trabajo impacto de la ley de ernc en chile anÁlisis de...

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA MAGISTER EN INGENIERIA DE LA ENERGIA

IEN 3320 MERCADOS ENERGÉTICOS

TRABAJO

IMPACTO DE LA LEY DE ERNC EN CHILE ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS Y AVANCES

CONCRETOS LOGRADOS

Profesor: Hugh Rudnick Van De Wyngard. Alumnos: Pablo Bückle Ignacio Maturana Fecha: 19 de Octubre de 2009

Impacto de la Ley de ERNC en Chile Trabajo de Investigación Curso Mercados Energéticos 19 de octubre de 2009 IEN-3320 – MIE-PUC

RESUMEN

Desde comienzos de los años 2000, motivados por la búsqueda de energías limpias que reduzcan el impacto en el cambio climático y por la necesidad de diversificar la matriz energética chilena, especialmente después de la crisis de suministro del Gas argentino en 2004, se han venido impulsando las formas de energía renovables no convencionales. En este contexto es de especial relevancia la Ley 20.257, publicada en abril de 2008, que exige que un 5% de la generación eléctrica provenga de ERNC en los años 2010 a 2014 y de ahí en adelante aumenta progresivamente la exigencia, hasta llegar a un 10% en el año 2024. En este trabajo se analizan los impactos de ésta y otras leyes de fomento a las ERNC.

Como resultado del trabajo, se determinó que la Ley fue un verdadero impulso a los proyectos de ERNC, especialmente en centrales Minihidráulicas y Eólicas, notándose un aumento notable en los proyectos de este tipo a contar del año 2008, mismo en que se publica la Ley.

Con las proyecciones de demanda y los proyectos de ERNC en construcción y proyectados por la CNE, se concluye que se cumplirá con la meta de un 5% en el año 2010 y se alcanzará el 10% de la generación con ERNC al año 2018, 6 años antes que la exigencia de la Ley.


TABLA DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN....................................................................................................................1

2. LEYES DE FOMENTO A LAS ERNC EN CHILE................................................................1 2.1 Ley 19.657 de 2000, SOBRE CONCESIONES DE ENERGIA GEOTERMICA..........................................1 2.2 Ley 19.940 de 2004 “Ley Corta I”..................................................................................................................2 2.3 Decreto Supremo N° 244, enero 2006. ...........................................................................................................2 2.4 Ley Nº 20.257, abril 2008. ..............................................................................................................................2

3. ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA LEY 20.257...................................................................2 3.1 Alcances de la Ley: .........................................................................................................................................2 3.2 Definición de ERNC: ......................................................................................................................................2 3.3 Generación con ERNC:...................................................................................................................................3 3.4 Acreditación de inyecciones del año anterior y postergación de inyecciones para el año siguiente: ..............3 3.5 Transferencia de inyecciones de ERNC entre empresas y sistemas:...............................................................3 3.6 Centrales habilitadas para aportar ERNC:.......................................................................................................3 3.7 Centrales Hidráulicas entre 20 y 40 MW: .......................................................................................................3 3.8 Contratos incluidos en la Meta de la Ley:.......................................................................................................4 3.9 Multas: ............................................................................................................................................................4

4. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA LEY, EN EL PERÍODO 2010 – 2018 ...4 4.1 Criterios para determinar la demanda afecta a la Ley 20.257. ........................................................................4 4.2 Proyección de Demanda eléctrica en el SIC: ..................................................................................................4 4.3 Proyección de Demanda eléctrica en el SING: ...............................................................................................5 4.4 Proyección de Demanda eléctrica base para la aplicación de la Ley 20.257 (SIC + SING): ..........................5 4.5 Proyección de demanda afecta a la Ley 20.257: .............................................................................................5 4.6 Estimación de la generación con ERNC y minihidráulica: .............................................................................6 4.7 Verificación cumplimiento Ley 20.257: .........................................................................................................6

5. IMPACTO DE LA LEY DE ERNC EN CHILE......................................................................7

6. ANALISIS DE PROYECTOS DE ERNC .............................................................................10 6.1 Fuentes de Información y consideraciones ...................................................................................................10 6.2 Impacto de la Ley en la cantidad de Proyectos presentados..........................................................................10 6.3 Potencia inyectada al sistema en base a proyectos de ERNC........................................................................14 6.4 Energía inyectada al sistema en base a proyectos de ERNC. ........................................................................15 6.5 Impacto de la ley en el nivel de Inversión de proyectos de ERNC ...............................................................17

7. ESTADO DE AVANCE DE PROYECTOS DE ERNC........................................................19 7.1 Consideraciones ............................................................................................................................................19 7.2 Entrada en operación de los diferentes Proyectos. ........................................................................................19

8. DESCRIPCION DE PROYECTOS Y EMPRESAS DESARROLLADORAS DE ERNC..21 8.1 Descripción de Proyectos de ERNC..............................................................................................................21 8.2 Empresas gestoras de Proyectos de ERNC ...................................................................................................25

9. CONCLUSIÓN ......................................................................................................................25

10. REFERENCIAS .....................................................................................................................26

ANEXO N° 1.................................................................................................................................27

GENERACIÓN ACTUAL Y PROYECTADA CON ERNC EN EL SIC Y EL SING................27


ANEXO N° 2.................................................................................................................................28

Comparación Programas de Obras en el SIC ................................................................................28

CNE 2004 - 2009...........................................................................................................................28

ANEXO N° 3.................................................................................................................................29

Listado de Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental...................................29

Capacidad e Inversión ...................................................................................................................29

ANEXO N° 4.................................................................................................................................30

Listado de Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental...................................30

Fechas de Avance e Inicio de Operación estimada .......................................................................30

Impacto de la Ley de ERNC en Chile Trabajo de Investigación Curso Mercados Energéticos 19 de octubre de 2009 IEN-3320 – MIE-PUC Pág. 1 de 26

1. INTRODUCCIÓN

Motivados por el inminente cambio climático y también como una forma de independizar la matriz energética del país, a comienzos de la década de 2000, se comenzó a desarrollar la idea de aprovechar las energías renovables, para las cuales Chile tiene condiciones únicas, pero desperdiciadas. La restricción en los envíos de Gas desde Argentina, que comenzaron el año 2004, junto a la inestabilidad en los precios del petróleo, fueron otros hitos importantes para impulsar las fuentes alternativas de energía, que permitieran diversificar la matriz energética chilena, haciéndola menos dependiente de suministros extranjeros.

En los primeros años de la década del 2000, las principales barreras que frenaban el desarrollo de las ERNC1, eran el alto costo de capital, la poca experiencia en su uso, la inexistencia de estímulos a la inversión, la incertidumbre de los mercados y la ausencia de un marco regulatorio específico para estas tecnologías.

En la Ley corta I, del año 2004, se incluyó por primera vez una definición de las ERNC y se incluyeron beneficios en el cobro de peajes, para centrales de menos de 20 MW. El año 2005, el Ministerio de Economía, lanza el Programa País de Eficiencia Energética y desde el año 2005, la CNE firma convenios internacionales orientados a fomentar el conocimiento sobre las energías renovables y la eficiencia energética. CORFO, por su parte, crea el programa de “Promoción y atracción de inversiones para la generación de energías a partir de fuentes renovables”, comprometiendo subsidios para centrales de menos de 20 MW que tengan costos entre 400 MUS$ y 2 MMUS$ [1].

