mar zo 2020 - generadoras.cl

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BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO

ASOCIACIÓN DE GENERADORAS DE CHILE

Este Boletín se ha confeccionado en el mes de marzo de2020, con el objetivo de informar los antecedentesresultantes del sector generación al mes de febrero 2020.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir losresultados operacionales del mes de febrero 2020. 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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EDITORIALLos efectos de la pandemia en el sector eléctricoLa pandemia del Coronavirus, o Covid-19, hapuesto en jaque a la sociedad completa, agobiernos grandes y pequeños, a los sectoresproductivos, a la ciencia, al sistema sanitario, yen especial a la salud de la población, llegandoa significar incluso la vida a la población másvulnerable al virus, las personas de mayor edady/o con enfermedades crónicas.

La primera prioridad ha sido preservar la saludde la población y disponer de los medios para lamejor atención de las personas ya afectadas. Eldistanciamiento social, la cuarentena y el testeomasivo asoman como las medidas más efectivaspara evitar la propagación de la enfermedad yaplanar así la curva de contagio, evitando elcolapso de la capacidades de respuesta delsistema de salud y ganando tiempo paraaumentar su capacidad, aumentar los testeos y,ojalá, pronto descubrir la “vacuna anticoronavirus”.

Ante las medidas sanitarias extremas sepresenta el enorme desafío de manteneroperando, con la mayor normalidad posible,aquellos procesos y actividades que sonservicios básicos esenciales: atenciónhospitalaria, de emergencia y seguridad,comercio de primera necesidad comosupermercados y farmacias,telecomunicaciones, agua potable, cadenas defrío para alimentos, electricidad parailuminación y artefactos, entre tantos otros. Elfactor común para la continuidad operativa detodos estos procesos y actividades es ladisponibilidad oportuna de energía, y enparticular de energía eléctrica, a través de sugeneración, transmisión y distribución.

Así, en este contexto, las prioridades del sectorde energía eléctrica hoy son, más que nunca, i)la salud y seguridad de sus trabajadores,contratistas y proveedores, así como la de las

comunidades donde opera. La industria degeneración emplea cerca de 5.000 trabajadoresde forma directa y más de 40.000 de formaindirecta a través de contratistas para eldesarrollo, construcción, operación ymantenimiento de los proyectos; y (ii) mantenerla actividad operativa para asegurar elsuministro eléctrico, por lo vital que estosignifica para la sociedad en la batalla al Covid-19 y para contener la caída de la economíanacional.

Producto de la crisis y las medidasimplementadas por la autoridad, en el sectoreléctrico se han observado dos fenómenos muyrelevantes para su desarrollo: por una parte, lacaída en la demanda de electricidad por menorconsumo, principalmente del sector industrial ycomercial; y, por otro lado, una dificultad en larecaudación por parte de las empresas dedistribución y cooperativas eléctricas. Estoúltimo se ha repetido para otras empresasproveedoras de servicios básicos domiciliarios,como agua potable y saneamiento, gas porcañería, y de telefonía e internet, y es originadopor la imposibilidad de que los usuarios asistana los lugares que estas compañías disponenpara los pagos en forma presencial, o bien pordificultades económicas de los usuariosproducto de la crisis.

Para el sector de generación la caída en lademanda tiene un impacto directo y norecuperable. Esta caída se suma a la ocurridapor la crisis social del 2019, y sus efectos a losde la ley de estabilización tarifaria, que, comorespuesta a la crisis, protege a los clientessujetos a tarifas reguladas frente a las alzas delprecio del dólar y los combustibles. Esta leyimplicó la creación de un fondo de hasta 1.350millones de dólares, financiado íntegramentepor la industria de generación, y que beneficia alos 6,8 millones de clientes regulados.

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Por su lado, en materia de recaudación delsegmento de distribución, el pago presencial enoficinas comerciales representa entre un 30%(Región Metropolitana) a 70% (regiones y enparticular en zonas rurales) de la recaudacióntotal de las empresas de distribución ycooperativas eléctricas. Esto ha gatillado,principalmente en empresas de distribución, elfomentar, reforzar y ampliar los medios nopresenciales para el pago, como canalesdigitales en sus páginas web y aplicacionescelulares, lo que solo mitiga, pero no soluciona,la menor recaudación efectiva que sufriránestas empresas mientras la situación deemergencia continúe. Muchas familias chilenasno cuentan además con los medios tecnológicosni de pago para acceder a estas alternativas.Además, las compañías han tomado la decisiónde cerrar la mayoría de sus oficinascomerciales, para proteger la salud de sustrabajadores y la de los usuarios al evitaraglomeraciones. La menor recaudación de lasempresas de distribución y cooperativaseléctricas les significa una fuerte caída en susingresos corrientes, por lo que es esencialencontrar mecanismos eficientes que eviten, almenor costo, dicha situación.

Ante este escenario, el viernes 27 de marzo de2020 el Presidente de la República anunciómedidas para abordar el tema de los pagos delas cuentas de servicios básicos. El anunciocontempla la suspensión del corte de serviciopor mora en el pago de las boletas, y elprorrateo de los saldos impagos que se originendurante la vigencia de la crisis sanitaria en hasta12 meses sin intereses. Los beneficiosanunciados tienen cobertura de Arica aMagallanes, pudiendo acogerse familias queestán en el 40% de los hogares más vulnerablessegún el Registro Social de Hogares (unas3.000.000 de familias), adultos mayores de 60años con dificultades de pago, personas quehayan perdido sus empleos durante la crisis, yotros casos que se acrediten directamente a lasempresas distribuidoras o cooperativaseléctricas.

