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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE

Este Boletín se ha confeccionado en el mes de diciembrede 2019, con el objetivo de informar los antecedentesresultantes del sector generación al mes de noviembre2019.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de noviembre 2019. Noobstante, algunos antecedentes incluidos en este Boletínpodrían no corresponder necesariamente a dicho mes.

La información contenida en este Boletín corresponde ala que se encuentra disponible a su fecha de emisión.

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CONTENIDO

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Editorial

Destacados

Capacidad instalada

Centrales de generación en pruebas

Centrales de generación en construcción

Demanda máxima y mínima

Generación bruta

Participación de generadores

Ventas a clientes

Energía Renovable No Convencional

Costo marginal

Precio Medio de Mercado

Evolución de costos marginales

Índices de precio de combustibles

Condición hidrológica

Pronóstico de deshielos

Proyectos de generación en el SEIA

Resumen del mes

¿Quiénes Somos?

Principios de sustentabilidad

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EDITORIALCamino a la flexibilidadLa transición energética hacia un futurodescarbonizado y la masiva penetración de lasenergías renovables en el país nos han impulsadoa liderar la realización de una serie de estudiosque aporten en la estrategia y construcción de unmejor futuro energético.

Es así como durante el año 2017, un estudioencargado por la Asociación1 estimó que lapenetración de generación renovable en unescenario medio a 2030 podría llegar al 75%, conmás de un 40% de esa energía renovable decarácter variable, solar fotovoltaica y eólicaprincipalmente, lo que redundaría enimportantes beneficios de menores costostotales de operación del sistema, a pesar de unincremento sustantivo de los denominados“costos de flexibilidad”.

En línea con el desafío de poder viabilizar ycapturar los beneficios de una mayor inserción derenovables, la Asociación encargó en ese mismotiempo otro estudio denominado “Diseño delmercado para gran participación de generaciónvariable en el sistema eléctrico de Chile”2. Esteestudio plantea una serie de propuestasregulatorias para el contexto chileno con elobjetivo de garantizar la eficiencia del mercadoen escenarios de elevada penetración de energíarenovable variable y analiza los cambioslegislativos y regulatorios que se requerirían parallevar a cabo estas propuestas.

Una de estas propuestas plantea soluciones parala recuperación de aquellos costos incurridosrelacionados con políticas de operaciónorientadas a disponer, con los recursosexistentes, de un sistema flexible para el mejoraprovechamiento de los recursos de generaciónrenovable. Estos costos son considerados comofijos de operación, o no convexos en la jerga deoptimización, para efectos de reflejarlos en la

señal instantánea del costo marginal de energía,y por consiguiente son asumidos por quienes losincurren.

Esta investigación alcanza a plantear que elmercado chileno parece no contar de momentocon un sistema eficiente de remuneración de loscostos fijos de operación, tales como operacionesobligadas y costos de arranque y parada deunidades generadoras termoeléctricas3.Considerando la experiencia internacional, elestudio identifica dos maneras de remunerarestos costos: i) incluirlos en el precio marginal dela energía, o ii) reconocer estos costos aparte, sinafectar el costo marginal, a través de unos pagosconocidos como side-payments o make-wholepayments.

Finalmente, el estudio recomienda no avanzar enuna propuesta específica para Chile, pues unaelección entre estos dos métodos requeriría unanálisis mucho más detallado de cómo esteproblema desafía al mercado eléctrico chileno.

Por lo anterior, la Asociación durante el segundosemestre del 2019 encargó otro estudio, dealcance conceptual y teórico, para avanzar en ladefinición de aquel mecanismo de remuneraciónde estos costos que pudiera resultar máseficiente para el desarrollo del sistema eléctricochileno4.

Este nuevo estudio tuvo las siguientes etapasprincipales:

i. Revisión de la experiencia internacional enmercados relevantes, como CAISO, PJM, Texas,Inglaterra y Australia.

ii. Identificación de aquellos costos originadospor una operación flexible que tienen carácter defijos para su tratamiento en la incorporación enlos costos variables de operación.

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iii. Realización de un análisis conceptual, basadoen teoría económica, que describesuficientemente el resultado de la aplicación demecanismos para la recuperación de costos fijosde operación en un mercado regido por elmodelo de precios marginalista.

iv. Comparación cualitativa de los principalesíndices de operación de corto y largo plazo queresultan con la aplicación de los distintosmecanismos de remuneración de los costos fijosde operación que se analizaron.

v. Recomendación de un mecanismo, detallandola forma de implementarlo en el régimenregulatorio chileno y el periodo transitorionecesario para disminuir los posibles efectoseconómicos de corto plazo que ello significa.

En general, para evaluar las distintas alternativasel estudio analizó todos los enfoques endesarrollo a nivel mundial, identificando ununiverso de 8 más importantes, los cuales sesustentan en combinaciones de los dosprincipales identificados en el estudio del año2017. Este análisis, junto con la teoríaeconómica y de optimización de problemascomplejos, además de confirmar que talessoluciones finalmente representan un proxis a lasolución óptima, esto debido a los costos noconvexos, concluye que la eficiencia de cada unode estas alternativas dependerá de lascaracterísticas del mercado: nivel decompetencia, mercado de ofertas o costosauditables, dimensión de las no convexidades ynivel de penetración de la energía renovablevariables, entre otras, lo cual dificulta encontrardicha solución eficiente, en particular para elsistema eléctrico chileno, con un análisis soloconceptual y teórico.

