Boletín del Mercado Eléctrico Sector Generaciónbiblioteca.olade.org/opac-tmpl/Documentos/hm000670.pdf · multidisciplinarios, mesas técnicas de trabajo y/o consultas públicas,

Octubre 2017

Boletín del Mercado Eléctrico

Sector Generación

Dirección de Estudios y Contenidos Generadoras de Chile A.G. | www.generadoras.cl 2

Octubre 2017

Este Boletín se ha confeccionado en el mes de octubre de 2017, con el

objetivo de informar los antecedentes resultantes del sector generación

al mes de septiembre 2017.

Especial interés en dicha confección ha sido incluir los resultados

operacionales del mes de septiembre 2017. 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.


Octubre 2017

Contenido Editorial ........................................................................................................................................................................................ 4

¿Quienes Somos? ....................................................................................................................................................................... 5

Destacados .................................................................................................................................................................................. 7

Capacidad instalada ..................................................................................................................................................................... 8

Centrales de generación en pruebas ........................................................................................................................................... 9

Centrales de generación en construcción .................................................................................................................................. 10

Demanda máxima y mínima....................................................................................................................................................... 11

Generación bruta ....................................................................................................................................................................... 12

Participación de generadores..................................................................................................................................................... 13

Ventas a clientes ........................................................................................................................................................................ 14

Cumpliento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales ......................................................................................... 15

Generación ERNC ................................................................................................................................................................. 15

Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales ............................................................................................ 16

Costo marginal ........................................................................................................................................................................... 17

Precio Medio de Mercado .......................................................................................................................................................... 17

Evolución de precios .................................................................................................................................................................. 18

Índices de precio de combustibles ............................................................................................................................................. 19

Pronóstico de deshielos ............................................................................................................................................................. 20

Proyectos de generación en el SEIA .......................................................................................................................................... 21


Octubre 2017

Editorial

La importancia de la participación y diálogo para construir agendas compartidas En marzo del próximo año viviremos un nuevo cambio de gobierno en nuestro país. En estos últimos años el sector de energía, y en especial el de la electricidad, ha sido protagonista de la discusión política, social, ambiental y económica que se ha instaurado en todo nivel en nuestra sociedad. En 2014, el gobierno que asumía definió al sector energía como prioritario y se le encargó al Ministro de Energía establecer una agenda con metas y planes de acción concretos que tuvieran impacto de corto y largo plazo. Para lograr este objetivo se realizó un diagnóstico que fue consultado transversalmente a los distintos agentes del sector y, posteriormente, las soluciones planteadas en una hoja de ruta fueron desarrolladas considerando el resultado de procesos participativos, ya sea a través de consejos multidisciplinarios, mesas técnicas de trabajo y/o consultas públicas, es decir, a partir del diálogo y la participación junto al análisis técnico y el uso de evidencia. Esta manera de enfrentar los desafíos en energía posibilitó eficazmente la identificación y desarrollo de importantes avances en el ámbito regulatorio que han facilitado, por un lado, el desarrollo de oferta de energía eléctrica sustentable, con un porcentaje creciente de energía renovable y económica, y por otro lado enfrentar la necesidad de la población por un servicio de calidad y precios más asequibles y equitativos. Sin perjuicio de lo anterior, no podemos dejar de tener presente que estos avances, visibilizados de manera más tangible a través de los resultados de las últimas licitaciones de suministro a clientes regulados, en donde los precios ofertados han bajado la barrera de los 50 US$/MWh; las ofertas mayoritariamente han sido respaldadas a través de proyectos de energía renovable variable; y en las que han participado un número significativo de empresas, no sería posible sin un nuevo escenario a la baja de los costos de inversión de las tecnologías de generación renovable variable solar y eólica, menores costos de

combustibles y baja de la demanda eléctrica, entre los más relevantes. De esta manera, las condiciones naturales del mercado se han visto potenciadas con las medidas y ajustes que el gobierno ha identificado e impulsado. Las licitaciones de suministro a clientes regulados es un claro ejemplo: el regulador ajustó el esquema de licitaciones, lo que favoreció aún más al despliegue de proyectos de generación solares y eólicos. Así, esta preocupación por el sector ha coincidido también con cambios tecnológicos y agendas ambientales que plantean nuevas necesidades energéticas de la sociedad y una nueva forma de relación entre los usuarios y los proveedores de energía. Esta situación, casi histórica, nos desafía a preparar, más temprano que tarde, las condiciones habilitantes para el desarrollo eficiente y sostenible de estos nuevos escenarios futuros, en donde el uso de electricidad debiera consolidarse en la mayoría de los sectores productivos de nuestra economía. En estos últimos cuatro años se avanzó con ajustes y reformas importantes en el sector eléctrico, queriendo dar respuesta a barreras e imperfecciones detectadas y sobre las cuales existía un diagnóstico compartido, junto con adecuarse a los cambios y desarrollos tecnológicos de los últimos tiempos. Así, lo más importante de los cambios fue la forma en que toda esta gestión se fue concretando: bajo mecanismos de diálogo y participación apropiados que han conducido a una discusión abierta y transparente entre los distintos agentes del sector, la academia, ONGs y de la sociedad civil. Esperamos que esta dinámica de participación continúe, se perfeccione y consolide en las futuras administraciones, de manera de permitir al sector seguir avanzando, profundizando la confianza y colaboración en el desarrollo de políticas públicas en un contexto de transición energética y cambios cada vez más rápidos.

GENERADORAS DE CHILE A.G.


¿Quienes Somos?

• La Asociación de Generadoras de Chile (AG) es una institución cuyo objetivo es promover el desarrollo de la

generación de energía eléctrica en el país, basado en los principios de sustentabilidad, confiabilidad (seguridad,

suficiencia y calidad) y competitividad, e impulsar la combinación eficiente de todas las fuentes energéticas, el

desarrollo tecnológico y la innovación.

• Busca contribuir a la discusión informada sobre la generación eléctrica y su composición a través de un diálogo objetivo

y basado en evidencia que aporte al diseño de políticas sectoriales sustentables y adecuadas para apoyar al desarrollo

del país y al bienestar de todos los chilenos.