Además, con el objetivo de aliviar los cobros deenergía a los clientes regulados y permitir a lasindustrias acomodar los turnos laborales demanera de sostener la productividad en uncontexto de restricciones producto de lapandemia, y así también proteger el empleo desus trabajadores, la Comisión Nacional deEnergía incorporó en el decreto tarifario deprecio de nudo de abril 2020 una postergaciónextraordinaria y excepcional para este año 2020del inicio del periodo de punta hasta el 1 dejunio, que originalmente debía comenzar el 1 deabril.

Adicionalmente, en el Congreso Nacional seencuentran en tramitación diversas iniciativaslegislativas en materia de pago de serviciosbásicos, que de aprobarse sin los debidosanálisis técnicos, económicos, financieros yjurídicos podrían afectar severamente lasostenibilidad económica no sólo de lasempresas de distribución, sino que de toda lacadena productiva del suministro eléctrico,incluyendo a las transmisoras, generadoras, alCoordinador Eléctrico Nacional, y a susproveedores, contratistas, y poniendo en riesgola fuente de empleo de sus trabajadoresdirectos e indirectos.

Los impactos de la crisis sanitaria por la queatravesamos debe ser enfrentado de maneraintegral, de modo tal que la implementación delas soluciones que se planteen desde elGobierno, el Congreso Nacional, la industria y/olos expertos aseguren al mismo tiempo la saludy seguridad de la población, de los trabajadoresde esta industria, de la operación segura yeficiente del sistema eléctrico y de lasostenibilidad económica del sector eléctrico ensu conjunto, el cual hoy está liderando latransición energética hacia la necesaria carbononeutralidad para enfrentar la crisis climática, demanera económicamente eficiente y queotorgue mayor calidad al servicio de losusuarios.

GENERADORAS DE CHILE

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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

-5,9%Respecto a feb-19

5,2%Respecto a mar-18

COSTO MARGINAL DE ENERGÍA

PRECIO MEDIO DE MERCADO

10.651 MW 7.128 MW

62,7%

22,5%

4,9%

8,3%

1,4%

0,2%

6

61,5 US$/MWhQuillota 220 kV

49,0 US$/MWhCrucero 220 kV

1,4%Respecto a feb-19

-4,1%Respecto a feb-19

-31,7%Respecto a mar-18

-21,7%Respecto a mar-18

99, US$/MWhQuillota 220 kV

Crucero 220 kV

PROYECTOS EN EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

171,0 MW9 proyectos Ingresados

0 MW3 proyectos No Admitidos

535,4 MW1 proyectos Aprobados

+ =

DESTACADOSEn el mes de febrero del 2020

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25.257,8

51,2%

27,0%

8,6%

11,3%

1,8%

0,2%

6.363

56,3%

24,7%

6,0%

9,9%

2,8%

0,3%

10.651 7.186

2.373 3.516 5.889 ene-20

feb-19

42,5 ene-20

feb-19

40,1 ene-20

feb-19

87,5

2.377 524,525 12

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PRECIO NUDO ENERGÍA CORTO PLAZO (ITD enero 2020)

55,0 US$/MWh

54,3 US$/MWh



CAPACIDADINSTALADA

Al mes de enero 2020, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) posee una potencia instalada de generaciónde 25.267,3 MW, los que corresponden a más del 99% de la capacidad instalada nacional (sistemasmedianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%).

Del total de capacidad instalada en el SEN, 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%

11,3%

0,2%

19,2%

20,6%

11,5%

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febrero

48,8%51,2%

25.257,8

RENOVABLE 12.329,2

HIDRO EMBALSE 3.395,3

HIDRO PASADA 3.427,6

BIOMASA 451,1

EÓLICO 2.161,8

SOLAR 2.848,4

GEOTÉRMICA 44,9

NO RENOVABLE 12.928,6

GAS NATURAL 4.843,4

CARBÓN 5.192,4

DERIV. DEL PETRÓLEO 2.892,8

TOTAL 25.257,8

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional



CENTRALESDE GENERACIÓN EN PRUEBAS

En el mes de febrero 2020, 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

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

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

PE Maitén PMG Eólico 9,0

PE La Flor Eólica 32,4

Almeyda Solar 52,4

Central Hidroeléctrica La Compañía PMGD Hídrico 2,6

Marquesa Solar PMGD Solar 3,0

Catemu PMGD Solar 2,0

TOTAL 751,6


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Fuente: Proyectos en Construcción e Inversión en sector Energía, febrero 2020, División de InfraestructuraEnergética, Unidad de Acompañamiento de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile.

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De acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), de la División de Desarrollo deProyectos del Ministerio de Energía, a febrero 2020 se encuentran en construcción 3.808 MW (37centrales), de los cuales 87,5% corresponden a energías renovables, con el siguiente desglose respectoal total en construcción: 24,2% de centrales hidroelectricas; 25,8% de centrales eólicas; 36,4% acentrales solares;; y 1,2% de otras renovables (almacenamiento por baterías asociado a centraleshidroelectricas y geotermia).