El año 2005, se incluye en el Programa de Gobierno de la entonces candidata a presidenta Michelle Bachelet, la meta de que “un 15% del aumento de generación eléctrica al Bicentenario” fuera producido con energías renovables no convencionales e hidráulica de pequeña escala [2]. Esta iniciativa, culmina con la promulgación de la Ley 20.257 el 1 de abril de 2008, que exige un 5% de generación eléctrica con ERNC del año 2010 al 2014, y después un aumento gradual hasta 10% el año 2024.

En este trabajo se analizan los impactos de ésta y otras leyes de fomento a las Energías Renovables, se evalúa si será posible cumplir con las metas de la Ley 20.257 y se describen algunos de los principales proyectos realizados y en desarrollo.

2. LEYES DE FOMENTO A LAS ERNC EN CHILE

A continuación se enumeran las Leyes chilenas que incentivan el desarrollo de las ERNC.

2.1 Ley 19.657 de 2000, SOBRE CONCESIONES DE ENERGIA GEOTERMICA.

Esta ley, establece las condiciones, para poder solicitar concesiones de exploración y explotación de zonas con potencial geotérmico.

Actualmente está en proceso de revisión y de modificación, por parte del Ministro de Energía, debido a que presenta falencias que se evidencian en que después de 9 años de publicada la Ley, aún no se genera ni un solo MW de energía geotérmica en Chile.

1 Energías Renovables No Convencionales.


2.2 Ley 19.940 de 2004 “Ley Corta I”

Libera del pago de peajes de transmisión a las centrales de generación con ERNC y pequeñas hidráulicas de potencia menor a 20 MW, en las siguientes proporciones:

- P ≤ 9 MW 100% liberado.

- 9 < P ≤ 20 MW Paga una proporción del peaje por el exceso de potencia generada sobre 9 MW. Proporción = [(P-9)/11]

2.3 Decreto Supremo N° 244, enero 2006.

Aprueba Reglamento para Medios de Generación no Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos.

2.4 Ley Nº 20.257, abril 2008.

Introduce modificaciones al DFL N° 4 de 2007 “Ley General de Servicios Eléctricos”, indicando, en resumen, que se deberá generar un 10% de la energía, con medios de generación renovables no convencionales. La ley rige a contar del 1 de enero de 2010, con un 5% hasta el año 2014 y a contar del año 2015, se aumenta un 0,5% anual, hasta llegar al 10% el año 2024.

Por su relevancia en el tema de este trabajo, esta ley se analiza con mayor detalle en el siguiente capítulo.

3. ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA LEY 20.257.

En este capítulo se analiza en detalle la Ley 20.257 de fomento a las ERNC y sus impactos en la transformación de la matriz energética del país.

3.1 Alcances de la Ley:

La Ley 20.257, introduce modificaciones al DFL N° 4 de 2007 “Ley General de Servicios Eléctricos”, en los artículos 79°, 150° bis (nuevo), 157° y 225°.

Las exigencias de generación mediante ERNC son aplicables solamente a los sistemas eléctricos con capacidad instalada mayor a 200 MW, por lo tanto, quedan fuera del ámbito de esta Ley, los sistemas de Aysén y Magallanes, restringiéndose la aplicación al SIC2 y al SING3, que son los principales sistemas eléctricos interconectados del país, con el 99,5% del total de la potencia instalada de generación en Chile.

3.2 Definición de ERNC:

En el artículo 225° letra aa), se definen los Medios de generación renovables no convencionales, como aquellos cuya fuente de energía primaria sea:

- La energía de la biomasa

- Energía hidráulica, cuya potencia máxima sea inferior a 20 MW.

- Energía geotérmica.

- Energía solar.

- Energía eólica.

2 Sistema Interconectado Central. 3 Sistema Interconectado del Norte Grande.


- Energía del mar, ya sea por mareas, olas corientes marinas o gradiente térmico.

Para efectos del cumplimiento de la porción de ERNC generada, en el caso de la Energía Hidráulica, la Ley acepta Centrales de hasta 40 MW, con un factor proporcional para la potencia entre 20 y 40 MW.

3.3 Generación con ERNC:

A partir del 1 de enero del año 2010, los generadores deberán acreditar que en el transcurso del año calendario, un 5% de la energía suministrada provino de fuentes renovables no convencionales o minihidráulicas. Esta exigencia regirá hasta el año 2014 y a contar del año 2015, se aumentará en 0,5% anual, hasta llegar a un 10% el año 2024, que se mantiene en ese porcentaje de ahí en adelante.

3.4 Acreditación de inyecciones del año anterior y postergación de inyecciones para el año

siguiente:

La Ley permite acreditar las inyecciones de ERNC del año inmediatamente anterior, que no hayan sido acreditadas. Esta cláusula es particularmente importante para el año 2010, ya que las inyecciones efectuadas durante el año 2009, cuando todavía no entra en vigencia la Ley, podrán acreditarse íntegramente a las inyecciones del año 2010, ayudando a cumplir con la exigencia del 5% en el primer año de vigencia.

La Ley, también permite postergar la acreditación de hasta un 50% de las obligaciones, para el año siguiente. Esta cláusula, también podría ayudar a cumplir las metas del año 2010, especialmente en las empresas cuyos proyectos sufran retrasos en la puesta en servicio.

3.5 Transferencia de inyecciones de ERNC entre empresas y sistemas:

La Ley permite que las empresas que sean excedentarias en su generación con ERNC, puedan transferir sus excedentes a otras empresas deficitarias, incluso si ambas empresas pertenecen a sistemas interconectados diferentes. Esto significa que el exceso de ERNC que se proyecta en el SIC, podrá ser transferido a las generadoras deficitarias del SING.

3.6 Centrales habilitadas para aportar ERNC:

La Ley establece que sólo las centrales que se hayan interconectado a los sistemas eléctricos con posterioridad al 1 de enero de 2007, pueden aportar a la meta de ERNC.

Esto significa que quedan fuera de la Ley, todas las centrales hidráulicas de menos de 40 MW y térmicas a Biomasa, anteriores al año 2007.

3.7 Centrales Hidráulicas entre 20 y 40 MW:

En el caso de las Centrales hidráulicas mayores a 20 MW y menores a 40 MW, se aplica un factor proporcional a la potencia sobre 20 MW.

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

−=20

201 PMFP

Donde,

PM: Potencia máxima de la central. 20 MW < PM < 40 MW.

FP: Factor proporcional que se aplica sobre la generación de energía de la central.

FP = 1, para PM = 20 MW.


FP = 0, para PM = 40 MW. Es decir, en una central de 40 MW, sólo se le reconocen 20 MW de potencia ERNC.

3.8 Contratos incluidos en la Meta de la Ley:

La Ley establece que la obligación de generación con ERNC sólo será aplicable a los contratos suscritos a partir del 31 de agosto de 2007.

3.9 Multas:

La Ley establece multas para las empresas eléctricas que no cumplan con esta exigencia, de 0,4 UTM/MWh y de 0,6 UTM/MWh en caso de reincidencia.

Una crítica que se la ha hecho a la Ley, es que las multas no son los suficientemente altas y en algunos casos, resulta más barato pagar la multa que invertir en generación con ERNC.

4. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA LEY, EN EL PERÍODO 2010 – 2018

4.1 Criterios para determinar la demanda afecta a la Ley 20.257.

Como se indicó anteriormente, la Ley se aplica solamente a los suministros con contratos posteriores al 31 de agosto de 2007.

Los retiros contratados por las distribuidoras antes del 31 de agosto de 2007 ascienden a 15.000 GWh/año (SIC+SING). [3]

Se estima que al año 2012, el 100% de las distribuidoras tendrán contratos de suministro suscritos con posterioridad, por lo tanto el 100% de la demanda eléctrica de los clientes regulados estará afecta a la exigencia de la Ley 20.257, a contar de dicho año.

En el caso de los clientes libres, no hay información pública de la fecha de los contratos de suministro, por lo tanto, se supondrá que al año 2009, un 60% de la demanda eléctrica de clientes libres corresponde a contratos suscritos con posterioridad al 31 de agosto de 2007. Este porcentaje se aumentará en un 5% anual, hasta llegar al 100% en el año 2017.

4.2 Proyección de Demanda eléctrica en el SIC:

La Proyección de demanda de energía en el SIC, se obtiene del Cuadro N° 1 del Informe Técnico Definitivo para la fijación de precios de nudo en el SIC, de octubre de 2009, de la CNE [4]. En la Tabla 4.1, se muestra el resumen con las proyecciones de demanda total para el período 2009 – 2019:

Tabla 4.1: Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh]Clientes 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Regulados 23.071 24.132 25.354 26.611 27.995 29.451 30.953 32.532 34.158 35.832 37.588Libres 16.245 16.794 17.753 18.819 20.112 21.495 22.951 24.454 26.029 27.630 29.260Total 39.316 40.926 43.107 45.430 48.107 50.946 53.904 56.986 60.187 63.462 66.848


4.3 Proyección de Demanda eléctrica en el SING:

La Proyección de demanda de energía en el SING, se obtiene del Cuadro N° 19 del Informe Técnico Definitivo para la fijación de precios de nudo en el SING, de abril de 2009, de la CNE [5]. En la Tabla 4.2, se muestra el resumen con las proyecciones de demanda total para el período 2009 – 2019:

Tabla 4.2: Proyección de Demanda de Energía SING [GWh]Clientes 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Regulados 1.282 1.345 1.410 1.480 1.554 1.631 1.713 1.798 1.888 1.983 2.082Libres 12.416 12.975 13.624 14.304 15.019 15.770 16.589 17.451 18.358 19.311 20.315Total 13.698 14.320 15.034 15.784 16.573 17.401 18.302 19.249 20.246 21.294 22.397

4.4 Proyección de Demanda eléctrica base para la aplicación de la Ley 20.257 (SIC + SING):

De las proyecciones de demanda en el SING y el SIC, se obtiene la demanda de energía conjunta de los dos sistemas, que es la base para determinar la demanda afecta a la Ley 20.257 (contratos de suministro posteriores al 31 de agosto de 2007). En la Tabla 4.3, se muestra el resumen con las proyecciones de demanda total para el período 2009 – 2019:

Tabla 4.3: Proyección de Demanda de Energía SIC + SING [GWh]Clientes 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Regulados 24.353 25.477 26.764 28.091 29.549 31.082 32.666 34.330 36.046 37.815 39.670Libres 28.661 29.769 31.377 33.123 35.131 37.265 39.540 41.905 44.387 46.941 49.575Total 53.014 55.246 58.141 61.214 64.680 68.347 72.206 76.235 80.433 84.756 89.245

4.5 Proyección de demanda afecta a la Ley 20.257:

Para efectos de la demanda afecta a la Ley 20.257, se descuentan 15.000 GWh a los clientes regulados, en los años 2009, 2010 y 2011 y se considera sólo un 60% de la demanda de los clientes libres en el año 2009, aumentando en un 5% anual del 2010 al 2017.

En la Tabla 4.4, se muestra la proyección de demandas totales del SIC y el SING, descontados los consumos con contratos previos al 31/08/2007:

Tabla 4.4: Proyección de Demanda de Energía afecta a la Ley 20.257 (SIC + SING) [GWh]

Clientes 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019% Contrato> 31/08/07: 38% 41% 44% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Demanda Afecta: 9.353 10.477 11.764 28.091 29.549 31.082 32.666 34.330 36.046 37.815 39.670% Contrato> 31/08/07: 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 100% 100%

Demanda Afecta: 17.197 19.350 21.964 24.842 28.105 31.675 35.586 39.810 44.387 46.941 49.575Total SIC + SING 26.550 29.827 33.728 52.933 57.654 62.757 68.252 74.140 80.433 84.756 89.245% Energía Ley 20.257 0% 5% 5% 5% 5% 5% 5,5% 6,0% 6,5% 7,0% 7,5%Energía ERNC requerida: 0 1.491 1.686 2.647 2.883 3.138 3.754 4.448 5.228 5.933 6.693

Regulados

Libres

En la última fila de la Tabla 4.4, se entregan las cantidades de energía que se requerirá generar con centrales ERNC y minihidráulicas, para cumplir con las exigencias de la Ley 20.257, a contar del año 2010.


4.6 Estimación de la generación con ERNC y minihidráulica:

Se recopiló información del CDEC-SIC [6] y de los programas de obras de los informes técnicos para la fijación del Precio de Nudo, del SIC [4] y el SING [5], de la CNE, con la cual se efectuó una estimación de la potencia instalada de generación disponible actualmente y proyectada hasta el año 2018.

Para transformar a energía anual disponible, se consideraron los siguientes factores de planta promedio:

• Centrales Eólicas: 27% [7]

• Centrales Minihidro: 55% [7]

• Centrales Solares: 25% (Valor típico)

• Centrales Biomasa: 80% (Valor típico para centrales térmicas)

• Centrales Geotérmicas: 80% (Valor típico para centrales geotérmicas)

En la Tabla 4.5, se muestra el resumen de la generación de energía con ERNC, proyectada para los próximos 10 años:

Tabla 4.5: Proyección Generación de Energía ERNC, SIC + SING [GWh]Proyección Generación ERNC SIC Proyección Generación ERNC SING SIC+SING

Año P instaladaMW FP promedio

GeneraciónGWH

P instaladaMW FP promedio

GeneraciónGWH

Generación ERNC GWH

2009 207 57,5% 1.046 0 0,0% 0 1.0462010 356 45,5% 1.418 0 0,0% 0 1.4182011 419 45,6% 1.675 40 80,0% 280 1.9552012 810 43,4% 3.088 140 42,1% 518 3.6062013 833 43,7% 3.189 140 42,1% 517 3.7052014 908 43,1% 3.427 140 42,1% 517 3.9442015 1.048 42,0% 3.857 180 50,6% 797 4.6542016 1.068 42,3% 3.964 380 66,1% 2.205 6.1692017 1.183 43,7% 4.527 380 66,1% 2.199 6.7252018 1.348 44,2% 5.219 620 71,5% 3.881 9.099

La forma utilizada para determinar la generación de cada año, es considerar las centrales instaladas hasta el año anterior. Por ejemplo, para el año 2010, se consideran todas las centrales que hayan entrado en servicio entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre del año 2009. De este modo, se elimina en parte el efecto del retraso en la entrada en servicio de las centrales proyectadas a futuro.

En el Anexo N° 1, se entrega el detalle completo de las centrales consideradas en esta proyección.