• Creada en 2011, congrega a importantes empresas de generación eléctrica, nacionales e internacionales con

operaciones en Chile. Sus actuales miembros son las empresas: AES Gener, Colbún, Orazul Energy, ENEL

Generación, Engie, Pacific Hydro, Statkraft y EDF Chile, las que contribuyen con el 73% de la capacidad instalada de

generación total de los sistemas interconectados central (SIC) y norte grande (SING).

• La Asociación de Generadoras entiende la sustentabilidad de la industria como el equilibrio entre el desarrollo

productivo, un mayor progreso y bienestar social y el uso responsable de los recursos naturales. Por esta razón, uno

de sus principales desafíos es buscar reconectar la energía eléctrica con la aspiración de bienestar y desarrollo de

Chile.

• En este desafío, define los Principios de Sustentabilidad de la Industria de la Generación Eléctrica en Chile, con el fin

de contribuir a satisfacer las necesidades de la sociedad actual sin poner en riesgo las de futuras generaciones,

participando activamente en la discusión de políticas públicas, normas y contribuyendo al progreso nacional.

• Asociación de Generadoras busca promover el diálogo, generando espacios adecuados y de integración entre sus

asociados, la sociedad civil, la academia, ONG´s, think tanks, los medios de comunicación y las autoridades,

procurando establecer confianzas y compartiendo información de manera oportuna y transparente.

Potencia Instalada de Generación Total a Nivel Nacional de las Empresas que Integran la Asociación

(Total = 16.803 MW)

Empresa Asociada Potencia Instalada (MW)

AES GENER 4.133

COLBUN 3.286

ORAZUL ENERGY 339

ENEL Generación 6.351

ENGIE 2.053

PACIFIC HYDRO 283

STATKRAFT 212

EDF Chile 146

http://www.generadoras.cl/




Destacados

• Al mes de septiembre 2017, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) es de 17.667,7 MW y la del

Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de 5.367,7 MW. En conjunto se encuentran instalados 23.034,4 MW

de potencia, correspondientes a un 55,2% de origen térmico, un 29,2% de origen hídrico, un 6,7 de origen eólico, un 6,7%

de origen solar y un 2,2% de biomasa y cogeneración.

• En ese mismo mes, las demandas máximas del SIC y del SING alcanzaron los 7.697,1 MW y 2.577,0 MW,

respectivamente. A su vez las demandas mínimas fueron de 4.401,3 MW y 1.988,2 MW para cada sistema

respectivamente.

• En septiembre 2017, la energía generada en el SIC llegó a los 4.335 GWh proveniendo en un 49,6% de generación térmica,

35,6% de hídrica, 3,9% de biomasa, 6,3% de eólica y 4,6% de solar. A su vez en el SING se generaron 1.656 GWh de

energía, alcanzando en conjunto ambos sistemas un total de 5.991 GWh, lo que representa una disminución del 7,1%

respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto del mismo mes del año 2016. A la fecha en el año 2017 se han generado

55.338 GWh en todo el país (sin considerar los sistemas eléctricos de Los Lagos, Aysén y Magallanes, que aportan menos

del 1% de la generación de energía eléctrica total del país), con un 37,6% proveniente de centrales de generación

renovable. Solo la hidroelectricidad ha aportado con el 24,7%.

• Respecto a las ventas a clientes, en septiembre 2017 se alcanzó un consumo de 2.672 GWh en clientes regulados y

2.853 GWh en clientes libres, obteniéndose así un total de ventas de 5.525 GWh de energía entre el SIC y el SING, que

corresponde a una disminución de 6,9% respecto al mes anterior y a un 1,8% más respecto del mismo mes del año 2016.

• En septiembre 2017, el costo marginal de energía promedio en el SIC fue de 50,2 US$/MWh y el del SING de 48,5

US$/MWh, cuyas variaciones respecto al mes anterior fueron del -24,0% y 1,3% respectivamente. El promedio del año

2017 para el SIC hasta la fecha ha sido de 63,3 US$/MWh y en el SING 63,3 US$/MWh; el promedio ponderado por energía

generada del costo marginal a nivel nacional es de 38,8 US$/MWh a lo que va del año. Por su parte el Precio Medio de

Mercado en el mes de septiembre 2017 se sitúa en el SIC en 101,0 US$/MWh y en el SING en 92,6 US$/MWh. La fijación

de Precio de Nudo de Corto Plazo vigente a agosto 2017, correspondiente a la fijación del segundo semestre del 2017,

entregó precios de nudo de corto plazo de energía de 65, 5 US$/MWh y 55,9 US$/MWh para las barras Quillota 220 kV y

Crucero 220 kV respectivamente (ambos ajustados por banda de precio).

• Durante el mes de septiembre 2017, al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ingresaron a tramitación 10

proyectos de centrales generadoras de energía mayores a 3 MW por un total de 86,8 MW, siendo no admitidos a tramitación

1 proyecto por 9 MW; en este mes no se aprobaron proyectos de generación.



Capacidad instalada

Al mes de septiembre 2017, el Sistema Interconectado Central (SIC) posee una potencia instalada de generación de 17.666,7

MW. Por su parte el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) posee 5.367,7 MW y es en un 91,8% de origen térmico

en base a combustibles fósiles como carbón, gas y petróleo. En conjunto ambos sistemas poseen 23.034,4 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%).