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

CENTRALESDE GENERACIÓN EN CONSTRUCCIÓN

#Nombre

CentralTitular Tecnología

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna Sistema

Inversión

(USD

MM)

1 Llanos de Potroso Sonnedix Solar 9 mar-2020 IV Vicuña SEN 12

2 Andes II A AES Gener Solar 80 mar-2020 II Pozo Almonte / Pica SEN 80

3 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia Hidro 12 mar-2020 XVI-VIII Yungay-Tucapel SEN 29

4 Melinka Municipalidad de Guaitecas Eólica 0,35 mar-2020 XI Guaitecas SMA 4

5 Virtual Dam (BESS) AES Gener Otros ERNC 10 mar-2020 RM San José de Maipo SEN 14

6 Los Cóndires Prime Energía Térmica 100 ago-2020 IV Los Vilos SEN 50

7 Tolpán Sur Acciona Eólica 84 abr-2020 IX Renaico SEN 120

8 Pepa del Verano Verano Capital Solar 18 may-2020 RM Isla de Maipo SEN 26

9 Usya Acciona Solar 62 may-2020 II Calama, Antofagasta SEN 43

10 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 may-2020 II Maria Elena SEN 1.147

11 Hidromocho Scotta Hidro 15 may-2020 XIV Río Bueno SEN 46

12 Arica I* Clean Capital Energy Solar 40 jun-2020 XV Arica SEN 50

13 Central de respaldo Pajonales Prime Energía Térmica 100 jul-2020 III Vallenar SEN 50

14 Cabo Leones II Ibereólica Eólica 205 jul-2020 III Freirina SEN 271

15 La Huella Clean Capital Energy Solar 89 jul-2020 IV La Higuera SEN 200

16 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0,3 sep-2020 X Hualaihué SMH 3

17 Los Cóndores Enel Generación Hidro 150 sep-2020 VII San Clemente SEN 957

18 Embalse Digua Besalco Energía Renovable Hidro 20 sep-2020 VII Parral/Retiro SEN 30

19 Atacama Solar Sonnedix Solar 250 sep-2020 I Pozo Almonte / Pica SEN 185

20 Ranguil I Evergreen Solar 3 oct-2020 VI Lolol SEN 5

21 Parque Fotovoltaico Santa Isabel (Fases I y II)Total Eren Chile Solar 408 oct-2020 II María Elena SEN 600

22 Ampliación Cerro Pabellón_Unidad 3 Enel Generación Otros ERNC 35 nov-2020 II Ollague SEN 200

23 PV Capricornio Engie Solar 98 dic-2020 II Antofagasta SEN 130

24 Tamaya solar Engie Solar 114 dic-2020 II Tocopilla SEN 101

25 FV San Pedro de Atacama GPG Solar 106 dic-2020 II Calama SEN 85

26 Llanos Blancos Prime Energía Térmica 150 dic-2020 IV Coquimbo SEN 70

27 Central de Respaldo Combarbalá Prime Energía Térmica 75 dic-2020 IV Combarbalá SEN 38

28 San Javier Prime Energía Térmica 50 dic-2020 IV Constitución SEN 30

29 PE Calama Engie Eólica 151 ene-2021 II Calama SEN 200

30 Cabo Leones III Ibereólica Eólica 173 ene-2021 III Freirina SEN 229

31 Malleco WPD Eólica 270 ene-2021 IX Collipulli SEN 500

32 Mesamávida AES Gener Eólica 59 ene-2021 VIII Los Ángeles SEN 100

33 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 ene-2021 RM San José de Maipo SEN

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

34 San Víctor EPA S.A. Hidro 3 jun-2021 XI Aysén SMA 10

35 Negrete WPD Eólica 39 jun-2021 VIII Negrete SEN 50

36 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 jul-2022 XVI San Fabián de Alico SEN 350

37 CH Los Lagos Statkraft Hidro 53 dic-2021 X Puyehue SEN 175

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 3.808 9.238

3.048

Centrales de Generación en Construcción. Febrero 2020

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

GW

h

Pasada Embalse Eólica Solar Biomasa

Cogeneración Carbón Gas Deriv. petróleo Geotérmica

ene-20 feb-19

Renovable 6.026 2.782 -12,3% 12,4%

Hídrico 3.556 1.571 -20,9% -3,6%

Biomasa 343 178 8,1% 16,8%

Eólico 782 383 -3,8% 56,0%

Solar 1.307 630 -7,0% 25,4%

Geotermica 38 19 6,0% 21,7%

Térmica 7.138 3.582 0,7% 3,9%

Carbón 4.839 2.465 3,8% 12,2%

Gas 2.193 1.060 -6,5% -6,7%

Der. Petróleo 106 57 15,5% -50,6%

Total 13.164 6.363 -6,4% 6,2%

Generación bruta SEN [GWh]

FuenteAcumula

do 2020feb-20

∆% mes

ene-20 feb-19

Máxima 10.892,4 10.651,4 -2,2% 3,0%

Mínima 6.909,5 7.185,8 4,0% 2,8%

Demanda SEN [MW]

Anual 2020 feb-20∆% 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 febrero 2020, la demanda bruta máxima horaria del SEN alcanzó los 10.892 MW, lo querepresenta una disminución de ,9% respecto al mes anterior y un 0,4% más respecto al mismo mes delaño pasado.La demanda mínima registrada del SEN ese mismo mes alcanzó los MW, lo que representa unaumento de 1,7% respecto al mes anterior y un0,1 más respecto al mismo mes del año pasado.