De esta manera, el estudio propone,adicionalmente a los alcances definidos por laAsociación, la necesidad de una evaluación delrendimiento relativo de cada alternativa basadaen encontrar aquella que conduce a la expansiónde menor costo para los consumidoresasumiendo el reintegro total de los costosincurridos por los generadores (costos variables yno variables debido a la operación de lasunidades generadoras).

Por otra parte, y en línea con los términos dereferencia del estudio, el consultor, en base atodos los antecedentes y análisis realizados,plantea las siguientes recomendaciones:

• Dadas las diferencias de costos para elconsumidor, que resultaron de un ejercicionumérico aproximado que realizo el consultor,aplicar provisionalmente un régimen de "side-payments" como alternativa de menorarrepentimiento.

• En el futuro, revisar la decisión después deestudios más detallados de las consecuencias delas alternativas en la expansión del sistema ytambién de un seguimiento del avance de lasfases experimentales en otros mercados.

Así, y en el contexto de la actual discusión deflexibilidad, creemos que este estudio entregainsumos valiosos a la discusión de política públicaque permiten avanzar en la definición de la mejorruta para incorporar en nuestra regulación laopción más eficiente para la recuperación de loscostos fijos asociados a la operación flexible ocostos no convexos.

GENERADORAS DE CHILE1 http://generadoras.cl/documentos/estudios/informe-final-psrmoray-analisis-de-largo-plazo-para-el-sen-considerando-fuentes-de-erv-e-intermitentes

2 http://generadoras.cl/documentos/estudios/estudio-diseno-de-mercado-para-una-alta-penetracion-de-energia-renovable-variable-en-el-mercado-electrico-chileno-iit-univ-de-comilas-synex-eec

3 El Reglamento de la coordinación y operación delSistema Eléctrico Nacional considera un esquema tiposidepayment para la recuperación de los costos dearranque no cubiertos por el costo marginal

4 Estudio encargado a la consultora brasileña PSR, elacadémico de la Universidad de Stanford señor FrankWolak y los consultores chilenos Juan Ricardo Inostroza yCristian Muñoz, quienes en el seminario “Camino a laFlexibilidad”, realizado el 10 de enero de 2020, expusieronlas principales conclusiones del estudio. Laspresentaciones de este seminario pueden ser obtenidas enhttp://generadoras.cl/documentos/presentaciones/seminario-camino-a-la-flexibilidad

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http://generadoras.cl/documentos/estudios/informe-final-psrmoray-analisis-de-largo-plazo-para-el-sen-considerando-fuentes-de-erv-e-intermitentes

http://generadoras.cl/documentos/estudios/estudio-diseno-de-mercado-para-una-alta-penetracion-de-energia-renovable-variable-en-el-mercado-electrico-chileno-iit-univ-de-comilas-synex-eec

http://generadoras.cl/documentos/presentaciones/seminario-camino-a-la-flexibilidad



CAPACIDAD INSTALADA Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

24.854,1 MW

ENERGÍA GENERADASistema Eléctrico Nacional (SEN)

6.630 GWh

53,1%

27,2%

7,7%

10,0%

1,8%

0,2%

DEMANDA MÁXIMA SEN DEMANDA MÍNIMA SEN

VENTAS A CLIENTES

2.573 GWhClientes regulados

3.631 GWhClientes libres

6.204 GWhTOTAL VENTAS SEN

0,9%Respecto a feb-19

0,2%Respecto a mar-18

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA

PRECIO MEDIO DE MERCADO

10.328 MW 7.128 MW

62,7%

22,5%

4,9%

8,3%

1,4%

0,2%

6

61,5 US$/MWhQuillota 220 kV

49,2 US$/MWhCrucero 220 kV

-7,0%Respecto a feb-19

-10,6%Respecto a feb-19

-28,6%Respecto a mar-18

-36,5%Respecto a mar-18

PRECIO NUDO CORTO PLAZO (ITD julio 2019)

99, US$/MWh 68,9 US$/MWhQuillota 220 kV

67,8 US$/MWhCrucero 220 kV

PROYECTOS EN EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

171,0 MW9 proyectos Ingresados

0 MW3 proyecto No Admitido

535,4 MW12 proyectos Aprobados

+ =

DESTACADOSEn el mes de noviembre del 2019

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25.283,9

51,7%

27,0%

8,6%

10,8%

1,8%

0,2%

6.313

48,5%

31,7%

7,7%

10,9%

0,9%

0,3%

10.466 6.598

2.417 3.428 5.845 oct-19

nov-18

34,8 oct-19

nov-18

34,1 oct-19

nov-18

94,1

702,2 27,0 123,523 4



CAPACIDADINSTALADA

Al mes de noviembre 2019, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) posee una potencia instalada degeneración de 25.267,3 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%).

Del total de capacidad instalada en el SEN, el47,0 corresponde a tecnología de generación en base arecursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia). El 51,7% corresponde acentrales termoeléctricas a gas natural, carbón o derivados del petróleo.