SIC Capacidad [MW]

Renovable 9.885,0

■ Hidro. Embalse 3.402,0

■ Hidro. Pasada 3.316,4

■ Biomasa 485,6

■ Eólico 1.463,3

■ Solar 1.217,7

No Renovable 7.781,7

■ Gas Natural 2.513,9

■ Carbón 2.494,0

■ Derivados Petróleo 2.773,8

Total 17.666,7

SING Capacidad [MW]

Renovable 437,6

■ Hidro. Pasada 10,9

■ Cogeneración 17,5

■ Eólico 90,0

■ Solar 319,2



■ Carbón 2.667,7

■ Fuel Oil 110,5

■ Diesel 174,7

■ Diesel + Fuel Oil 40,8

Total 5.367,7

SIC + SING Capacidad [MW]

Renovable 10.322,6

■ Embalse 3.402,0

■ Pasada 3.327,3

■ Biomasa 485,6

■ Cogeneración 17,5

■ Eólico 1.553,3

■ Solar 1.536,9



■ Carbón 5.161,7

■ Derivados Petróleo 3.099,8

Total 23.034,4

19,3%

18,8%

2,7%8,3%

6,9%14,2%

14,1%

15,70%

0,2% 0,3%1,7% 5,9%

36,1%

49,7%

2,1%3,26% 0,8%

14,8%

14,4%

2,1%

0,1%

6,7%

6,7%

19,3%

22,41%

13,5%



Centrales de generación en pruebas

En el mes de septiembre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SIC son las siguientes:

En el mes de septiembre 2017, las centrales que se encuentran en pruebas en el SING son las siguientes:

Centrales en Pruebas SIC

Central Tipo Potencia [MW]

Embalse Ancoa Hidro Pasada 27,0

Solar El Pelícano Solar 100,3

El Roble PMGD Solar 9,0

La Quinta Solar PMGD Solar 2,9

PFV Panquehue II PMGD Solar 6,0

El Queltehue PMGD Solar 3,0

Valle de la Luna II PMGD Solar 3,0

Parque Fotovoltaico Homero PMGD Solar 3,0

San Francisco Solar PMGD Solar 3,0

La Montaña 2 PMGD Hídrico 1,9

Dos Valles PMG Hídrico 3,0

PMGD Melo PMGD Hídrico 3,1

PMGD Caliboro PMGD Hídrico 1,5

PMGD Santa Isabel PMGD Hídrico 1,5

PMGD Chanleufu II PMGD Hídrico 8,4

Doña Carmen Solar 34,9

PMGD La Viña - Alto la Viña PMGD Hídrico 0,6

PMGD La Bifurcada PMGD Hídrico 0,2

Solar Antay Solar 13,0

La Mina Hídrico 40,0

PMGD Chile Generación (Mostos del Pacífico)

PMGD Térmico 1,5

PMGD Lepanto PMGD Térmico 2,5

PMGD Cintac PMGD Solar 2,8

Río Colorado Hídrico 15,0

PMGD El Canelo II PMGD Térmico 3,0

PMGD Hidroriñinahue PMGD Hídrico 1,0

PMGD Los Pinos (Etapa I) PMGD Biogás 3,0

PMGD Piutel PMGD Hídrico 0,8

PMGD Cuz Cuz PMGD Solar 3,0

PMGD Molina PMGD Térmico 1,0

PMGD Viña Tarapacá PMGD Hídrico 0,3

PMGD Altos del Paico PMGD Solar 2,1

Panguipulli PMGD PMGD Hídrico 0,4 PE Lebu (Ampliación II) PMG Eólico 3,5 El Pilar - Los Amarillos PMG Solar 3,0 Loma Los Colorados PMG Solar 1,1

Alto Renaico PMG Hídrico pasada

1,5

Total 310,5

Centrales en Pruebas SING

Central Tipo Potencia [MW]

Cerro Pabellón G2A Geotérmica 27,5

Cerro Pabellón G1A Geotérmica 27,5

Uribe Solar Solar 52,8

Cerro Dominador PV Solar 99,1

Parque Eólico Sierra Gorda

Este

Eólica 112,0

FV Bolero Solar 146,6

La Huayca II Solar 25,1

Solar El Águila I Solar 2,0

Total 492,6

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional



Centrales de generación en construcción

De acuerdo a la Unidad de Gestión de Proyectos (UGP), del Ministerio de Energía, a septiembre 2017 se encuentran en

construcción 2.350 MW (43 centrales), de los cuales 34,8% corresponde a centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 20

MW, un 19,5% a centrales termoeléctricas, y el restante 45,7% a centrales de tipo ERNC (solar: 40,0%; eólico: 51,9%; MiniHidro:

8,0%; Otras: 0,1%).

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

#Nombre

CentralTitular

Categoria

Grafico

Capacidad

Neta MW

Fecha

Estimada

Operación

Región Comuna SistemaInversión

($US MM)