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

GENERACIÓN BRUTALa generación bruta en el SEN durante febrero 2020 alcanzó los 6.801 GWh de energía, lo querepresenta una disminución del 0,2% respecto al mes anterior y 3,7% más respecto al mismo mes delaño pasado.

En febrero, en el SEN, la generación provino en un54,2 de fuentes renovables. La hidroelectricidadaportó con el 45,8%de la generación total.


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

7.186

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2 0 2 0

10.651

2,2% 3,0%

4,0% 2,8%

6.3636,4%

43,7%24,7%

6,2%



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 febrero 2020, que concentran en conjunto más del 80% de lageneración total del sistema.

SEN

EmpresaGeneración bruta

[GWh]Participación [%]

AES GENER 1811 29%

ENEL 1392 22%

COLBUN 965 15%

ENGIE 623 10%

TAMAKAYA ENERGÍA 163 3%

PARQUE EOLICO SAN GABRIEL SPA 57 1%

HIDROELECTRICA LA HIGUERA 55 1%

PATTERN ENERGY 52 1%

HIDROELÉCTRICA LA CONFLUENCIA 45 1%

Total 5.162 80%


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VENTASA CLIENTESDurante el mes de febrero 2020, las ventas de energía en el SEN alcanzaron los 6.261 GWh, un 7,6%

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


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

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5.889 5,9%

5,2%

3.2593.631 3.394 3.596 3.531 3.688 3.553 3.295 3.390 3.428 3.687 3.721 3.516

2.339

2.573

2.395

2.534 2.4992.612

2.555

2.3512.401 2.417

2.596 2.540

2.373

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

Libres Regulados

ene-20 feb-19

Regulados 4.913 2.373 -6,6% 1,5%

Libres 7.237 3.516 -5,5% 7,9%

Total 12.150 5.889 -5,9% 5,2%

Ventas SEN [GWh]

Tipo clienteAcumulado

2020feb-20

∆% mes



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 febrero 2020, comparando la Inyección Reconocida portecnología (gráfico de barras) y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

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

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ene-20 feb-19

Afecta a la Obligación 8.085,4 4.705,1 39,2% 1,9%

Obligación Ley ERNC 801,4 459,0

Inyección Reconocida 2.654,3 1.287,5 -5,8% 28,6%

∆% mes

ERNC

Acumulado

2020feb-20Energía ERNC [GWh]

(*) Para el 2020 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 8% sobre los retiros de energíaafectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698 establece una obligación de ERNC de 12% sobre losretiros de energía afectos a ella.

415453 423 449 438 458 448

409 421 426

466

342

459

1.001

1.143

949995

1.100

1.193

1.339

1.230

1.4691.451 1.529

1.3671.287

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sept-19 oct-19 nov-19 dic-19 ene-20 feb-20

GW

h

Biomasa Hidráulica Eólica Solar Geotérmica Obligación Ley ERNC

BIOMASA 514

EÓLICA 2142

MINI - HIDRO 551

SOLAR 2913

GEOTÉRMIA 40

TOTAL 6.160



Capacidad Instalada ERNC

Al mes de enero 2020 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 febrero 2020

ERNC en operación (MW) - febrero 2020

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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

M A R Z O

2 0 2 0

51,2 49,2 49,351,9

48,3 46,650,6

40,838,1

34,1 34,0

41,8 40,1

62,2 61,5

69,766,7

52,248,9

51,6

42,537,4

34,8 34,5

41,9 42,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

US$

/MW

h

Crucero_220 Quillota_220

99,5 99,5101,6

99,8100,8 100,1

95,794,3 94,1

88,4 89,3 89,787,5

80

85

90

95

100

105

110

US$

/MW

h

ene-20 feb-19

SEN 88,6 87,5 -2,4% -12,1%

Precio Medio de Mercado SEN [US$/MWh]

Promedio

2020Sistema feb-20

∆% mes

ene-20 feb-19

Quillota 220 42,2 42,5 1,4% -31,7%

Crucero 220 40,9 40,1 -4,1% -21,7%

BarraPromedio

2020feb-20

∆% 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

M A R Z O

2 0 2 0

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 febrero 2020, los precios de los combustibles utilizados por la CNE parael 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

M A R Z O

2 0 2 0

Déficit de precipitaciones: la disponibilidad hídrica para generación eléctrica durante el estiaje 2020 estáfuertemente marcada por la prolongada sequía interanual que, en 2019 alcanzó mínimos históricos de precipitación enRapel y Maule, con déficits de 79% y 68% respecto a un año normal. Débil acumulación de recursos en losembalses: los volúmenes almacenados para hidrogeneración en el estiaje 2020 son restringidos, manteniéndose latendencia del último quinquenio. El volumen almacenado al mes de febrero en los embalses más relevantes delsistema totaliza 2499 Hm3, lo que representa una disminución de un 16% respeto al mes anterior. Este volumen es un14% menor que la cantidad de recursos almacenados a igual fecha en el 2019; en el Maule es un 40% inferior.