CAPACIDAD TOTAL SEN - MW

00000

13,4%

13,6%

1,8%

8,6%

10,8%

0,2%

19,2%

21,2%

11,4%

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noviembre

48,3%51,7%

25.283,9

RENOVABLE 12.203,3

HIDRO EMBALSE 3.395,3

HIDRO PASADA 3.429,1

BIOMASA 451,2

EÓLICO 2.161,8

SOLAR 2.721,0

GEOTÉRMICA 44,9

NO RENOVABLE 13.080,6

GAS NATURAL 4.843,4

CARBÓN 5.350,4

DERIV. DEL PETRÓLEO 2.886,8

TOTAL 25.283,9



CENTRALESDE GENERACIÓN EN PRUEBAS

En el mes de noviembre 2019, las centrales que se encuentran en pruebas en el SEN son las siguientes:

CENTRALES EN PRUEBAS SEN

Central Tipo Potencia [MW]

Loma Los Colorados PMG Solar 1,1

El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0

PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5

Panguipulli PMGD Hídrico 0,4

PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4

PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1

PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3

PMGD Molina PMGD Térmico 1,0

Cintac PMGD Solar 2,8

PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,0

Palma Solar PMGD Solar 3,0

El Roble PMGD Solar 9,0

Cogeneración Lomas Coloradas PMGD Térmico 3,4

Palacios PMG Hídrico pasada 3,0

Aconcagua TG Gas Natural 42,0

El Brinco Hidro Pasada 0,2

Las Mercedes I PMGD Solar 3,0

PE Aurora Eólica 129,0

PE Sarco Eólica 170,0

El Arrebol PMGD Eólica 9,0

Los Perales I PMGD Solar 3,0

El Cóndor PMGD Solar 1,3

Doña Javiera Valledor Generación PMGD Térmico 2,0

Palmar U1 PMG Hídrico pasada 4,1

Palmar U2 PMG Hídrico pasada 4,1

Correntoso Hidro Pasada 8,5

Ñiquén PMGD Solar 3,0

Teno Gas 50 Gas Natural 50,0

PE San Gabriel Eólica 183,0

Eclipse Solar PMGD Solar 9,0

PE Maitén PMG Eólico 9,0

PE La Flor Eólica 32,4

Pilpilén PMGD Solar 2,8

Citrino PMGD Solar 2,8

TOTAL 711,0

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional 8

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CENTRALESDE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a noviembre 2019 seencuentran en construcción 3.803 MW (41 centrales), de los cuales 97,4% corresponden a energíasrenovables, con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 26,1% de centraleshidroelectricas de tamano mayor a 20 MW; 30,9% de centrales eólicas; 38,8% a centrales solares; 1,3% acentrales mini hidro; y 0,3% de otras renovables (almacenamiento por baterías asociado a centraleshidroelectricas).

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

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Fuente: Proyectos en Construcción e Inversión en sector Energía, noviembre 2019, División de InfraestructuraEnergética, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile.

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Nuevos proyectos que iniciaron construcción este mes.

#Nombre

CentralTitular Tecnología

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna SistemaInversión

($US MM)

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

2 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia Hidro 12 Dec/2019 XVI-VIII Yungay-Tucapel SEN 29

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

4 Parque Eólico El Arrebol Besalco Energía Renovable Eólica 9.9 Dec/2019 VIII Lebu SEN 20

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

6 Almeyda Acciona Solar 60 Dec/2019 III Chañaral, Diego de Almagro SEN 101

7 Los Girasoles Solar E Solar 3 Dec/2019 RM Curacaví SEN 3

8 Lo Miranda Sonnedix Solar 6 Dec/2019 VI Doñihue SEN 8

9 Los Paltos Solek Solar 3 Dec/2019 V Cabildo SEN 4

10 Lemu Grenergy Solar 5 Dec/2019 VII San Javier SEN 5

11 Granja Solar Solarpack Solar 100 Dec/2019 I Pozo Almonte SEN 114

12 Ranguil I Evergreen Solar 3 Dec/2019 VI Lolol SEN 5

13 Llanos de Potroso Sonnedix Solar 9 Jan/2020 IV Vicuña SEN 12

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

15 Virtual Dam (BESS) AES Gener Otros ERNC 10 Mar/2020 RM San José de Maipo SEN 14

16 Andes II A AES Gener Solar 80 Mar/2020 II Pozo Almonte / Pica SEN 80

17 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 Mar/2020 III Vallenar SEN 50

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

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

20 Hidromocho Scotta Hidro 15 May/2020 XIV Río Bueno SEN 46

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

22 Arica I* Clean Capital Energy Solar 40 Jun/2020 XV Arica SEN 50

23 Ampliación Cerro Pabellón_Unidad 3 Enel Generación Geotermia 35 Jul/2020 II Ollague SEN 200

24 La Huella Clean Capital Energy Solar 89 Jul/2020 IV La Higuera SEN 200

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

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

27 Embalse Digua Besalco Energía Renovable Hidro 20 Sep/2020 VII Parral/Retiro SEN 30

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

29 Parque Fotovoltaico Santa Isabel (Fases I y II) Total Eren Chile Solar 408 Oct/2020 II María Elena SEN 600

30 PV Capricornio Engie Solar 98 Dec/2020 II Antofagasta SEN 130

31 Tamaya solar Engie Solar 114 Dec/2020 II Tocopilla SEN 101

32 FV San Pedro de Atacama GPG Solar 106 Dec/2020 II Calama SEN 85

33 PE Calama Engie Eólica 151 Jan/2021 II Calama SEN 200

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

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

36 Mesamávida AES Gener Eólica 59 Jan/2021 VIII Los Ángeles SEN 100

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

38 Negrete WPD Eólica 39 Jun/2021 VIII Negrete SEN 50

39 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Dec/2021 RM San José de Maipo SEN