1 Chimbarongo Grenergy Solar 3 Oct/2017 VI Chimbarongo SIC 5

2 Canal Letelier Cepia Hidro 0.01 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2

3 Las Monjas I Cepia Hidro 0.002 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2

4 Las Monjas II Cepia Hidro 0.002 Oct/2017 VII Linares SIC 0.2

5 Minicentral Pedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 2.1 Oct/2017 IX Villarrica SIC 6

6 Minicentral de pasada Santa Elena CH Sanata Elena S.A. Hidro 2.7 Oct/2017 IX Cunco SIC 10

7 El Arrayan Hidroeléctrica Arrayan Spa. Hidro 1.2 Oct/2017 RM Lo Barnechea SIC 4

8 Camar Comunidad Atacameña Camar Hidro 0.004 Oct/2017 II San Pedro de Atacama SIC 0.4

9 Campesino Biogas AASA Energía Otros ERNC 1 Oct/2017 RM Melipilla SIC 1.4

10 Sistema fotovoltaico - Vivero CONAF CONAF Solar 0,8 Nov/2017 XII Punta Arenas SEM 0,22

11 Francisco Grenergy Solar 3 Nov/2017 VI Mostazal SIC 6

12 Minicentral Pichipedregoso Nikolaus Reisky Von Dubnitz Hidro 0.9 Nov/2017 IX Villarrica SIC 5

13 Convento Viejo Besalco-Brotec-Belfi Hidro 16 Nov/2017 VI Chimbarongo SIC 25

14 La Frontera Grenergy Solar 4.8 Nov/2017 VI Lolol SIC 5.5

15 Parque Eólico Cabo Leones Ibereólica Eólica 116 Dec/2017 III Freirina SIC 240

16 Santiago Solar AME Solar 115 Dec/2017 RM Til Til SIC 165

17 Puerto Gaviota Municipalidad de Cisnes Hidro 0.1 Dec/2017 XI Puerto Cisnes Aysen 1.2

18 Cogeneradora Aconcagua Enap Térmica 77 Dec/2017 V Concón SIC 200

19 Concón Lipigas Térmica 6 Dec/2017 V Concón SIC 5

20 DAS S-Energy Solar 8 Dec/2017 III Diego de Almagro SIC 15

21 La Manga Ingetec Chile Solar 2.3 Jan/2018 RM San Pedro SIC 5

22 CH Cumbres Cumbres S.A Hidro 19 Feb/2018 XIV Rio Bueno SIC 50

23 CH Palmar Hidroeléctrica Palmar S.A. Hidro 13 Feb/2018 X Puyehue SIC 55

24 CH de Pasada El Pinar Aaktei Energia SPA Hidro 12 Mar/2018 VIII Yungay-Tucapel SIC 23

25 CH de Pasada Truful Forestal Neltume Carranco S.A. Hidro 3.2 Mar/2018 XIV Panguipulli SIC 18

26 Cernícalo OEnergy Solar 3 Apr/2018 VIII Hualpén SIC 5.0

27 Gorriones OEnergy Solar 3 Apr/2018 VII Retiro SIC 5.0

28 Punta Sierra Pacific Hydro Eólica 80 Aug/2018 IV Ovalle SIC 140

29 Parque Eólico Aurora AELA Eólica 192 Sep/2018 X Llanquihue SIC 40030 Sarco Mainstream Renewable Power Eólica 170 Dec/2018 III Freirina SIC 354.031 Central Hidroeléctrica Los Cóndores Endesa Hidro 150 Dec/2018 VII San Clemente SIC 66032 Pequeña CH de Pasada Blanco * Aaktei Energia SPA Hidro 2.5 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 933 Minicentral El Rescate * Guido Rietta Hidro 2.9 Dec/2018 VIII Alto Bío Bío SIC 734 Central Hidroeléctrica Pangui * RP Global Hidro 9 Dec/2018 IX Curarrehue SIC 2135 MC Picoltue Bajo* Energía Cordillera (Beagle Energy) Hidro 1.1 Dec/2018 VIII Mulchen SIC 3

36 Alto Maipo - Central Las Lajas AES Gener Hidro 267 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,307

Alto Maipo - Central Alfalfal II AES Gener Hidro 264 Jun/2019 RM San José de Maipo SIC 1,293

37 Hornopirén Nanogenera SpA Hidro 0.3 Dec/2019 X Hualaihué SIC 3

38 Hidroñuble* Eléctrica Puntilla Hidro 136 Jul/2022 VIII San Fabián de Alico SIC 350

39 PV Solar Cerro Dominador (ex-Atacama I) E2 EIG Solar 38 Jan/2018 II Maria Elena SING 101

40 Infraestructura Energética Mejillones U1 ENGIE (Ex E-CL) Térmica 375 Jun/2018 II Mejillones SING 1,100

41 Huatacondo Sojitz – Austrian Solar Solar 100 Jul/2018 I Pozo Almonte SING 150

42 Arica I Skysolar Group Solar 40 Oct/2018 XV Arica SING 50

43 Concentracion Solar Cerro Dominador EIG Solar 110 Dec/2018 II Maria Elena SING 1,147

* Proyectos en Stand By luego de haber iniciado construcción 2,350 7,952

CENTRALES EN CONSTRUCCION UGP - SEPTIEMBRE 2017

Fuente: Proyectos en Construcción e Ingresados a SEIA a septiembre 2017, Unidad de Gestión de Proyectos, Ministerio de Energía de Chile

Nuevos proyectos ingresados a la despensa este mes.



Demanda máxima y mínima

En el mes de septiembre 2017, la demanda bruta máxima horaria del SIC alcanzó los 7.697,1 MW, siendo un 1,8% menor que

la máxima demanda registrada en el mes anterior. Además, es un 6,1% superior a la registrada en el mismo mes de 2016.

La demanda mínima registrada del SIC ese mismo mes alcanzó los 4.401,3 MW, siendo un 6,3% menor que la demanda

mínima registrada en el mes anterior. Además, es un 1,4% superior a la registrada en el mismo mes de 2016.

Gráfico 1: Demanda máxima y mínima SIC, últimos 13 meses

De igual forma, en el mes de septiembre 2017 la demanda bruta máxima horaria del SING alcanzó los 2.577,0 MW, siendo un

1,6% mayor que la demanda máxima registrada el mes anterior. Además, es un 4,7% superior a la registrada en el mismo mes

de 2016.

Por otro lado, la demanda mínima registrada del SING alcanzó los 1.988,2 MW, siendo un 1,0% mayor que la demanda mínima

registrada en el mes anterior. Además, es un 4,5% superior que la registrada en el mismo mes de 2016.

Gráfico 2: Demanda máxima y mínima SING, últimos 13 meses



ago-17 sept-16

Máxima 8.056,7 7.697,1 -1,8% 6,1%

Mínima 4.131,1 4.401,3 -6,3% 1,4%

∆% mes

Demanda SIC [MW]

Anual

2017sept-17

ago-17 sept-16

Máxima 2.577,0 2.577,0 1,6% 4,7%

Mínima 1.514,4 1.988,2 1,0% 4,5%

Anual

2017sept-17

∆% mes

Demanda SING [MW]



Generación bruta

La generación bruta del SIC durante el mes de septiembre 2017 alcanzó los 4.335 GWh, lo que representa una disminución

del 8,6% respecto al mes anterior y un 2,5% más respecto al mismo mes del año 2016.

Gráfico 3: Generación bruta SIC por fuente, últimos 13 meses

En septiembre la generación en el SIC provino en un 50,4% de fuentes renovables y el 49,6% restante de centrales térmicas.

La generación bruta del SING durante el mes de septiembre 2017 alcanzó los 1.656 GWh, lo que representa una disminución

del 2,7% respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto al mismo mes del año 2016.