CONDICIÓN HIDROLÓGICAAL 29 DE FEBRERO DE 2020

51%21%

17%66%

549

599

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

Ralco

1365

1196


Laja

410

245F M A M J J A S O N D E F

Maule

567

459


Rapel

61%

88%

49%

77% 94%

0%

20%

40%

60%

80%

100%0

200

400

600

800

1000

feb-16 feb-17 feb-18 feb-19 feb-20

Hm

3

67%93%

52%

50%

88%

0%

20%

40%

60%

80%

100%0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


Hm

3

62%

95%83%

82%

98%

0%

20%

40%

60%

80%

100%0

100

200

300

400

500


Hm

3

67%

50%

69%

93%98%

0%

20%

40%

60%

80%

100%0

100

200

300

400

500

600


Hm

3BOLETÍN DEL MERCADO ELÉCTRICO


17

M A R Z O

2 0 2 0

Gráfico 9: Volumen embalsado en enero en los últimos 5 años vs P.E. pluviométrica del año anterior en las cuencas más relevantes del sistema

Rapel - Rancagua

Vol. E. Rapel vs. Cap. Total

Maule - Armerillo

Vol. L. Maule vs. Cap. Total

Laja - Los Ángeles

Vol. L. Laja vs. Cap. Total

Ralco – Quilaco/Rucalhue

Vol. E. Ralco vs. Cap. Total

21 %

25 % 64%

69%

E DE D

E D E D

Fuente:

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

Dif -20 % Dif. -40 % Dif. -12 % Dif. -8 %

Afluentes a embalse Rapel (S/Teno) 97%

Afluentes a Laguna Maule 72%

Afluentes a Lago Laja (S/Alto Polcura) >98%

Afluentes a Embalse Ralco 84%

Probabilidad de Excedencia

mar-20Punto a considerar

0

100

200

300

400

500

oct-19 nov-19 dic-19 ene-20 feb-20 mar-20

[m3 /s

]

Afluentes Embalse Ralco

Real Estimado

0

5

10

15

20


[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


[m3/s

]

Afluente a Embalse Rapel (S/Teno)

Real Estimado

PRONÓSTICO DE DESHIELOS



Para el período marzo 2020, en el SEN (entre las Regiones de Valparaíso y Biobío) se estima unaprobabilidad de excedencia promedio para deshielos del 93%. Para los próximos meses, se indica, en baseal Septimo Pronóstico de Deshielos (confeccionado a fines de febrero de 2020), la estimación deprobabilidades de excedencia y de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:

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


18

M A R Z O

2 0 2 0



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 febrero 2020.

Acumulado 2020 Febrero 2020

MW Ingresados MW AprobadosMW

Ingresados

MW

Admitidos

MW

No AdmitidosMW Aprobados

SEN 3.235,9 566,5 2.376,9 2.346,9 30,0 524,5

Durante el mes de febrero 2020, se aprobaron los siguientes proyectos de generación.

ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente Fecha ingreso

Parque Fotovoltaico Alcones 120,0 90,0 Fotovoltaica 20-02-19Central Solar Fotovoltaica Gran Piquero 10,5 9,0 Fotovoltaica 22-04-19Nueva Central Solar Fotovoltaica MACAO 9,6 9,0 Fotovoltaica 22-04-19Parque Fotovoltaico San Camilo 9,0 6,0 Fotovoltaico 23-05-19Parque Fotovoltaico Los Rastrojos 185,0 141,0 Fotovoltaico 20-06-19Parque Fotovoltaico Ovalle Norte 10,7 10,7 Fotovoltaico 20-06-19Parque Fotovoltaico Ineusol 11,0 9,0 Fotovoltaico 20-06-19Parque Fotovoltaico Curicura 9,0 10,0 Fotovoltaico 24-07-19PARQUE FOTOVOLTAICO ROMERO 9,0 10,0 Fotovoltaico 24-07-19Central GLP Talcuna 3,5 6,0 Gas 23-07-19Quilmo Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 22-07-19Parque Kimal Solar 225,0 217,8 Fotovoltaico 19-08-19

19

M A R Z O

2 0 2 0

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

ProyectoInversión


Parque Solar Collanco 9,5 9,0 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque Fotovoltaico El Rayador 12,0 12,0 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque solar fotovoltaico Santa Isabel 15,0 9,0 Fotovoltáico 20-02-2020

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

ProyectoInversión


Parque Eólico Los Olmos 298,0 141,9 Eólica 23-09-14

Planta Fotovoltaica San Pedro V 85,0 38,5 Fotovoltaico 20-08-14

Parque Fotovoltaico Lagunillas-El Olivo 80,0 40,0 Fotovoltaico 22-05-14

Proyecto Parque Fotovoltaico Grace S.A 50,0 27,5 Solar 19-03-14

Proyecto Fotovoltaico El Pelícano 212,0 100,8 Fotovoltaico 23-12-13

Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada 23-12-13

Central Hidroeléctrica Rucalhue 240,0 90,0 Pasada 16-12-13Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones

24,0 12,0 Pasada 09-12-13

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2142543430












https://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2145756190




http://seia.sea.gob.cl/expediente/expediente.php?id_expediente=2129731955&modo=ficha