40 CH Los Lagos Statkraft Hidro 53 Dec/2021 X Puyehue SEN 175

41 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 XVI San Fabián de Alico SEN 350

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 3,803 9,665

3,048

CENTRALES EN CONSTRUCCION UAP - NOVIEMBRE 2019

oct-19 nov-18

Renovable 30.774 3.251 -0,1% -18,3%

Hídrico 18.922 2.001 0,9% -31,0%

Biomasa 1.796 59 -27,3% 0,6%

Eólico 4.298 483 -7,5% 21,9%

Solar 5.574 690 6,0% 14,6%

Geotermica 185 17 14,2% -10,3%

Térmica 39.649 3.062 1,1% 32,9%

Carbón 27.573 2.278 5,4% 32,5%

Gas 11.183 703 -6,8% 60,6%

Der. Petróleo 893 16 -49,0% -78,8%

Total 70.423 6.313 0,8% 0,5%

Generación bruta SEN [GWh]

FuenteAcumulado

2019nov-19

∆% mes

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h

Pasada Embalse Eólica Solar

Biomasa Cogeneración Carbón Gas

Derivados Petróleo Geotérmica

oct-19 nov-18

Máxima 10.694,4 10.466,3 1,9% 2,5%

Mínima 6.533,7 6.597,6 1,0% -3,1%

Demanda SEN [MW]

Anual 2019 nov-19∆% mes

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

MW

D.Máxima D.Mínima

DEMANDAMÁXIMA Y MÍNIMA



En el mes de noviembre 2019, la demanda bruta máxima horaria del SEN alcanzó los 10.466 MW, lo querepresenta un aumento de 1,9% respecto al mes anterior y un 0,4% más respecto al mismo mes del anopasado.La demanda mínima registrada del SEN ese mismo mes alcanzó los MW, lo que representa unaumento de 1,7% respecto al mes anterior y una disminución de 0,1 respecto al mismo mes del anopasado.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

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

GENERACIÓN BRUTALa generación bruta en el SEN durante noviembre 2019 alcanzó los 6.313 GWh de energía, lo querepresenta un aumento del 7,4% respecto al mes anterior y 0,5% más respecto al mismo mes del añopasado.

En noviembre, en el SEN, la generación provinoen un 54,2 de fuentes renovables. Lahidroelectricidad aportó con el 45,8%de lageneración total. Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

10

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

6.598

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2 0 1 9

10.4661,9% 2,5%

1,0% 3,1%

6.3130,8%

51,5%31,7%

0,5%



PARTICIPACIÓNDE GENERADORES

Con respecto a la generación bruta mensual del SEN, se indican a continuación los porcentajes departicipación de las empresas, en el mes de noviembre 2019, que concentran en conjunto más del 80%de la generación total del sistema.

SEN

EmpresaGeneración bruta

[GWh]Participación [%]

AES GENER 1741 28%

ENEL 1513 24%

COLBUN 765 12%

ENGIE 529 8%

TAMAKAYA ENERGÍA 173 3%

PATTERN ENERGY 64 1%

HIDROELECTRICA LA HIGUERA 49 1%

SAN JUAN SPA 48 1%

ACCIONA ENERGIA CHILE 47 1%

PARQUE EOLICO SAN GABRIEL SPA 47 1%

Total 4.976 80%


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VENTASA CLIENTESDurante el mes de noviembre 2019, las ventas de energía en el SEN alcanzaron los 5.646 GWh, un 7,6%

más que las ventas efectuadas el mes anterior y 0,2% más respecto al mismo mes del 2018.

Fuente: Coordinador Electrico Nacional

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

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5.845 0,9%

0,2%

3.285 3.439 3.499 3.2593.631 3.394 3.596 3.531 3.688 3.553 3.295 3.390 3.428

2.5462.609 2.569

2.339

2.573

2.395

2.534 2.4992.612

2.555

2.3512.401 2.417

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

Libres Regulados

oct-19 nov-18

Regulados 27.244 2.417 0,7% -5,1%

Libres 38.264 3.428 1,1% 4,4%

Total 65.509 5.845 0,9% 0,2%

Ventas SEN [GWh]

Tipo clienteAcumulado

2019nov-19

∆% mes

394406

467420

458 428 451 443 464 452

409 420 436

1.414 1.397

1.206

1.001

1.143

949995

1.100

1.193

1.339

1.230

1.469 1.451

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC

394406

467420

458 428 451 443 464 452

409 420 436

1.414 1.397

1.206

1.001

1.143

949995

1.100

1.193

1.339

1.230

1.469 1.451

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC



ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONALGeneración ERNC

Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales(ERNC) de acuerdo a la ley, actualizado al mes de noviembre 2019, comparando la Inyección Reconocidapor tecnología (gráfico de barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

(*) Para el 2019 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 7,5% sobre los retiros de energíaafectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 11% sobre losretiros de energía afectos a ella.