Gráfico 4: Generación bruta SING por fuente, últimos 13 meses

En septiembre la generación en el SING provino en un 86,9% de centrales térmicas.



ago-17 sept-16

Renovable 1.311 216 -2,5% 72,4%

Hídrico 54 5 9,4% -13,1%

Eólico 404 52 -4,1% 148,8%

Solar 958 154 9,6% 78,7%

Geotermica 40 5 -51,7% --

Térmica 12.558 1.440 -3,5% -4,3%

Total 13.869 1.656 -2,7% 2,4%

Generación Bruta SING [GWh]

FuenteAcumulado

2017sept-17

∆% mes

ago-17 sept-16

Renovable 14.562 2.184 -6,7% 6,7%

Hídrico 13.604 1.541 -8,6% 4,4%

Biomasa 1.965 168 -24,5% -25,4%

Eólico 2.163 275 8,8% 64,0%

Solar 1.628 200 10,8% 11,7%

Térmica 17.624 2.150 -10,5% -1,5%

Total 32.186 4.335 -8,6% 2,5%

Generación bruta SIC [GWh]

Acumulado

2017sept-17

∆% mesFuente



En conjunto el SIC y el SING durante septiembre 2017 tuvieron una generación de 5.991 GWh de energía lo que representa

una disminución del 7,1% respecto al mes anterior y un 2,4% más respecto al mismo mes del año pasado.

Gráfico 5: Generación bruta Total (SIC+SING) por fuente, últimos 13 meses

En septiembre, considerando ambos sistemas eléctricos en conjunto, la generación provino en un 40,1% de fuentes

renovables. La hidroelectricidad aportó con el 25,8% de la generación total.

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 septiembre 2017, que

concentran en conjunto más del 80% de la generación total

del sistema.

SIC

Empresa Generación bruta [GWh]

Participación [%]

Colbún 1.078 25%

Endesa 635 15%

AES Gener 470 11%

Guacolda 283 7%

San Isidro 271 6%

Pehuenche 197 5%

Sociedad Eléctrica Santiago 188 4%

Pangue 107 2%

Arauco BioeEnergía 58 1%

Parque Eólico San Juan 55 1%

Petropower 41 1%

Ibener 35 1%

Eólica Talinay 35 1%

Total 3.452 80%

Análogamente para el SING, se indican a continuación los

porcentajes de participación de las empresas que

concentran en conjunto más del 80% de la generación del

sistema.

SING

Empresa Generación bruta

[GWh] Participación

[%]

E-CL 383 23%

Angamos 286 17%

COCHRANE 279 17%

Norgener 168 10%

TAMAKAYA ENERGÍA 106 6%

Andina 87 5%

Celta 64 4%

Total 1.373 83%



ago-17 sept-16

Renovable 20.817 2.401 -5,9% 11,1%

Hídrico 13.659 1.547 -8,5% 4,4%

Biomasa 1.965 168 -24,5% -25,4%

Eólico 2.567 327 6,5% 73,4%

Solar 2.586 354 10,3% 33,5%

Geotermica 40 5 -51,7% --

Térmica 34.521 3.590 -12,5% -2,6%

Total 55.338 5.991 -7,1% 2,4%

Generación bruta SIC + SING [GWh]

FuenteAcumulado

2017sept-17

∆% mes



Ventas a clientes

Durante el mes de septiembre 2017, las ventas de energía del SIC alcanzan los 4.070 GWh, un 8,5% menor que las ventas

efectuadas el mes anterior y 2,2% más que las del mismo mes de 2016.

Gráfico 6: Ventas de energía a clientes SIC, últimos 13 meses

Así mismo, en septiembre 2017 las ventas de energía del SING alcanzan los 1.455 GWh, un 2,0% menos que las ventas

efectuadas el mes anterior y un 0,9% más que las efectuadas el mismo mes de 2016.

Gráfico 7: Ventas de energía a clientes SING, últimos 13 meses

En conjunto el SIC y el SING presentan una disminucipon de 6,9% respecto al mes anterior en las ventas de energía a clientes

y un aumento del 1,8% respecto al mismo mes de 2016. Del total de ventas entre el SIC y el SING, el 73,7% se realizaron en

el SIC, y el 26,3% restante en el SING.

ago-17 sept-16

Regulados 27.046 2.672 -8,9% -9,1%

Libres 24.147 2.853 -4,9% 14,8%

Total 51.193 5.525 -6,9% 1,8%

Ventas SIC + SING [GWh]

Tipo

cliente

Acumulado

2017sept-17

∆% mes



ago-17 sept-16

Regulados 25.542 2.504 -9,1% -10,2%

Libres 13.116 1.566 -7,4% 31,1%

Total 38.658 4.070 -8,5% 2,2%

Ventas SIC [GWh]

Tipo

cliente

Acumulado

2017sept-17

∆% mes

ago-17 sept-16

Regulados 1.505 169 -5,9% 11,4%

Libres 11.031 1.286 -1,5% -0,3%

Total 12.535 1.455 -2,0% 0,9%

Ventas SING [GWh]

Tipo

cliente

Acumulado

2017sept-17

∆% mes



Cumpliento de la Ley de Energías Renovables No Convencionales

Generación ERNC

Se presenta el balance mensual de inyecciones y obligaciones de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de

acuerdo a la ley, actualizado al mes de agosto 2017, comparando la Inyección Reconocida por tecnología (gráfico de barras)

y la obligación que impone la Ley (gráfico en línea continua).