ProyectoInversión

[MMUS$]Potencia [MW] Fuente

Fecha

ingresoRODELILLO 15,0 32,0 Diesel 04-12-12

TOLPÁN 250,0 306,0 Eólica 21-11-12

Planta de Cogeneración Bioenergía de los Ríos 38,0 9,0 Biomasa 18-12-14

Proyecto Planta Termosolar Camarones 800,0 105,0Fotovoltaico-Termosolar

19-06-15

Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico 19-06-15

Central de Respaldo San Javier 3,0 50,0 Diesel 23-11-15

Parque Eólico Lomas de Duqueco 200,0 58,8 Eólica 22-02-16

Parque Solar Cordillera 315,0 190,0 Fotovoltaico 18-06-16

Planta Bioenergía Ñuble 44,1 20,5 Biomasa 23-08-16

Parque Fotovoltaico El Litre 15,0 9,0 Fotovoltaico 22-09-16

PROYECTO ELECTRO SOLAR TAMARUGAL 4500,0 1000,0Fotovoltaico-Termosolar

22-05-17

PROYECTO FOTOELECTRICIDAD EL LOA A.G.E 6500,0 1100,0Fotovoltaico-Termosolar

19-05-17

Autogeneración eléctrica Terminal GNL Mejillones 0,0 5,3 Gas 20-07-17

Planta Fotovoltaica Doñihue 7,4 7,5 Fotovoltaivo 18-07-17

Parque Fotovoltaico Fuster del Verano 10,2 9,0 Fotovoltaico 22-03-18

"Parque Eólico Caman" 590,0 306,6 Eólica 08-05-18

PARQUE FOTOVOLTAICO FUSTER DEL VERANO 10,2 9,0 Fotovoltaico 21-06-18

Parque Eólico Entre Ríos 497,0 310,5 Eólica 05-06-18

Central Hidroeléctrica de Pasada Huirinlil 9,0 3,7 Pasada 27-08-18

Proyecto Eólico Vientos del Pacífico 150,0 100,0 Eólica 30-10-18

Parque Fotovoltaico Chacabuco 10,0 9,0 Fotovoltaica 20-12-18

Parque Solar Kariba 12,0 9,0 Fotovoltaica 22-01-19

Parque Fotovoltaico Laja 10,0 9,0 Fotovoltaica 22-04-19

SANTA INÉS SOLAR 15,0 6,9 Fotovoltaica 22-04-19

Parque Fotovoltaico Rucasol 11,0 9,0 Fotovoltaica 22-04-19

Meseta de Los Andes 165,0 175,0 Fotovoltaica 05-04-19

PARQUE EOLICO VIENTO SUR 250,0 215,0 Eólica 02-04-19

Parque Fotovoltaico Santa Julia 10,0 9,0 Fotovoltaico 23-05-19

Parque Fotovoltaico Yungay II 9,0 9,0 Fotovoltaico 23-05-19

Planta Fotovoltaica Alcones 11,5 9,0 Fotovoltaico 23-05-19

Actualización Proyecto Guanaco Solar 57,6 27,0 Fotovoltaico 22-05-19

Planta Fotovoltaica Lockma 11,5 9,0 Fotovoltaico 22-05-19

Planta Fotovoltaica Ckilir 11,5 9,0 Fotovoltaico 22-05-19

Parque Fotovoltaico Chacaico 9,0 9,0 Fotovoltaico 20-06-19

PARQUE FOTOVOLTAICO CORCOLENES 9,0 9,0 Fotovoltaico 20-06-19

Parque Fotovoltaico La Rosa 7,0 7,0 Fotovoltaico 20-06-19

Planta Solar Fotovoltaica Caimanes 10,0 12,0 Fotovoltaico 19-06-19

Parque Fotovoltaico Peldehue Solar 120,0 120,0 Fotovoltaico 13-06-19

Parque Solar La Peña 8,0 8,0 Fotovoltaico 25-07-19

Yanqui Solar 8,0 6,0 Fotovoltaico 24-07-19

Parque fotovoltaico La Perla 9,0 9,0 Fotovoltaico 23-07-19

Actualización Proyecto La Cruz Solar 110,0 40,0 Fotovoltaico 23-07-19

Nueva Central Solar Fotovoltaica Mandinga 9,6 9,0 Fotovoltaico 23-07-19

Parque Fotovoltaico Lo Magdalena 9,0 9,0 Fotovoltaico 23-07-19

Minicentral Hidroeléctrica Río Chico 12,0 6,0 Pasada 23-07-19

Parque Fotovoltaico Bollenar 12,3 9,0 Fotovoltaico 22-07-19

TERMOSOLAR BUNDANG-GU CALAMA 4000,0 1007,0Fotovoltaico-Termosolar

22-07-19

Planta Fotovoltaica Sierra Gorda Solar 400,0 404,0 Fotovoltaico 22-07-19

20

M A R Z O

2 0 2 0


















































ProyectoInversión


Fecha

ingresoParque Fotovoltaico Trilaleo 9,0 9,0 Fotovoltaico 22-07-19

Planta Fotovoltaica Taranto Solar SpA 11,0 9,0 Fotovoltaico 23-08-19

Parque Fotovoltaico Maquehue 10,0 9,0 Fotovoltaico 23-08-19

Planta Fotovoltaica Ckontor 12,0 9,0 Fotovoltaico 21-08-19

TERMOSOLAR BUNDANG-GU CALAMA 4000,0 1007,0Fotovoltaico-Termosolar

27-09-19

Parque Iquique Solar 110,0 120,0 Fotovoltaico 23-09-19

Planta Fotovoltaica Torino Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Parque Fotovoltaico Los Tordos 12,0 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Planta Fotovoltaica Teno Uno 9 MW 11,5 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Parque Fotovoltaico El Llano 10,7 10,7 Fotovoltaico 23-09-19