4.7 Verificación cumplimiento Ley 20.257:

Se compara la energía que requiere ser generada con ERNC (Tabla 4.4) con la energía proyectada de generación ERNC en el SIC y el SING (Tabla 4.5). En la Tabla 4.6, se muestra la energía requerida y la energía generada, de acuerdo con las proyecciones.


Tabla 4.6: Evaluación cumplimiento Ley 20.257.Energía requerida con ERNC Generación Proyectada ERNC

AñoDemanda

AfectaGWH

% ERNCEnergía

RequeridaGWH

Generación ERNC GWH

% Demanda Cubierta

Exceso ERNCGWH

2009 27.515 0,0% 0 1.046 3,8% 1.0462010 (*) 30.855 5,0% 1.543 1.418 4,6% -125

2011 34.832 5,0% 1.742 1.955 5,6% 2132012 54.119 5,0% 2.706 3.606 6,7% 9002013 58.933 5,0% 2.947 3.705 6,3% 7592014 64.136 5,0% 3.207 3.944 6,1% 7372015 69.738 5,5% 3.836 4.654 6,7% 8182016 75.739 6,0% 4.544 6.169 8,1% 1.6242017 82.155 6,5% 5.340 6.725 8,2% 1.3852018 86.570 7,0% 6.060 9.099 10,5% 3.040

(*): En el año 2010, se puede agregar el 100% de la inyección de ERNC del año 2009,conforme a la Ley, que permite acreditar la energía inyectada el año anterior.Por lo tanto, sumando las inyecciones del año 2009 y 2010, la energía de ERNC que sepuede acreditar en el año 2010 es de 2.463 GWh, equivalente a un 8% de la demandaafecta a la Ley.

Se aprecia que si se cumplen las proyecciones consideradas, se estaría cumpliendo con las exigencias de la Ley 20.257, desde el año 2010 y se estarían incluso superando las metas exigidas, llegando el año 2018 a cumplir la exigencia del 10%, que la Ley exigirá recién a contar del año 2024.

Es importante destacar, que para la proyección de energía generada con ERNC en los años 2010 y 2011, se consideran sólo centrales existentes o que están en construcción, según el último informe técnico de la CNE [4].

5. IMPACTO DE LA LEY DE ERNC EN CHILE

Desde el año 2004, en que se incluyeron los primeros beneficios concretos para las ERNC en la Ley Corta I, hasta el año 2008, en que se publicó la Ley 20.257, en abril de 2008, que obliga a generar una parte de la energía con ERNC a contar del año 2010, se ha notado un importante aumento en los proyectos de Centrales ERNC, especialmente minihidráulicas, eólicas y de Biomasa, que son las que poseen tecnologías más maduras.

Un buen parámetro para medir el impacto de la Ley, son los programas de obras que realiza la CNE en el proceso de fijación de los precios de nudo de abril y octubre de cada año. Así, mientras en el informe de abril de 2004, sólo aparecían 300 MW en Geotermia, para la Central Calabozo, en el último informe de Octubre de 2009, predominan las ERNC, con 264 MW en construcción y 1.036 MW recomendados para los próximos 10 años, a lo que se suman 234 MW en Centrales que ya están operando, donde predominan las Minihidráulicas, seguidas por la Biomasa y el Parque Eólico Canela.

En Anexo N° 2, se entrega el detalle con la Potencia Total en cada tipo de Central ERNC, informada en los Programas de Obras de la CNE y las centrales que han entrado en servicio a la fecha, según la base de datos del CDEC-SIC.

En la Figura 5.1, se muestra un gráfico con las Centrales en Construcción, informadas en los Programas de Obras de la CNE:


Fig. 5.1: Centrales ERNC en Construcción según Programa de Obras CNE, en el SIC (Potencia Instalada)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ABR-2004

ABR-2005

ABR-2006

OCT-2006

ABR-2007

OCT-2007

ABR-2008

OCT-2008

ABR-2009

OCT-2009

Informe Precio de Nudo

MW

Biomasa Eólica Geotérmica MiniHidro

Se aprecia como a partir del informe de Abril de 2006, se comienzan a construir centrales minihidráulicas y de Biomasa y como se produce un fuerte aumento en la construcción de centrales Eólicas a partir del informe de Octubre de 2008, sólo 6 meses después de la publicación de la Ley 20.257.

En la Figura 5.2, se muestra un gráfico con las Centrales ERNC recomendadas en los Programas de Obras de la CNE:

Fig. 5.2: Centrales ERNC Recomendadas en los Programa de Obras CNE, en el SIC (Potencia Instalada)

0

100

200

300

400

500

600

700

ABR-2004

ABR-2005

ABR-2006

OCT-2006

ABR-2007

OCT-2007

ABR-2008

OCT-2008

ABR-2009

OCT-2009


MW



Al igual que con las centrales en construcción, se aprecia un fuerte aumento en la recomendación de centrales eólicas a partir de octubre de 2008. Llama la atención, eso sí, que no aparezcan centrales solares en los programas de obras recomendadas de la CNE. Esto puede ser debido a que el costo de capital de la centrales todavía es demasiado caro comparado con la Eólica, por ejemplo.

Un comentario aparte, merecen las Centrales Geotérmicas que figuran con potencias en descenso, en el tiempo. El optimismo inicial fue resultado de la Ley 19.657 del año 2000, sobre Concesiones Geotérmicas, que se esperaba que incentivara el desarrollo de esta energía, pero con el paso de los años, no se han concretado los proyectos y recién en el año 2009, hay unos pocos proyectos serios, en etapa avanzada de prospección, pero que debido a la polémica producida por el incidente en el Pozo 10 de El Tatio, que produjo un Géiger de 60 metros que estuvo sin control durante 1 mes, se ha producido una fuerte oposición de grupos ambientalistas y de la opinión pública en general. Esta oposición generalizada, básicamente, por la ignorancia de periodistas, políticos y la comunidad, es un mal augurio para la Energía Geotérmica si no se realiza una campaña de información al público, para evitar la oposición sin fundamentos válidos.

En la Figura 5.3, se muestra un gráfico con las centrales ERNC instaladas y operando en el SIC, después del 1 de enero de 2007 [6]:

Fig. 5.3: Centrales ERNC Operando en el SICBase de Datos CDEC-SIC (Potencia Instalada)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ABR-2004

ABR-2005

ABR-2006

OCT-2006

ABR-2007

OCT-2007

ABR-2008

OCT-2008

ABR-2009

OCT-2009


MW


Aquí se aprecia como se han incorporado, principalmente, centrales minihidráulicas, de Biomasa y la central Eólica Canela. El hecho de que el crecimiento principal sea con centrales minihidráulicas, es razonable, debido a que se trata de una tecnología ampliamente dominada por el mercado con un bajo nivel de incertidumbre, a diferencia de la Energía Eólica, que se está recién incorporando a la Matriz Energética Nacional.

Para fines del año 2009, el programa de obras de la CNE, informa que deberían entrar en servicio 3 centrales Eólicas, con 144 MW instalados en total. Estas centrales son las siguientes:

• Central Eólica Monteredondo: 38 MW

• Central Eólica Canela II: 60 MW


• Central Eólica Totoral: 46 MW

6. ANALISIS DE PROYECTOS DE ERNC

6.1 Fuentes de Información y consideraciones

Para realizar un análisis de los proyectos que se estarían realizando en nuestro país, nos basamos en las siguientes fuentes de Información y principalmente en la primera:

6.1.1 La Información disponible en CONAMA.

La ley obliga a empresas de Generación eléctrica de Potencia igual o superior a 3 MW a realizar una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) o un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) , para proyectos de mayor impacto al medio ambiente.