Gráfico 8: Inyección Reconocida para Acreditación y Obligación ERNC, últimos 13 meses

(*) Para el 2017 la Ley 20.257 establece una obligación de ERNC de 6,5% sobre los retiros de energía afectos a esta Ley y, por su lado, la Ley 20.698

establece una obligación de ERNC de 9,0% sobre los retiros de energía afectos a ella.

jul-17 ago-16

Afecta a la Obligación 33.817,00 4.401,83 -1,9% 8,2%

Obligación Ley ERNC 2.391,56 313,20

Inyección Reconocida 6.802,12 959,01 4,8% 24,3%

∆% mes

ERNC

Acumulado 2017 ago-17Energía ERNC [GWh]




Capacidad Instalada de Energías Renovable No Convencionales

ERNC en operación [MW] (*) agosto 2017

Biomasa 463

Eólica 1.305 Mini-hidro 450 Solar 1.748 Geotermia 24

Total 3.990

Al mes de septiembre 2017 el conjunto de empresas pertenecientes a la Asociación Gremial de Generadoras posee una

capacidad instalada de 729,7 MW de energía renovable, sin considerar centrales hidroeléctricas de capacidad instalada

superior a 40 MW, de los cuales 441,1 MW corresponden a ERNC según la Ley. Se presenta a continuación el listado de estas

centrales y su empresa asociada (ya sea directamente o a través de alguna de sus filiales), clasificándolas por tecnología y

por tipo: “ERNC”, si lo son de acuerdo a la Ley; o “Renovable”, si cumplen con las condiciones necesarias pero fueron

instaladas antes del 1 de enero de 2007. Para el caso de las minihidro se muestran aquellas cuya potencia instalada es hasta

40 MW.

Fuente: Elaboración propia a partir de reporte ERNC de la CNE septiembre 2017

(*) Considera sólo proyectos entregados a explotación comercial.

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

Empresa Central Tecnología

Potencia

Bruta

[MW]

Tipo

Laja U1 Biomasa 8,7 Renovable

Laja U2 Biomasa 3,9 ERNC

Volcán Minihidro 13 Renovable

Maitenes Minihidro > 20 MW 31 Renovable

Andes Solar Solar FV 20 ERNC

Juncalito Minihidro 1,5 Renovable

Juncal Minihidro 29,2 Renovable

San Clemente Minihidro 5,4 ERNC

Carena Minihidro 9,8 Renovable

Chiburgo Minihidro 19,4 ERNC

Chacabuquito Minihidro > 20 MW 25,6 Renovable

San Ignacio Minihidro > 20 MW 37 Renovable

Los Quilos Minihidro > 20 MW 39,9 Renovable

La Mina Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Canela I Eólica 18,2 ERNC

Canela II Eólica 60 ERNC

Loma Alta Minihidro > 20 MW 40 Renovable

Palmucho Minihidro > 20 MW 34 ERNC

Ojos de Agua Minihidro 9 ERNC

Sauzalito Minihidro 12 Renovable

Los Molles Minihidro 18 Renovable

Monte Redondo Eólica 48 ERNC

Chapiquiña Minihidro 10,9 Renovable

El Águila Solar FV 2 ERNC

Laja I Minihidro 34,4 ERNC

Pampa Canmarones Solar FV 6,2 ERNC

Pacific Hydro Coya Pasada 12 Renovable

EDF Chile FV Bolero Solar FV 146,6 ERNC

AES Gener

Colbún

Enel Generación

Engie



Costo marginal

El costo marginal correponde al costo variable de la unidad más cara de generación operando en una hora determinada. En

este caso se utilizó como referencia la barra Quillota 200 kV para el SIC por el ser el centro de carga del sistema y la barra

Crucero 200 kV para el SING por el mismo motivo. El valor entregado para cada sistema corresponde al promedio mensual

de los costos marginales horarios. El costo marginal presentado a nivel nacional es el promedio ponderado de los costos

marginales de cada sistema utilizando como ponderador la energía generada mensual respectiva. En el caso del SING los

costos marginales son entregados en $/kWh por lo que se utilizaron los promedios mensuales del dólar observado para

transformar la unidad a US$/MWh.

Gráfico 9: Costo marginal promedio mensual del SIC y del SING, últimos 13 meses

Precio Medio de Mercado

El Precio Medio de Mercado (PMM) de cada sistema se determina con los precios medios de los contratos informados por las

empresas generadoras a la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondientes a una ventana de cuatro meses, que

finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del PMM. El valor presentado para cada sistema es calculado como el

promedio ponderado de los PMM mensuales utilizando como ponderadores la energía generada mensual respectiva. De igual

manera que el costo marginal del SING, se utilizó el promedio mensual del dólar observado para transformar las unidades de

$/kWh a US$/MWh.

Gráfico 10: Precio Medio de Mercado del SIC y del SING, últimos 13 meses

Fuente: CNE


ago-17 sept-16

SIC 63,3 50,2 -24,0% 0,5%

SING 63,3 48,5 1,3% -24,2%

Promedio 38,8 36,3 -40,7% -32,5%

SistemaPromedio

2017sept-17

∆% mes

Costo marginal [US$/MWh]

ago-17 sept-16

SIC 95,1 101,0 4,2% 6,0%

SING 87,0 92,6 2,5% 17,4%

Promedio 58,3 73,2 -23,1% -19,4%

SistemaPromedio

2017sept-17

∆% mes

Precio Medio de Mercado [US$/MWh]



Evolución de precios

Se presentan a continuación los gráficos de la evolución del Costo Marginal, el Precio Medio de Mercado y el Precio de Nudo

de Corto Plazo (fijaciones semestrales de la CNE en abril y octubre) por sistema SIC y SING.

Gráfico 11: Evolución de Precios SIC

Gráfico 12: Evolución de Precios SING

0

50

100

150

200

250

300

350

US

$/M

Wh

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado

0

50

100

150

200

250

300

350

US

$/M

Wh

Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado



Índices de precio de combustibles

La gráfica a continuación muestra, a septiembre 2017, los precios de los combustibles utilizados por la CNE para el cálculo

del Precio de Nudo de Largo Plazo junto con la evolución de los Precios Medios de Mercado (PMM) de cada sistema eléctrico,

normalizando los valores al mes de enero 2007.

Gráfico 13: Índices de precio de combustibles

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

PMM SIC PMM SING Crudo Brent DTD

Gas Natural Henry Hub Carbón Térmico Petróleo Diesel Grado B

Fuente: CNE



Pronóstico de deshielos

Para el período Octubre 2017 – Marzo 2018, en el SIC se estima una probabilidad de excedencia promedio para deshielos del

78%. Para los próximos meses, se indica, en base al Segundo Pronóstico de Deshielos (Fines de Septiembre de 2017), la

estimación de caudales afluentes a los embalses más relevantes del sistema:

Tabla 1 Probabilidades de Excedencia Estimadas Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018

Prob. Excedencia

Estimada

Punto a considerar PExced.

