4.593,8
12.572,5
Hídrico [MW]
6.368,4
10,2
6.378,6
Eólico [MW]
634,5
90,0
724,5
Solar [MW]
197,3
91,6
288,8
Demanda máxima [MW]
7.527,8
2.340,8
-
Demanda mínima [MW]
3.853,0
1.834,0
-
102%
104%
-
4.136
1.423
5.560
Térmico [GWh]
2.522
1.374
3.896
Hídrico [GWh]
1.438
6
1.444
Eólico [GWh]
95
21
116
Solar [GWh]
81
23
103
9G > 80%
5G > 80%
-
Margen de reserva teórico [%]
Producción de energía (Febrero)
Generación bruta [GWh]
Participación de generadores (por GWh)
Ventas a clientes [GWh] (Enero)
4.332
1.429
5.761
Regulados [GWh]
3.032
93
3.125
Libres [GWh]
1.300
1.337
2.637
5,2%
6,8%
5,6%
-
-
3.533,7
-
-
197,2
-
-
409,2
Costo marginal [US$/MWh]
140,4
49,6
117,1
Precio Medio de Mercado [US$/MWh]
93,4
92,9
93,2
Ingresados al SEA [MW]
786,1
63
849,1
Admitidos por el SEA [MW]
746,4
63
809,4
No Admitidos por el SEA [MW]
39,7
0
39,7
0
0
0
Dif. entre generación y ventas [%] (Diciembre)
Energías Renovables No Convencionales (Enero)
Afecta a la Obligación [GWh]
Obligación de 5% [GWh]
Inyección Reconocida [GWh]
Precio de la energía (Febrero)
Proyectos de generación (Febrero)
Aprobados por el SEA [MW]
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
27
Marzo 2015
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.”
Dirección de Estudios y Contenidos
Generadoras de Chile A.G.
28