Esto significa que todo proyecto de generación de potencia igual o superior a 3 MW, debe contar con una DIA o un EIA. Sin embargo, esta fuente de información sobreestima el número de proyectos a realizar porque muchos de éstos, finalmente no se materializan.

Se clasificó el estado de avance de cada proyecto de acuerdo a las siguientes cinco categorías:

• “En calificación”: que corresponde a proyectos que han presentado su respectiva DIA, pero que aún no han sido aprobados por la CONAMA

• “Aprobados”: que corresponde a los proyectos cuya DIA ha sido aprobada y que aún no entran en fase de construcción. Además, estos proyectos deben haber sido aprobados hace menos de 24 meses; es decir, con anterioridad a octubre de 2007.

• “Aprobados sin construir”: son aquellos que fueron aprobados con anterioridad a octubre de 2007, y que aún no se construyen. Estos proyectos tienen una alta probabilidad de no ser realizados, sin embargo, es importante tenerlos en cuenta para efecto de cuantificarlos.

• “En construcción”: son aquellos proyectos, que se encuentran actualmente en su fase de construcción.

• “Operando”: son aquellos que actualmente se encuentran en operación.

6.1.2 Informe de la CNE de proyectos que se encuentran en etapa de construcción.

6.1.3 En forma directa; es decir, a través de algún contacto ya sea en forma telefónica o por email.

6.1.4 Otras fuentes de Información. Entre éstas, podemos citar: reportajes en páginas de diarios en

Internet, revistas, etc.

6.2 Impacto de la Ley en la cantidad de Proyectos presentados.

Como se puede apreciar en la tabla 6.2.1, la cantidad de proyectos de generación en base a fuentes renovables ha tenido un aumento explosivo en estos últimos años. En esta tabla se muestra la cantidad de proyectos en base a ERNC que presentaron una DIA, o un EIA a la CONAMA a partir del año 2004 en adelante.

Se consideraron centrales de pasada de hasta 40 MW y se incluyeron proyectos de empresas para autogeneración. Estas últimas, a pesar de ser de autoconsumo, pueden vender los excedentes de energía de ERNC, razón por la cual fueron consideradas.


Tabla 6.2.1 Cantidad de Proyectos asociados a ERNC según año de presentación de DIA o EIA

Año de presentación

Total Proyectos

2004 2 2005 7 2006 8 2007 16 2008 21 2009 20

Total Proyectos

2

8 8

16

21 20

0

5

10

15

20

25

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Todos los proyectos que fueron presentados a partir del año 2004 en adelante y que se encuentran operando; comenzaron su operación con posterioridad al 1 de enero de 2007, por lo tanto, son válidos para efectos de la nueva ley.

Tabla 6.2.2 Cantidad de Proyectos de ERNC según año de presentación de DIA y estado actual de avance.

Año presentación

En Calificación

Aprobado por Conama

Aprobado sin construir

En construcción Operando Total

general

2004 1 1 2 2005 3 1 4 8 2006 1 4 1 2 8 2007 4 5 6 1 16 2008 20 1 21 2009 17 3 20

Total 18 27 12 10 8 75

Como se puede apreciar en la tabla 6.2.3, la gran mayoría de proyectos están pensados para inyectar su energía al SIC. Recién a partir del año 2008, comenzaron a presentarse proyectos destinados a generar energías renovables al SING.


Tabla 6.2.3 Cantidad de Proyectos de ERNC asociados a SIC y SING

Año presentación SIC SING Total

general 2004 2 2 2005 8 8 2006 8 8 2007 16 16 2008 19 2 21 2009 17 3 20 Total 70 5 75

En la tabla 6.2.4, se observa que a partir del año 2007 se produce un incremento importante de proyectos en base a centrales de pasada ingresados a la CONAMA, fueron 10, y este número se mantiene aproximadamente constante para los dos años siguientes. Los proyectos eólicos comienzan a ingresar a partir del año 2006 y crecen fuertemente durante el año 2008.

La cantidad de proyectos en base a fuentes de biomasa, no son muchas, pero de todas maneras han experimentado un aumento relativo a partir del año 2007.

Es importante destacar que existe sólo un proyecto en base a energía solar.

Gráfico 6.2.4 Cantidad de Proyectos de ERNC asociados a SIC y SING

Proyectos ERNC según año presentación y según fuente de energía

3 3 23

3

11

2

5 5

10

81

2

8

9

0

5

10

15

20

25

2004 2005 2006 2007 2008 2009

SolarPasadaEólicaBiomasa

La distribución según región de los proyectos de ERNC se con centra muy fuertemente en las regiones IV y VIII, como se aprecia en la tabla 6.2.5:


Tabla 6.2.5 Cantidad de Proyectos de ERNC según año de presentación de DIA y según región

Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Total general

II 2 3 5 III 1 1 IV 1 2 4 6 3 16 V 1 1 1 3

RM 1 1 2 VI 1 2 3 VII 2 1 1 1 2 7 VIII 1 1 1 3 5 6 17 IX 4 1 2 7

XIV 1 1 1 3 X 1 4 3 3 11

Como se observa en la tabla 6.2.6, la mayoría de los proyectos eólicos se concentran en el norte del país y principalmente en la IV Región. También existen 4 proyectos eólicos en la octava región.

La mayoría de los proyectos correspondientes a centrales de pasada, se concentran en el sur desde la séptima a la décima región.

Tabla 6.2.6 Cantidad de Proyectos de ERNC según región y Fuente

Región Biomasa Eólica Pasada Solar Total general

II 4 1 5 III 1 1 IV 13 3 16 V 3 3

RM 1 1 2 VI 1 2 3 VII 1 6 7 VIII 5 4 8 17 IX 2 5 7

XIV 3 3 X 11 11

Total 10 25 39 1 75

Como se señaló en el primer apartado de este capítulo, es muy difícil precisar la cantidad de proyectos que finalmente se construirán; no obstante eso, la cantidad de proyectos que han presentado DIA ó EIA, que han sido presentados, nos sirve para dimensionar cualitativamente el impacto que ha generado la Ley de ERNC.


6.3 Potencia inyectada al sistema en base a proyectos de ERNC.

En base a los proyectos de ERNC que ingresaron su DIA a contar del año 2004, o que comenzaron a operar a partir del año 2007 o posterior, se calculó la potencia nominal entregada al sistema que sería considerada para efectos de la ley.

Para las centrales de pasada con potencia mayor a 20 MW y menor que 40 MW, se ajustó dicha potencia de acuerdo a la fórmula del apartado 3.7.

Las empresas que generan energía para su propio consumo, venden un porcentaje de éste que corresponde al excedente de generación. Sin embargo, este porcentaje es muy difícil de estimar, razón por la cual, para efectos de simplificar el análisis; se tomó la potencia total de dichas centrales.