Oct 17-mar 2018

c2. Afluente a 0,86 Embalse C.Rapel

(S/Teno)

e1. Afluentes 0,77 Laguna Maule

f1. Afluentes 0,68 L.Laja (RN) (S/Alto

Polcura)

g1. Afluentes 0,82 Embalse Ralco

Gráfico 13: Caudales Reales y Esperados Periodo de Deshielo Año Hidrológico 2017-2018




Proyectos de generación en el SEIA

Se presenta a continuación el recuento, en potencia (MW), de los proyectos de generación de energía eléctrica ingresados al

Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), admitidos y no admitivos, y de los proyectos aprobados durante el mes

de septiembre 2017.

Acumulado 2017 septiembre - 17

MW Ingresados MW Aprobados MW Ingresados MW

Admitidos MW

No Admitidos MW Aprobados

SIC 716,4 1.905,9 86,8 77,8 9,0 0,0

SING 6.644,1 1.891,7 0,0 0,0 0,0 0,0

Total 7.360,5 3.797,6 (*) 86,8 77,8 9,0 0,0

(*) 9 MW Corresponden al Sistema Interconectado Magallanes

Durante el mes de septiembre 2017 no se aprobaron proyectos de generación.

En el mismo mes de septiembre 2017 se registró 1 proyecto No Admitido a Tramitación.

Proyecto Inversión [MMUS$] Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso

Parque Fotovoltaico Anakena 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

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

Proyecto Inversión [MMUS$]

Potencia [MW] Fuente Sistema Fecha ingreso

“Central Hidroeléctrica de Pasada El Brujo”

25,5 11,0 Pasada SIC 26/09/2017

Parque Fotovoltaico Tamarama 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

Parque Fotovoltaico Litre del Verano 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

Planta Fotovoltaica Rinconada 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

Parque Fotovoltaico Nueva Gales 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

PLANTA FOTOVOLTAICA PARAGUAY 13,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2017

PLANTA FOTOVOLTAICO LO MIRANDA 8,2 9,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017

Planta Fotovoltaica El Melón 7,8 8,0 Fotovoltaico SIC 21/09/2017

Central de Respaldo RASO 1 1,5 5,8 Diésel-Gas SIC 20/09/2017

Planta Bio Energía Los Pinos 15,0 6,2 Biomasa SIC 24/08/2017

Planta Fotovoltaica Punitaqui 11,0 9,0 Fotovoltaica SIC 23/08/2017

Fotovoltaica del Desierto 14,0 9,0 Fotovoltaica SING 23/08/2017

PROYECTO TERMOSOLAR BUNDANG-GU POZO ALMONTE

4500,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/08/2017

Proyecto Solar fotovoltaico Ciprés 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017

Proyecto Solar fotovoltaico Granada 12,3 9,0 Fotovoltaico SIC 21/07/2017

Termosolar Bundang-gu Calama 4000,0 1000,0 Termosolar - Fotovoltaico SING 21/07/2017

Proyecto ERNC Loa 495,0 412,5 Fotovoltaico-Eólica SING 21/07/2017

Minihidro El Médano 18,0 6,6 Pasada SIC 21/07/2017

Autogeneración eléctrica Terminal GNL Mejillones

0,0 5,3 Gas SING 20/07/2017

Planta Fotovoltaica Placilla 8,8 9,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017


http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2132724336
























Planta Fotovoltaica Rovian 6,9 7,0 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017

Planta Fotovoltaica Doñihue 7,4 7,5 Fotovoltaivo SIC 18/07/2017

Proyecto Fotovoltaico Libertadores 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/06/2017

Proyecto Fotovoltaico La Blanquina 12,0 9,0 Fotovoltaico SIC 21/06/2017

Proyecto Electro Solar Tamarugal 4500,0 1000,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 22/05/2017

Proyecto Fotoelectricidad El Loa 6500,0 1100,0 Fotovoltaico-Termosolar SING 19/05/2017

Parque Fotovoltaico Pepa del Verano 25,8 18,0 Fotovoltaico SIC 21/04/2017

Parque Eólico Cabo Leones III 181,7 173,3 Eólica SIC 06/04/2017

Proyecto Hidroeléctrico El Mañío (Reingreso) 15,5 7,2 Pasada SIC 22/03/2017

Parque Fotovoltaico Verano de San Juan 22,5 18,0 Fotovoltaico SING 24/01/2017

Planta Fotovoltaica Guadalupe 8,0 5,6 Fotovoltaico SIC 23/01/2017

Proyecto Parque Solar Tricahue 9,0 9,0 Fotovoltaico SIC 20/01/2017

Planta Generadora Tapihue II 3,5 6,4 Gas SIC 23/12/2016

Planta Fotovoltaica Los Libertadores 14,5 9,0 Fotovoltaico SIC 21/11/2016

Central a Gas Natural Las Arcillas 400,0 480,0 Gas SIC 03/10/2016

Central Hidroeléctrica del Río Chaica” 15,0 7,3 Pasada SIC 23/09/2016

Parque Fotovoltaico Santa Isabel 600,0 408,0 Fotovoltaico SING 22/09/2016

Parque Fotovoltaico El Litre 15,0 9,0 Fotovoltaico SIC 22/09/2016

Parque Eólico Buenaventura 56,0 28,0 Eólico SIC 21/09/2016

Proyecto Fotovoltaico “Aurora del Huasco” 83,0 38,0 Fotovoltaico SIC 24/08/2016

Planta Bioenergía Ñuble 44,1 20,5 Biomasa SIC 23/08/2016

Parque Solar Fotovoltaico El Laurel 12,8 9,0 Fotovoltaico SIC 22/08/2016

Planta Solar Fotovoltaica Libertad I y II 150,0 116,0 Fotovoltaico SIC 11/08/2016