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

13


D I C I E M B R E

2 0 1 9

oct-19 nov-18

Afecta a la Obligación 54.115,7 4.783,1 0,9% -1,4%

Obligación Ley ERNC 4.848,3 436,1

Inyección Reconocida 13.075,2 1.450,6 -1,2% 2,6%

∆% mes

ERNC

Acumulado

2019nov-19Energía ERNC [GWh]

BIOMASA 510

EÓLICA 2143

MINI - HIDRO 548

SOLAR 2636

GEOTÉRMIA 40

TOTAL 5.877



Capacidad Instalada ERNC

Al mes de noviembre 2019 el conjunto de empresaspertenecientes a la Asociación Gremial de Generadorasposee una capacidad instalada de 2532,8 MW de energíarenovable, sin considerar centrales hidroeléctricas decapacidad instalada superior a 40 MW, de los cuales 2243,9MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta acontinuación el listado de estas centrales y su empresaasociada (ya sea directamente o a través de alguna de susfiliales), clasificándolas por tecnología y por tipo: “ERNC”, silo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con lascondiciones necesarias, pero fueron instaladas antes del 1 deenero de 2007. Para el caso de las mini-hidro se muestranaquellas cuya potencia instalada es hasta 40 MWFuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC

de la CNE diciembre 2019

ERNC en operación (MW) - noviembre 2019

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

Empresa Central TecnologíaPotencia Bruta

[MW]Tipo Empresa Central Tecnología

Potencia Bruta

[MW]Tipo

Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable Canela I Eól ica 18,2 ERNC

Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC Canela II Eól ica 60 ERNC

Volcán Minihidro 13 Renovable Loma Al ta Minihidro > 20 MW 40 Renovable

Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Andes Solar Solar FV 20 ERNC Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC

AME Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Sauzal i to Minihidro 12 Renovable

Cerro Dominador FV Cerro Dominador Solar FV 100 ERNC Los Mol les Minihidro 18 Renovable

Juncal i to Minihidro 1,5 Renovable Carrera Pinto Solar FV 97 ERNC

Juncal Minihidro 29,2 Renovable Chañares Solar FV 40 ERNC

San Clemente Minihidro 5,9 ERNC Lalackama I Solar FV 60 ERNC

Carena Minihidro 10 Renovable Lalackama II Solar FV 18 ERNC

Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC Pampa Norte Solar FV 79 ERNC

Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,7 Renovable Finis Terrae Solar FV 160 ERNC

San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable Diego de Almagro Solar FV 36 ERNC

Los Qui los Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable La Si l la Solar FV 1,7 ERNC

La Mina Minihidro > 20 MW 37 ERNC Los Buenos Aires Eól ica 24 ERNC

Ovejería Solar FV 9 ERNC Tal inay Oriente Eól ica 90 ERNC

FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC Tal inay Poniente Eól ica 60,6 ERNC

Santiago Solar (*) Solar FV 57,5 ERNC Talta l Eól ica 99 ERNC

Cabo Leones Eól ica 116 ERNC Renaico Eól ica 88 ERNC

Monte Redondo Eól ica 48 ERNC Sierra Gorda Eól ica 112 ERNC

Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable Val le de los Vientos Eól ica 90 ERNC

El Águi la Solar FV 2 ERNC Cerro Pabel lón Geotérmica 48 ERNC

Laja I Minihidro 34,4 ERNC Totora l Eól ica 46 ERNC

Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC Cari lafquen Minihidro 19 ERNC

Mala lcahuel lo Minihidro 7 ERNC

San Juan Eól ica 193 ERNC

Coya Pasada 12 Renovable

Punta Sierra Eól ico 82 ERNC

Prime Energía Antay Solar Solar FV 9 ERNC

EnelColbún

EDF

Engie

Paci fic Hydro

AES Gener

LAP

D I C I E M B R E

2 0 1 9

53,6

51,9 51,5 51,2 49,2 49,351,9

48,3 46,650,6

40,838,1

34,1

48,7

54,0

61,4 62,2 61,5

69,766,7

52,248,9

51,6

42,537,4

34,8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

US$

/MW

h

Crucero_220 Quillota_220

93,795,5 95,9 96,6

99,5 99,5101,6

99,8 100,8100,1

95,794,3 94,1

80

85

90

95

100

105

110

US$

/MW

h

sep-19 oct-18

SEN 98,2 94,1 -0,2% 0,5%

Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]

Promedio

2019Sistema oct-19

∆% mes

oct-19 nov-18

Quillota 220 53,6 34,8 -7,0% -28,6%

Crucero 220 46,5 34,1 -10,6% -36,5%

BarraPromedio

2019nov-19

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]



COSTO MARGINALEl costo marginal corresponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una horadeterminada. En este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV y la barra Crucero 200 kV porser los centros de carga más importantes del SEN. El valor entregado para cada barra corresponde alpromedio mensual de los costos marginales horarios.

Gráfico 5: Costo marginal promedio mensual del SEN, últimos 13 meses

Fuente: Elaboración propia en base a datos del Coordinador Eléctrico Nacional

PRECIO MEDIO DE MERCADOEl Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratosinformados por las empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a unaventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor escalculado como el promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energíagenerada mensual respectiva.