Los resultados de la potencia generada por región y ajustada para el caso de centrales de pasada como se explicó, se observan en la siguiente tabla:

Tabla 6.3.1 Potencia ajustada total según región y fuente de ERNC en MW

Región Biomasa Eólica Pasada Solar Total

II 489.00 9.00 498.00 III 84.00 84.00 IV 1178.85 20.80 1199.65 V 49.00 49.00

RM 14.00 10.40 24.40 VI 15.00 76.51 91.51 VII 66.00 109.54 175.54 VIII 180.10 226.30 77.15 483.55 IX 44.00 39.02 83.02

XIV 47.20 47.20 X 89.10 89.10

Total 319.10 2027.15 469.72 9.00 2824.97

De acuerdo a la tabla, se observa que los proyectos en base a fuentes eólicas son los que inyectan mayor potencia al sistema. Sin embargo, es importante considerar, que se deben realizar ampliaciones a la capacidad de transmisión en algunas regiones, y principalmente en la cuarta región.

Tabla 6.3.2 Potencia en MW de ERNC por cada sistema

SIC SING Total 2,327 498 2,825


De esta manera, el porcentaje de potencia generada según fuente de generación respecto al total de ERNC, quedaría como se aprecia en los siguientes gráficos, para el SIC, SING y total del país.

Total general (MW)

Solar 9, 0%

Biomasa 319

14%

Pasada, 470, 17%

Eólica, 2,027, 72%

SINGSolar2%

Eólica98%

SIC

Solar0%

Eólica66%

Pasada20%

Biomasa14%

6.4 Energía inyectada al sistema en base a proyectos de ERNC.

Para el cálculo de la energía total inyectada, se consideró el factor de planta de cada proyecto que aparece en los respectivos DIA. En caso que éste no haya sido indicado, se considerará el factor de planta promedio según el tipo de fuente energética señalado en el capítulo 4.6.

Tabla 6.4.1 Energía total en GWh inyectada en base a ERNC según región del país.

Región Biomasa Eólica Pasada Solar Total

II 1,331 20 1,351 III 199 199 IV 2,809 121 2,929 V 126 0 126

RM 115 60 175 VI 105 374 479 VII 463 564 1,027 VIII 1,263 582 343 2,187 IX 309 218 527

XIV 228 228 X 579 579

Total 2,255 5,046 2,487 20 9,807

La energía eólica es la más importante desde el punto de vista de aporte energético, sin embargo, la diferencia no es tan marcada como sí ocurre con la potencia, respecto a la energía aportada por Centrales de Pasada o Biomasa, lo cual se debe al bajo factor de planta que posee la energía eólica.

Las principales fuentes de ENRC se concentran en la IV y VIII regiones, y el potencial de energía total inyectada al sistema es de 9.807 GWh. Esto significa, que de concretarse todos los proyectos, incluso aquellos denominados “aprobado sin construir”, la matriz energética nacional, podría llegar a contar con 9.807 GWh anuales de energía inyectada en base a fuentes de ERNC.


Tabla 6.4.2. Energía total en GWh inyectada en base a ERNC según estado de avance del proyecto.

Estado Biomasa Eólica Pasada Solar Total general

En Calificación 816 1,857 474 20 3,167

Aprobados 491 2,468 726 0 3,685

Aprobados sin construir 278 199 369 0 846

En construcción 358 473 153 0 984

Operando 312 49 670 0 1,031

Total general 2,255 5,046 2,393 20 9,713

De la tabla 6.4.2, precedente, se puede apreciar que la energía inyectada al sistema por las centrales de ERNC que están operando no es mucha (1.031 GWh). Las centrales de generación de ERNC que operan actualmente, lo hacen principalmente en base a centrales de pasada y en segundo término a energía generada por biomasa. La inyección energética, en base a centrales eólicas es muy incipiente. Sin embargo, dicha situación cambia radicalmente en la medida que los proyectos comiencen a concretarse.

Los proyectos “aprobados” tienen una capacidad de inyección energética de aprox. 4 veces la de los proyectos que se encuentran en estado “aprobados sin construir”, lo que representa un fuerte impacto de la ley. Los proyectos que se encuentran “en calificación” también son una parte importante del total desde el punto de vista energético.

En la tabla siguiente, se muestran los diez proyectos más importantes desde el punto de vista de aporte energético.


Tabla 6.4.3 Información de los proyectos más importantes desde el punto de vista energético.

Nombre Proyecto Tipo Reg. Estado Tipo Potencia

(MW)

Factor de

Planta

Energía inyectada (MWh)

Matriz Inversión (MMU$)

Parque Eólico Talinay EIA IV Aprobado Eólica 500.00 27.00% 1,183,410 SIC 1,000.00

Granja Eólica Calama (e-seia) DIA II En

Calificación Eólica 250.00 34.98% 766,500 Autoconsumo y SING 700.00

Eficiencia Energética con Incremento de Generación Eléctrica en Planta Santa Fe

DIA VIII En Calificación Biomasa 100.00 80.00% 701,280 SIC 120.00

PLANTA TÉRMICA COGENERACIÓN VIÑALES

VII Aprobado Biomasa 41.00 80.00% 287,525 SIC 105.00

PARQUE EÓLICO ARAUCO EIA VIII En

Calificación Eólica 100.00 32.17% 282,000 SIC 235.00

Parque Eólico Lebu Sur (e-seia) DIA VIII En


Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos (e-seia)

DIA II En Calificación Eólica 99.00 28.81% 250,000 SING 200.70

Parque Eólico Punta Palmeras (e-seia) DIA IV Aprobado Eólica 103.50 27.00% 244,966 SIC 230.00

Centrales Hidroeléctricas Río Puelche (3 centrales)

EIA VII En Calificación Pasada 50.00 54.76% 240,000 SIC 140.00

Parque Eólico El Arrayán EIA IV En


6.5 Impacto de la ley en el nivel de Inversión de proyectos de ERNC

Tomando como base todos los proyectos que se encuentran en diferentes estados de avance y que se someten, o someterían en caso de concretarse, a la nueva Ley se ordenaron de acuerdo al nivel de inversión, lo cual se puede ver en el Anexo Nº 3 y en la tabla 6.5.1, donde se muestran los quince proyectos de mayor nivel de inversión.


Tabla 6.5.1 Los quince proyectos de mayor inversión

Nombre Proyecto Reg. Estado Tipo Titular

Potencia ajustada

(MW)

Energía a Inyectar (GWh)

Matriz Inversión (MMU$)

Parque Eólico Talinay IV Aprobado Eólica Eólica Talinay S. A. 500.00 1,183,410 SIC 1,000.00

Granja Eólica Calama (e-seia) II En

Calificación Eólica Codelco Chile, División Codelco Norte 250.00 766,500 SING 700.00

Parque Eólico El Arrayán IV En

Calificación Eólica Rodrigo Ochagavía Ruiz-Tagle 101.20 239,522 SIC 288.00

PARQUE EÓLICO ARAUCO

VIII En Calificación Eólica Element Power Chile

S.A. 100.00 282,000 SIC 235.00

Parque Eólico Punta Palmeras (e-seia)

IV Aprobado Eólica ACCIONA ENERGIA CHILE S.A. 103.50 244,966 SIC 230.00

Proyecto Eólico Quillagua de 100 MW (e-seia)

II Aprobado Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 100.00 226,200 SING 230.00

Parque Eólico Lebu Sur (e-seia) VIII En

Calificación Eólica Inversiones BOSQUEMAR Ltda 108.00 255,617 SIC 224.00

Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos (e-seia)