Parque Fotovoltaico Las Catitas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Planta Fotovoltaica Milán Solar 9,0 7,0 Fotovoltaico 23-09-19

Golden Sun 205,0 250,0 Fotovoltaico 23-09-19

Parque Fotovoltaico Las Tencas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

TERMOSOLAR BUNDANG-GU KCS 4000,0 300,0Fotovoltaico-Termosolar

23-09-19

Parque Fotovoltaico Las Cachañas 12,0 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Parque Lince Solar 58,0 65,0 Fotovoltaico 23-09-19

Central Pinares 1,5 9,0 Fotovoltaico 23-09-19

Minicentral Hidroeléctrica Rio Mañio 4,5 3,0 Pasada 30-10-19

Planta Fotovoltaica Cóndor -- 9,0 Fotovoltaico 29-10-19

Planta Fotovoltaica Palermo Solar SpA 14,0 9,0 Fotovoltaico 29-10-19

Parque Frontera Solar 91,0 105,3 Fotovoltaico 21-10-19

Duqueco Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 22-11-19

Planta Fotovoltaica Imola Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 22-11-19

Parque Fotovoltaico Gran Teno 200 MW 0,0 200,0 Fotovoltaico 22-11-19

Nueva Central Solar Fotovoltaica Santa Francisca 7,6 5,7 Fotovoltaico 22-11-19

Rinconada de Alcones 15,0 9,0 Fotovoltaico 21-11-19

Proyecto Fotovoltaico Cabimas 15,0 9,0 Fotovoltaico 21-11-19

Parque Fotovoltaico El Chercán 12,0 9,0 Fotovoltaico 21-11-19

PARQUE FOTOVOLTAICO CHACABUCO 10,0 9,0 Fotovoltaico 21-11-19

Parque Fotovoltaico Cauquenes 10,7 10,7 Fotovoltaico 21-11-19

Parque Fotovoltaico Tutuven 10,7 10,7 Fotovoltaico 21-11-19

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

Parque Solar Fotovoltaico Combarbalá 12,0 9,0 Fotovoltaico 19-11-19

Parque Fotvoltaico Imperial Solar 9,0 9,0 Fotovoltaico 18-11-19

Parque Fotovoltaico Labraña 9,0 9,0 Fotovoltaico 05-11-19

Parque Fotovoltaico Alcaldesa 7,0 6,0 Fotovoltaico 05-11-19

Parque Solar Fotovoltaico Chaquihue 0,0 5,5 Fotovoltaico 05-11-19

Parque Fotovoltaico Las Golondrinas 12,0 9,0 Fotovoltaico 05-11-19

Parque Fotovoltaico Machicura 9,0 9,0 Fotovoltaico 05-11-19

Parque Fotovoltaico Aurora Solar 250,0 187,0 Fotovoltaico 04-11-19

Instalación de 3 aerogeneradores LASUR 1 17,0 5,6 Eólica 04-11-19

Modificación Proyecto Fotovoltaico Valle del Sol 170,0 45,0 Fotovoltaico 26-12-19

Parque Fotovoltaico La Pena 10,6 9,0 Fotovoltaico 24-12-19

Parque Fotovoltaico Litoral Solar 10,0 9,0 Fotovoltaico 23-12-19

CENTRAL ELÉCTRICA CANELILLO 60,0 120,0 Diésel 20-12-19

Parque Fotovoltaico La Quinta PMG 10,7 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Fotovoltaico Parral 10,7 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

21

M A R Z O

2 0 2 0











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Boletin%20Generacion%20ene19.xlsx























ProyectoInversión


Fecha

ingresoPlanta Fotovoltaica Arica 9 MW 0,0001 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

El Olivar Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Eólico Rarinco 280,0 198,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Solar Cabrero 15,5 15,0 Fotovoltaico 20-12-19

Casa de Lata Solar 12,0 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Solar Fotovoltaico La Victoria 9,0 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Fotovoltaico El Membrillo 7,1 6,0 Fotovoltaico 20-12-19

Central Pinares 1,5 9,0 Diésel 20-12-19

Parque Solar Fotovoltaico Barcelona 9,0 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Parque Solar Fotovoltaico Drux II 9,0 9,0 Fotovoltaico 20-12-19

Planta Fotovoltaica Jardín Solar 430,0 556,6 Fotovoltaico 20-12-19

PLANTA FOTOVOLTAICA FIRENZE SOLAR 13,0 9,0 Fotovoltaico 19-12-19

Parque Solar Fotovoltaico Tepú 7,5 6,0 Fotovoltaico 19-12-19

PROYECTO FOTOVOLTAICO CE CANTERAS C9 10,0 9,0 Fotovoltaico 24-01-20

PROYECTO FOTOVOLTAICO CE EL AVELLANO A.9 10,0 9,0 Fotovoltaico 24-01-20

PMGD Santa Lucia Solar 0,0 9,0 Fotovoltaico 23-01-20

Planta Solar Fotovoltaica Pichidangui 8,0 9,0 Fotovoltaico 23-01-20

Parque Solar Fotovoltaico Olivo 10,7 9,0 Fotovoltaico 22-01-20

Ampliación Parque Fotovoltaico Los Andes, Fase III y IV 450,0 489,0 Fotovoltaico 22-01-20