Parque Fotovoltaico Sol de Vallenar 620,0 308,7 Fotovoltaico SIC 25/07/2016

Parque Fotovoltaico Granja Solar 200,0 100,0 Fotovoltaico SING 21/07/2016

Andes Lng 650,0 540,0 Gas SIC 21/07/2016

Ampliación Minicentral Hidroeléctrica Las Flores

2,6 2,1 Pasada SIC 20/07/2016

Proyecto Hidroeléctrico Alazán 30,0 11,5 Pasada SIC 19/07/2016

Planta Fotovoltaica Santa Rosa 18,0 9,0 Fotovoltaico SIC 13/07/2016

Parque Solar Fotovoltaico Nuevo Futuro 200,0 144,0 Eólica SIC 06/07/2016

Ampliación Central Térmica Los Guindos 180,0 272,0 Gas-diesel SIC 05/07/2016

Parque Eólico Puelche Sur 260,0 153,0 Eólica SIC 04/07/2016

Parque Eólico Tolpán Sur 200,0 140,4 Eólica SIC 21/06/2016

Parque Eólico Las Viñas 117,0 58,7 Eólica SIC 21/06/2016

Parque Eólico Los Cerrillos 67,0 51,8 Eólica SIC 20/06/2016

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

Central de Ciclo Combinado Tierra Noble 400,0 600,0 Gas SIC 26/05/2016

Parque Eólico Piedra Amarilla 118,0 69,3 Eólica SIC 20/05/2016

Planta Fotovoltaica Jahuel 9 MW 16,2 9,0 Fotovoltaico SIC 23/03/2016

Parque Solar Samantha 160,0 81,0 Fotovoltaico SIC 24/02/2016

Parque Eólico Lomas de Duqueco 200,0 58,8 Eólica SIC 22/02/2016

Proyecto Llanta Norte 2 90,0 68,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Proyecto Llanta Norte 1 45,0 34,0 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Parque Solar Pirita 161,7 97,7 Fotovoltaico SIC 22/02/2016

Proyecto Diego de Almagro Sur 2 86,0 66,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016

Proyecto Diego de Almagro Sur 1 83,2 64,0 Fotovoltaico SIC 19/02/2016

Parque Eólico Calbuco 76,5 42,5 Eólica SIC 08/02/2016

Parque Eólico Cancura 71,0 39,6 Eólica SIC 22/01/2016






http://seia.sea.gob.cl/expediente/expediente.php?id_expediente=2132358277&modo=ficha














































Parque Eólico Vergara 65,0 36,3 Eólica SIC 22/01/2016

Estudio de Impacto Ambiental “Parque Eólico Pililín”

110,0 51,0 Eólica SIC 15/01/2016

Central Nueva ERA 680,0 510,0 Gas SIC 28/12/2015

Parque Solar El Tapial 400,0 195,0 Fotovoltaico SIC 23/10/2015

Proyecto Solar Fotovoltaico Sol del Pacifico 0,0 60,0 Fotovoltaico SIC 19/06/2015

Central Fotovoltaica Inca de Varas II 130,0 95,0 Fotovoltaico SIC 25/02/2015

Central Hidroeléctrica de Pasada El Rincón 24,0 11,0 Pasada SIC 23/12/2013

Central Hidroeléctrica Los Aromos 91,1 19,9 Pasada SIC 23/12/2013

Proyecto Hidroeléctrico de Pasada Agua Viva 70,0 31,0 Pasada SIC 23/12/2013

Pequeña Central Hidroeléctrica de Pasada Halcones

24,0 12,0 Pasada SIC 09/12/2013

Central Termoeléctrica Ttanti 1300,0 1290,0 Gas Natural SING 22/11/2013

Parque Eólico Cateao 224,0 100,0 Eólica SIC 27/05/2013

Fuente: SEIA















http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?id_expediente=8192018&idExpediente=8192018&modo=ficha


Cuadro Resumen Septiembre 2017

SIC SING Total

Parque generador (septiembre)

Capacidad instalada [MW] 17.666,7 5.367,7 23.034,4

Térmico [MW] 8.267,3 4.947,6 13.214,9

Hídrico [MW] 6.718,4 10,9 6.729,3

Eólico [MW] 1.463,3 90,0 1.553,3

Solar [MW] 1.217,7 319,2 1.536,9

Demanda máxima [MW] 7.697,1 2.577,0 -

Demanda mínima [MW] 4.401,3 1.988,2 -

Margen de reserva teórico [%] 130% 108% -

Producción de energía (septiembre)

Generación bruta [GWh] 4.335 1.656 5.991

Térmico [GWh] 2.150 1.440 3.590

Hídrico [GWh] 1.541 5 1.547

Biomasa [GWh] 168 - 168

Eólico [GWh] 275 52 327

Solar [GWh] 200 154 354

Geotérmica [GWh] - 5 5

Participación de generadores (por GWh) 13G > 80% 7G > 80% -

Ventas a clientes [GWh] (septiembre) 4.070 1.455 5.525

Regulados [GWh] 2.504 169 2.672

Libres [GWh] 1.566 1.286 2.853

Dif. entre generación y ventas [%] (septiembre) 6,1% 12,2% 7,8%

Energías Renovables No Convencionales (agosto)

Afecta a la Obligación [GWh] - - 4.401,8

Obligación Ley 20.257 y Ley 20.698 [GWh] - - 313,2

Inyección Reconocida [GWh] - - 959,0

Precio de la energía (septiembre)

Costo marginal [US$/MWh] 50,2 48,5 36,3

Precio Medio de Mercado [US$/MWh] 101,0 92,6 73,2

Proyectos de generación (septiembre)

Ingresados al SEA [MW] 86,8 0,0 86,8

Admitidos por el SEA [MW] 77,8 0,0 77,8

No Admitidos por el SEA [MW] 9,0 0,0 9,0

Aprobados por el SEA [MW] 0,0 0,0 0,0



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.”


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Boletín del Mercado Eléctrico Sector Generaciónbiblioteca.olade.org/opac-tmpl/Documentos/hm000670.pdf · multidisciplinarios, mesas técnicas de trabajo y/o consultas públicas,