II En Calificación Eólica Parque Eólico Valle De

Los Vientos S.A. 99.00 250,000 SING 200.70

D.I.A. Parque Eólico La Gorgonia (e-seia)

IV Aprobado Eólica Eolic Partners Chile S.A. 76.00 179,878 SIC 175.00

Parque Eólico Canela II (e-seia) IV En

construcción Eólica Central Eólica Canela S.A. 60.00 142,009 SIC 168.00

Proyecto Parque Eólico Monte Redondo (e-seia)

IV En construcción Eólica Ingeniería Seawind

Sudamérica Ltda. 74.00 175,145 SIC 150.00

DIA PARQUE EOLICO EL PACIFICO (e-seia)

IV Aprobado Eólica Eolic Partners Chile S.A. 72.00 170,411 SIC 144.00

Centrales Hidroeléctricas Río Puelche (3 centrales)

VII En Calificación Pasada HYDROCHILE SA 50.00 240,000 SIC 140.00

Parque Eolico Totoral (e-seia) IV En

construcción Eólica

Norvind S.A. Transmisión, Generación y Distribución de Energía Eléctrica

46.00 108,874 SIC 140.00

Parque Eólico La Cachina (e-seia) IV Aprobado Eólica Ener-Renova 66.00 173,000 SIC 123.00

Todos estos proyectos son de tipo eólico, con la sola excepción del proyecto Río Puelche, que corresponde a la construcción de tres centrales de pasada. De los catorce proyectos eólicos, ocho se encuentran emplazados en la IV Región, dadas sus buenas condiciones de viento.

La gran mayoría de los proyectos eólicos, corresponde a inversiones extranjeras, principalmente de empresas españolas y alemanas, lo cual puede ser considerado como otro impacto generado por el nuevo marco legal.

Los mayores proyectos, en cuanto a inversión y energía inyectada son: “Parque Eólico Talinay”, y “Granja Eólica Calama”.


Tabla 6.5.2 Inversión en US$MM de los 15 principales proyectos y según estado de avance y fuente ERNC

Los quince principales proyectos de inversión (US$MM)

Restantes proyectos de Inversión (US$MM) Estado de

Avance Eólica Pasada Total Biomasa Eólica Pasada Solar Total

Total general

En Calificación 1,647.70 140.00 1,787.70 160.20 47.90 173.30 40.00 421.40 2,209.10

Aprobado 1,902.00 1,902.00 144.00 287.00 250.18 681.18 2,583.18

Aprobado sin construir * 52.00 117.60 140.65 310.25 310.25

En construcción 458.00 458.00 19.50 59.00 78.50 536.50

Total 4,007.70 140.00 4,147.70 356.20 489.00 719.06 40.00 1,604.26 5,751.96

(*) Proyectos que no han comenzado aún su fase de construcción y llevan un tiempo mayor a 24 meses aprobados.

Los quince proyectos de mayor inversión, concentran un 72% de la inversión total, y en su gran mayoría corresponden a proyectos que aún no entran en fase de construcción.

7. ESTADO DE AVANCE DE PROYECTOS DE ERNC

7.1 Consideraciones

En base a las diferentes fuentes de información indicadas en el capítulo 6.1, y la clasificación hecha en dicho capítulo respecto al estado de avance de los diferentes proyectos; se han estimado las fechas de entrada en operación de todos los proyectos de ERNC; y también de acuerdo a las siguientes consideraciones:

• Para proyectos que se encuentran en fase de construcción, se determinó la fecha en base a la información entregada por la CNE en el Plan de Obras.

• Se recopiló la información de los meses estimados que demorará la fase de construcción de cada proyecto, y que aparece declarada en el DIA de cada proyecto.

• Para aquellos proyectos “aprobados”, se estimó la fecha de entrada en operación sumando los meses de construcción del proyecto a la fecha actual más tres meses. Es decir, se parte del supuesto que todos estos proyectos comenzarán su construcción a partir de febrero de 2010. Estos tres meses son un período de tiempo arbitrario y se utilizó para efectos de simplificar el problema.

• Para aquellos proyectos que se encuentran “en calificación”, se calculó la fecha de entrada en operación, como el tiempo de construcción sumado a la fecha de calificación que entrega la CONAMA para cada proyecto, más un período de 3 meses.

• Para aquellos proyectos “aprobados sin construir” no se les asignó una fecha de ingreso, ya que existe una alta probabilidad que estos jamás entren en operación.

7.2 Entrada en operación de los diferentes Proyectos.

En base a las consideraciones realizadas, las diferentes fuentes de información indicadas en el capítulo 6.1, y la clasificación hecha en dicho capítulo del estado de avance de los diferentes


proyectos; se han estimado las fechas de entrada en operación. En el Anexo Nº 4 aparecen las fechas estimadas de entrada en operación de todos los proyectos considerados.

A modo de ejemplo, en la siguiente tabla se indica la fecha de inicio de operación estimada de cada uno de los proyectos que ingresarán al SING. Para el proyecto de energía solar, no se estimó una fecha debido a la falta de información existente.

Tabla 7.2.1 Fecha estimada de Ingreso de proyectos asociados al SING.

Nombre Proyecto Estado Tipo Potencia

(MW)

Energía Inyectada

(GWh)

Fecha de calificación

Fecha aprobac.

Tpo. Construc.

(meses)

Inicio operación estimado

Granja Eólica Calama (e-seia)

En Calificación Eólica 250.00 766,500 Nov-09 14 Mar-11

Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos

En Calificación Eólica 99.00 250,000 Oct-09 16 Abr-11

Proyecto Eólico Quillagua de 100 MW (e-seia)

Aprobado Eólica 100.00 226,200 Abr-09 23 Ene-12

“PROYECTO PARQUE EÓLICO MINERA GABY"

Aprobado Eólica 40.00 88,108 Mar-09 20 Sep-11

Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1, II Región

En Calificación Solar 9.00 19,724 Nov-09 S/I

Se realizó el ejercicio de calcular la cantidad de proyectos que ingresarán al SIC en base a las fechas estimadas de ingreso de cada uno; lo cual se ilustra en la siguiente tabla.

Tabla 7.2.2: Cantidad de Proyectos ingresados al SIC según año de Ingreso y estado de avance

Año estimado de operación

En Calificación Aprobado En

construcción Operando Total

2007 4 4 2008 6 6 2009 3 3 6 2010 6 1 5 12 2011 12 7 1 20 2012 5 3 1 9 2013 1 1 2 2014 1 1 Total 24 13 10 13 60

A continuación, se hizo el ejercicio de calcular la energía acumulada en cada año inyectada al SIC, gracias a la incorporación paulatina de los diferentes proyectos. Para efectos del cálculo, se considera la energía inyectada para el año siguiente al año en que se puso en operación el proyecto.