Parque fotovoltaico San Yolando 10,0 9,0 Fotovoltaico 22-01-20

Planta Fotovoltaica Blu Solar 15,0 9,0 Fotovoltaico 22-01-20

Planta fotovoltaica Chiloé 9,0 9,0 Fotovoltaico 22-01-20

Parque Solar Fotovoltaico Chépica 6,6 6,0 Fotovoltaico 21-01-20

Nuevo Parque Solar Fotovoltaico La Correana 9,2 9,0 Fotovoltaico 21-01-20

Proyecto fotovoltaico Quilvo 10,0 9,0 Fotovoltaico 21-01-20

Proyecto Solar Antofagasta 532,5 250,0 Fotovoltaico 21-01-20

PRP Las Quemas 3,1 9,0 Diésel 17-01-20

Parque Solar Fotovoltaico Lun 10,7 9,0 Fotovoltáico 21-02-2020

PMGD FV La Vendimia 9,0 9,0 Fotovoltáico 21-02-2020

PMGD La Montaña 9,0 9,0 Fotovoltáico 21-02-2020

PMGD FV Amanecer de Ñuble 9,0 7,2 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque fotovoltaico Salamanca 10,0 10,5 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque fotovoltaico Vaccaro 10,0 10,6 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque Fotovoltaico Taltal solar 350,0 317,0 Fotovoltáico 21-02-2020

PROYECTO FOTOVOLTAICO LALACKAMA 3 199,0 181,0 Fotovoltáico 21-02-2020

Parque Fotovoltaico Las Garzas 12,0 11,2 Fotovoltáico 20-02-2020

Clementina Solar 7,6 6,0 Fotovoltáico 20-02-2020

Parque Fotovoltaico Santa Eulalia 7,0 6,1 Fotovoltáico 20-02-2020

Parque Fotovoltaico Picaflor Azul 4,0 3,6 Fotovoltáico 20-02-2020

Parque fotovoltaico Michilla 12,0 9,0 Fotovoltáico 20-02-2020

Parque Fotovoltaico Angamos 12,0 9,0 Fotovoltáico 20-02-2020

PMGD FV La Cosecha 9,0 9,0 Fotovoltáico 20-02-2020

Planta Fotovoltaica North West 10,0 9,0 Fotovoltáico 20-02-2020

Parque Fotovoltaico Bramada 10,7 10,7 Fotovoltáico 20-02-2020

El Avellano Solar 8,0 6,0 Fotovoltáico 19-02-2020

Parque Fotovoltaico Rayen Solar 9,0 6,0 Fotovoltáico 19-02-2020

Planta Fotovoltaica Inti Pacha 788,0 719,0 Fotovoltáico 19-02-2020

Parque Fotovoltaico Chimbarongo 3 10,0 9,0 Fotovoltáico 18-02-2020

Parque Eólico Horizonte 700,0 980,0 Eólica 07-02-2020

22

M A R Z O

2 0 2 0




















https://seia.sea.gob.cl/expediente/expedientesEvaluacion.php?modo=ficha&id_expediente=2145483209





























Cuadro Resumen feb-20Total

Capacidad instalada [MW] 25.257,8

Térmico [MW] 12.928,6

Hídrico [MW] 6.822,9

Eólico [MW] 2.161,8

Solar [MW] 2.848,4

Biomasa [MW] 451,1

Geotérmico [MW] 44,9

Demanda máxima [MW] 10.651,4

Demanda mínima [MW] 7.185,8

Margen de reserva teórico [%] 137%

Generación bruta [GWh] 6.363

Térmico [GWh] 3.582

Hídrico [GWh] 1.571

Biomasa [GWh] 178

Eólico [GWh] 383

Solar [GWh] 630

Geotérmica [GWh] 19

Ventas a clientes [GWh] 5.889

Regulados [GWh] 2.373

Libres [GWh] 3.516

Dif. entre generación y ventas [%] 7,5%

Afecta a la Obligación [GWh] 4.705,1

Obligación [GWh] 459,0

Inyección Reconocida [GWh] 1.287,5

Costo marginal Quillota 220 kV [US$/MWh] 42,5

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 87,5

Proyectos de generación

Ingresados al SEA [MW] 2.376,9

Admitidos por el SEA [MW] 2346,9

No Admitidos por el SEA [MW] 30,0

Aprobados por el SEA [MW] 524,5

Precio de la energía

Parque generador

Producción de energía

Energías Renovables No Convencionales



RESUMEN DEL MES

23

M A R Z O

2 0 2 0

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.

24

M A R Z O

2 0 2 0

Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación(Total = 19.013 MW, a diciembre 2019)

AES GENER

AME

CERRO DOMINADOR

COLBUN

EDF

ENEL

ENGIE

GPG

INKIA ENERGY

LAP

PACIFIC HYDRO

PRIME ENERGÍA

STATKRAFT

3.493

436

100

3.217

564

7.305

2.204

114

412

265

366

326

212

EMPRESA ASOCIADA

POTENCIAINSTALADA (MW)



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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mar zo 2020 - generadoras.cl

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