Gráfico 6: Precio Medio de Mercado del SEN, últimos 13 meses

Fuente: CNE

15

D I C I E M B R E

2 0 1 9

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

PMM SIC PMM SEN Crudo Brent DTD Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B

0

50

100

150

200

250

300

350

US$

/MW

h

Costo Marginal Quillota 220 kV Costo Marginal Crucero 220 kV



EVOLUCIÓN DE COSTOS MARGINALESSe presentan a continuación la evolución del Costo Marginal en la barra Quillota 220 kV y Crucero 220 kV

Gráfico 7: Evolución de Precios

16

ÍNDICES DE PRECIO DE COMBUSTIBLEEl gráfico a continuación muestra, a noviembre 2019, los precios de los combustibles utilizados por la CNEpara el cálculo del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado(PMM), normalizando los valores al mes de enero 2007.

Gráfico 8: Índices de precio de combustibles


Fuente: CNE

D I C I E M B R E

2 0 1 9

512 522

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

Rapel

425446


Maule

16371635


Laja

1094

1038


Ralco



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CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 30 DE NOVIEMBRE DE 2019

Volumen embalses últimos 13 Meses (Hm3) y diferencia con respecto a igual mes del año anterior

D I C I E M B R E

2 0 1 9

24%

21%0%

93%

Rapel - Rancagua

Vol. Normal E.Rapel en Nov

[560 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha[442 mm]

PP Anual[395 mm]

PP Mes de Nov[5 mm]

32%

32%

26%

45%

Maule - Armerillo

Vol. Normal L. Maule en Nov

[994 Hm3]

PP Acumulada a la Fecha

[2186 mm]

PP Anual[2200 mm]

PP Mes de Nov[46 mm]

68%

67%

38%

47%

Laja - Los Ángeles

Vol. Normal L.Laja en Nov [3461 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha[1097 mm]


PP Anual[1085 mm]

62%

66%

40%

111%

Biobío - Quilaco/Rucalhue

Vol. Normal E.Ralco en Nov

[937 Hm3]

PP Acumuladaa la Fecha1436 [mm]


PP Anual[1517 mm]

Gráfico 9: Condición año 2019 a la fecha ( ) vs. año normal ( ;[promedio histórico]) en las cuencas más relevantes del sistema

Fuente:

Déficit de precipitaciones: la temporada de lluvias terminó con una importante escasez en todas las cuencas delsistema. Destacan las cuencas del río Rapel y Maule con déficits de 79% y 68% respecto a un año normal a la fecha.En las cuencas del Laja y Biobío el déficit de precipitaciones es cercano al 33%. Débil acumulación de recursos en losembalses: el volumen de recursos hídricos acumulado al 30 de noviembre en los embalses más relevantes delsistema totaliza 3641 Hm3, lo que representa un 40% menos que el volumen habitualmente almacenado en estafecha.

Dif +2 % Dif. +5% Dif. +7 % Dif. -2 %

Afluentes a embalse Rapel (S/Teno) >98%

Afluentes a Laguna Maule 94%

Afluentes a Lago Laja (S/Alto Polcura) 82%

Afluentes a Embalse Ralco 84%

Probabilidad de

Excedencia

dic-19/mar-20

Punto a considerar

0

100

200

300

400

500

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

[m3 /s

]

Afluentes Embalse Ralco

Real Estimado

0

2

4

6

8

10

12


[m3 /s

]

Afluentes Laguna Maule

Real Estimado

0

20

40

60

80

100


[m3/s

]

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

Real Estimado

0

5

10

15

20

25


[m3/s

]

Afluente a Embalse Rapel (S/Teno)

Real Estimado

PRONÓSTICO DE DESHIELOS



Para el período diciembre 2019 – marzo 2019, en el SEN (entre las Regiones de Valparaíso y Biobío) seestima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos del 88%. Para los próximos meses, seindica, en base al Cuarto Pronóstico de Deshielos (confeccionado a fines de noviembre de 2019), laestimación de probabilidades de excedencia y de caudales afluentes a los embalses más relevantes delsistema:

Probabilidades de excedencia estimadas para el periodo de deshielo año hidrológico 2019-2020

Gráfico 10: Caudales reales y esperados para el periodo de deshielo año hidrológico 2019-2020


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D I C I E M B R E

2 0 1 9



PROYECTOSDE GENERACIÓN EN EL SEIA

Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energíaeléctrica ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitidos, y delos proyectos aprobados en el SEN durante el mes de noviembre 2019.

Acumulado 2019 noviembre 2019

MW Ingresados MW AprobadosMW

Ingresados

MW

Admitidos

MW

No AdmitidosMW Aprobados

SEN 5.983,0 2.725,3 702,2 657,2 27,0 123,5

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

ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso

Central a Gas Trapén 12,0 90,0 Gas 20/04/2018

Instalación de tres aerogeneradores en fundo Las

Marías17,0 16,2 Eólica 21/11/2018

Parque Solar Newentún 12,0 8,3 Fotovoltaica 20/02/2019

La Palma Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

En el mismo mes, se registraron 3 proyectos No Admitido a Tramitación.

Los proyectos que se encuentran En Calificación a la fecha son los siguientes:

ProyectoInversión


Duqueco Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019

Planta Fotovoltaica Imola Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019

Parque Fotovoltaico Gran Teno 200 MW 0,0 200,0 Fotovoltaico 22/11/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica Santa Francisca 7,6 5,7 Fotovoltaico 22/11/2019

Rinconada de Alcones 15,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019

Proyecto Fotovoltaico Cabimas 15,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019

Parque Fotovoltaico El Chercán 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019

PARQUE FOTOVOLTAICO CHACABUCO 10,0 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019

Parque Fotovoltaico Cauquenes 10,7 10,7 Fotovoltaico 21/11/2019

Parque Fotovoltaico Tutuven 10,7 10,7 Fotovoltaico 21/11/2019

Parque Solar Fotovoltaico Punta del Viento 138,0 145,0 Fotovoltaico 19/11/2019

Parque Solar Fotovoltaico Combarbalá 12,0 9,0 Fotovoltaico 19/11/2019

19

D I C I E M B R E

2 0 1 9

ProyectoInversión


Planta Fotovoltaica Firenze Solar 13,0 9,0 Fotovoltaico 22/11/2019

Nuevo Parque Fotovoltaico Serena Sunlight 9,5 9,0 Fotovoltaico 21/11/2019

Planta Solar Fotovoltaica Pichidangui 8,0 9,0 Fotovoltaico 20/11/2019

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2138983231




https://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2144998239















ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente

Fecha

ingreso

Parque Fotvoltaico Imperial Solar 9,0 9,0 Fotovoltaico 18/11/2019

Parque Fotovoltaico Labraña 9,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019

Parque Fotovoltaico Alcaldesa 7,0 6,0 Fotovoltaico 05/11/2019

Parque Solar Fotovoltaico Chaquihue 0,0 5,5 Fotovoltaico 05/11/2019

Parque Fotovoltaico Las Golondrinas 12,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019

Parque Fotovoltaico Machicura 9,0 9,0 Fotovoltaico 05/11/2019

Parque Fotovoltaico Aurora Solar 250,0 187,0 Fotovoltaico 04/11/2019

Instalación de 3 aerogeneradores LASUR 1 17,0 5,6 Eólica 04/11/2019

Minicentral Hidroeléctrica Rio Mañio 4,5 3,0 Pasada 30/10/2019

Planta Fotovoltaica Cóndor -- 9,0 Fotovoltaico 29/10/2019

Planta Fotovoltaica Palermo Solar SpA 14,0 9,0 Fotovoltaico 29/10/2019

Parque Frontera Solar 91,0 105,3 Fotovoltaico 21/10/2019

Parque Iquique Solar 110,0 120,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Planta Fotovoltaica Torino Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Fotovoltaico Los Tordos 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Planta Fotovoltaica Teno Uno 9 MW 11,5 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Fotovoltaico El Llano 10,7 10,7 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Fotovoltaico Las Catitas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Planta Fotovoltaica Milán Solar 9,0 7,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Golden Sun 205,0 250,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Fotovoltaico Las Tencas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Fotovoltaico Las Cachañas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Parque Lince Solar 58,0 65,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Central Pinares 1,5 9,0 Fotovoltaico 23/09/2019

Planta Fotovoltaica Taranto Solar SpA 11,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2019

Parque Fotovoltaico Maquehue 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/08/2019

Planta Fotovoltaica Ckontor 12,0 9,0 Fotovoltaico 21/08/2019

Parque Kimal Solar 225,0 217,8 Fotovoltaico 19/08/2019

Parque Solar La Peña 8,0 8,0 Fotovoltaico 25/07/2019

Yanqui Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 24/07/2019

Parque Fotovoltaico Curicura 9,0 10,0 Fotovoltaico 24/07/2019

Parque Fotovoltaico Romero 9,0 10,0 Fotovoltaico 24/07/2019

Parque Fotovoltaico La Perla 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019

Actualización Proyecto La Cruz Solar 110,0 40,0 Fotovoltaico 23/07/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica Mandinga 9,6 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019

Central GLP Talcuna 3,5 6,0 Gas 23/07/2019

Parque Fotovoltaico Lo Magdalena 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/07/2019

Minicentral Hidroeléctrica Río Chico 12,0 6,0 Pasada 23/07/2019

Parque Fotovoltaico Bollenar 12,3 9,0 Fotovoltaico 22/07/2019

Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1007,0Fotovoltaico-Termosolar

22/07/2019

Planta Fotovoltaica Sierra Gorda Solar 400,0 404,0 Fotovoltaico 22/07/2019

Quilmo Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 22/07/2019

Parque Fotovoltaico Trilaleo 9,0 9,0 Fotovoltaico 22/07/2019

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

20

D I C I E M B R E

2 0 1 9













































ProyectoInversión


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

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

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

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

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

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

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

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

Parque Fotovoltaico Santa Julia 10,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Fotovoltaico Yungay II 9,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Fotovoltaico San Camilo 9,0 6,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Parque Solar Casablanca 12,0 9,0 Fotovoltaico 23/05/2019

Actualización Proyecto Guanaco Solar 57,6 27,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Planta Fotovoltaica Lockma 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Planta Fotovoltaica Ckilir 11,5 9,0 Fotovoltaico 22/05/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica San Ramiro 10,4 9,0 Fotovoltaico 20/05/2019

Parque Fotovoltaico La Quinta 9,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico El Aguilucho 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019Instalación de 3 Aerogeneradores en Sector Colonia Belbén

17,0 5,4 Eólica 22/04/2019

Instalación de 3 Aerogeneradores en Fundo DeganChico

17,0 5,4 Eólica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico Laja 10,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Solar Esfena 8,0 6,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Santa Inés Solar 15,0 6,9 Fotovoltaica 22/04/2019

Central Solar Fotovoltaica Gran Piquero 10,5 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Nueva Central Solar Fotovoltaica Macao 9,6 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico Rucasol 11,0 9,0 Fotovoltaica 22/04/2019

Parque Fotovoltaico la Rosa de Sharon 7,5 6,0 Fotovoltaica 18/04/2019Meseta de Los Andes 165,0 175,0 Fotovoltaica 05/04/2019Parque Eólico Viento Sur 250,0 215,0 Eólica 02/04/2019Planta fotovoltaica Agrícola Josefina 9,0 9,0 Fotovoltaica 21/03/2019Planta Fotovoltaica Nahuén 11,5 9,0 Fotovoltaica 20/03/2019

Parque Fotovoltaico San Alfonso 10,0 7,0 Fotovoltaica 20/02/2019

Proyecto Eólico Kosten Aike 62,0 36,0 Eólica 20/02/2019

Parque Solar Avilés 12,0 8,4 Fotovoltaica 19/02/2019

Parque Solar Kariba 12,0 9,0 Fotovoltaica 22/01/2019

Parque Fotovoltaico Chacabuco 10,0 9,0 Fotovoltaica 20/12/2018

Proyecto Parque Fotovoltaico Albatros 120,0 7,7 Fotovoltaica 20/12/2018

Proyecto Eólico Vientos del Pacífico 150,0 100,0 Eólica 30/10/2018

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

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

Parque Eólico Entre Ríos 497,0 310,5 Eólica 05/06/2018

Parque Solar Cordillera 315,0 190,0 Solar 18/06/2016

21

Fuente: SEA

D I C I E M B R E

2 0 1 9











































Cuadro Resumen nov-19Total

Capacidad insta lada [MW] 25.283,9

Térmico [MW] 13.080,6

Hídrico [MW] 6.824,4

Eól ico [MW] 2.161,8

Solar [MW] 2.721,0

Biomasa [MW] 451,2

Geotérmico [MW] 44,9

Demanda máxima [MW] 10.466,3

Demanda mínima [MW] 6.597,6

Margen de reserva teórico [%] 142%

Generación bruta [GWh] 6.313

Térmico [GWh] 3.062

Hídrico [GWh] 2.001

Biomasa [GWh] 59

Eól ico [GWh] 483

Solar [GWh] 690

Geotérmica [GWh] 17

Ventas a cl ientes [GWh] 5.845

Regulados [GWh] 2.417

Libres [GWh] 3.428

Dif. entre generación y ventas [%] 7,4%

Afecta a la Obl igación [GWh] 4.783,1

Obl igación [GWh] 436,1

Inyección Reconocida [GWh] 1.450,6

Costo margina l Qui l lota 220 kV [US$/MWh] 34,8

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 94,1

Proyectos de generación

Ingresados a l SEA [MW] 702,2

Admitidos por el SEA [MW] 675,2

No Admitidos por el SEA [MW] 27,0

Aprobados por el SEA [MW] 123,5

Precio de la energía

Parque generador

Producción de energía

Energías Renovables No Convencionales



RESUMEN DEL MES

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Generadoras de Chile es el gremio que representa a lasempresas de generación eléctrica que operan en Chile.Creada en 2011, congrega a un grupo amplio y diverso deempresas nacionales e internacionales que en su conjuntoproducen más del 90% por ciento de la energía eléctricapaís. Para ello, sus socios desarrollan, construyen y operanproyectos de energías en todas las tecnologías presentesen Chile.

Sus miembros a la fecha son las empresas AES Gener,Andes Mining & Energy (AME), Cerro Dominador, Colbún,EDF, ENEL, ENGIE, GPG, Latin American Power (LAP), InkiaEnergy, Pacific Hydro, Prime Energía y Statkraft.

QUIÉNES SOMOS

VISIÓN MISIÓNUn Chile más eléctrico, con energía más eficiente, renovable, confiable y sustentable.

Inspirar y liderar la transición energética a través de lapromoción de políticas públicas y buenas prácticaspara el mejor uso y generación de energía eléctrica.

Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación(Total = 18.985 MW, a Julio 2019)

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AES GENER

AME

CERRO DOMINADOR

COLBUN

EDF

ENEL

ENGIE

GPG

INKIA ENERGY

LAP

PACIFIC HYDRO

PRIME ENERGÍA

STATKRAFT

3.371

436

100

3.330

564

7.463

2.131

114

410

265

366

223

212

EMPRESA ASOCIADA

POTENCIAINSTALADA (MW)

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PRINCIPIOSDE SUSTENTIBILIDAD

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INFORMACIÓN IMPORTANTE“El presente Boletín ha sido elaborado por la Direcciónde Estudios de la Asociación Gremial de Generadoras deChile (la “Asociación”), con la finalidad de proporcionaral público general información relativa al sector eléctricoactualizada a la fecha de su emisión. El contenido estábasado únicamente en informaciones de carácterpúblico tomadas de fuentes que se consideran fiables,pero dichas informaciones no han sido objeto deverificación alguna por parte de la Asociación, por lo queno se ofrece ninguna garantía, expresa o implícita encuanto a su precisión, integridad o corrección.

La Asociación no asume compromiso alguno decomunicar cambios hechos sin previo aviso al contenidodel Boletín, ni de actualizar el contenido. La Asociaciónno asume responsabilidad alguna por cualquier pérdidadirecta o indirecta que pudiera resultar del uso de estedocumento o de su contenido.”

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