Tabla 7.2.3: Cantidad de Energía Inyectada al SIC de acuerdo al año de Ingreso y estado de avance de los diferentes proyectos

Año estimado de operación

En Calificación Aprobado En

construcción Operando Energía

ingresada en el año (MWh)

2008 0 0 0 345,797 345,797 2009 0 0 0 938,047 938,047 2010 0 0 426,028 1,030,637 1,456,664 2011 34,231 514,470 823,347 1,030,637 2,402,685 2012 745,698 1,688,490 963,603 1,030,637 4,428,427 2013 1,772,369 2,146,411 984,403 1,030,637 5,933,820 2014 1,814,462 3,329,821 984,403 1,030,637 7,159,323 2015 2,054,462 3,329,821 984,403 1,030,637 7,399,323

Los proyectos que se encuentran actualmente aprobados, generarán una energía levemente superior a los 1.000 GWh. La energía que se obtiene a través de ERNC, hasta el 2015 supera ampliamente la demanda estimada de ERNC para efectos de la ley. Cabe recordar, que para efectos de este análisis, se asumió que todos los proyectos que aún no han iniciado la fase de construcción y que fueron aprobados con anterioridad a octubre de 2007; no fueron considerados.

Por otra parte, se debe recordar, que se asumió que se llevarán a cabo, tanto el total de proyectos aprobados con posterioridad a octubre de 2007, como los que se encuentran actualmente en estado de calificación.

Hay que considerar además que algunos proyectos no fueron considerados, debido a carecer de la información necesaria, lo cual explica las diferencias entre la tabla 7.2.3 y la tabla 6.4.1 respecto a la energía total generada.

Se estaría sobredimensionando la energía total de generación en base a ERNC. Por otra parte, es importante hacer notar que la energía total depende fuertemente de la construcción de los parques eólicos, y sobretodo de la construcción de la construcción del parque eólico de Talinay.

8. DESCRIPCION DE PROYECTOS Y EMPRESAS DESARROLLADORAS DE ERNC

8.1 Descripción de Proyectos de ERNC

8.1.1 Parque Eólico Talinay:

Este, sin duda será un proyecto de gran impacto para nuestro país, en caso que se llegue a construir. Con una inversión de mil millones de dólares y con una potencia nominal de 500 MW, será por lejos el mayor parque eólico no solo de nuestro país, sino que también de Sudamérica.

El proyecto se encuentra emplazado en el sector agrícola de Alcones. Esto es, en la IV Región de Coquimbo, cercano al borde costero y al sur oeste del río Limarí.

Contará con 243 aerogeneradores, 229 de éstos de 2 MW de potencia nominal y otros 14 de 3MW de potencia nominal, éstos últimos contarán con aspas de 110 mts de largo.

Se estima que el tiempo de construcción será de aproximadamente 36 meses y se ejecutará en en tres etapas. Se estima un total de 1200 hombres-mes acumulados para la etapa de construcción, siendo el promedio mensual de 50 hombres.


La operación, necesitará, en los períodos peak, del trabajo de 70 operarios, por lo que sumado a la etapa de construcción será una fuente importante de trabajo y recursos para la zona, además a través del EIA, la empresa se comprometió a construir dos miradores en la Ruta 5 Norte y un centro cultural para la comunidad. Se espera una vida útil del proyecto de unos 20 años.

El EIA presentado ante la CONAMA fue aprobado en junio de este año, según el Gerente del Proyecto, la construcción podría comenzar a mediados del año 2010, y de acuerdo a los meses de construcción necesarios, éste podría encontrarse en operación a mitad del año 2013.

8.1.2 Granja Eólica Calama

Este proyecto representa una inversión de setecientos millones de dólares, estará situado en Calama, muy cerca de Chuquicamata. Dicho proyecto obedece tanto a los lineamientos que ha impulsado el gobierno en torno al desarrollo de ERNC, como a la creciente exigencia en mercados internacionales, en relación a que la producción de cobre provenga de energías limpias.

La energía generada por esta central,abastecerá los requerimientos de la División Codelco Norte y SING. Dispondrá de una potencia nominal de 250 MW, y se calcula que alrededor de 60 MW estarán disponibles para la venta.

El parque eólico, estará constituido por 125 aerogeneradores de 2.3MW de potencia nominal, contará con dos subestaciones eléctricas y 17 kilómetros de línea de transmisión.

En agosto de este año se abrió una licitación internacional para adjudicarse este proyecto, y ésta permanecerá abierta hasta el mes de diciembre. El correspondiente EIA fue presentado a la CONAMA en Junio de este año, y se encuentra en estado de calificación. Se espera que el resultado de la evaluación sea entregado en noviembre de este año. La empresa ha estimado un tiempo aproximado de 14 meses para la etapa de construcción, razón por la cual, la central podría estar operando a fines del año 2011.

8.1.3 Parque Eólico El Arrayán

El estudio de impacto Ambiental de este proyecto fue presentado recientemente en el mes de Septiembre, y de acuerdo al nivel de inversión declarada que corresponde a 288 millones de dólares, se convierte en el tercer proyecto de mayor inversión en nuestro país para generación de ERNC.

El Proyecto se ubica en los fundos El Arrayán y El Sauce, en la zona costera de la Comuna de Ovalle, Provincia de Limarí, IV Región de Coquimbo.

Contará con un parque eólico compuesto de 44 aerogeneradores, que en conjunto generarán una potencia nominal aprox. de 101.2 MW. Además considera: un edificio de control, una línea de transmisión eléctrica, subestación de interconexión, caminos de acceso al área y botaderos.

Se espera que el resultado de la evaluación del EIA, se de a conocer en marzo de 2010 y de acuerdo al tiempo de construcción estimado que es de 12 meses; este parque podría entrar en operación a mediados del año 2011.

8.1.4 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1, II Región

Este proyecto es único en su tipo en nuestro país, será desarrollado por Calama Solar I y requerirá de una inversión aproximada de 40 millones de dólares. La planta contará con una capacidad instalada de 9 MW de generación, y entregará la energía generada al SING.

Estará emplazado en la provincia del Loa perteneciente ala II región. El proyecto consistirá en la construcción, montaje, operación y mantenimiento de una Planta Solar fotovoltaica, la que


consistirá en la instalación de 133.056 paneles solares, sobre seguidores inclinados agrupados en 24 paneles por cada seguidor, con un total de 5.544 seguidores.

La DIA fue presentado en septiembre del presente año y se espera que sea evaluado en noviembre de 2009.

8.1.5 Parque Eólico Canela

El Parque Eólico Canela, con 18,5 MW de potencia instalada, es la primera central eólica construida en el SIC. La central, nació como iniciativa de Endesa Eco, antes de la publicación de la Ley 20.257 y entró en servicio en diciembre de 2007.

Por su condición de pionera, se enfrentó a varias barreras de entrada, que al ser superadas, fueron abriendo el camino para aumentar la confiabilidad en la energía eólica e impulsar el desarrollo de este tipo de centrales como segunda mejor opción después de la minihidráulica.

Las principales barreras a que se enfrentó la Central Canela, fueron las siguientes [9]:

• Tecnológicas, producto de la falta de experiencia previa en centrales eólicas en Chile.

• Falta de Grúas especializadas para el montaje de los aerogeneradores, que tienen una altura de 112 metros en total. Esto significó que Endesa Eco debió traer del extranjero estas grúas especiales, las cuales después quedaron disponibles en el país, facilitando el camino para los siguientes parques eólicos en desarrollo.

El proyecto, se desarrolló gracias al impulso de Endesa España, que era la propietaria de Endesa Chile hasta el año 2008, impulsada a su vez, por el fuerte desarrollo que tienen las energías renovables en el país ibérico.

El proyecto se inició el año 2004, con monitoreos de viento en la zona de Canela y el año 2005, se iniciaron los estudios preliminares y en abril de 2006 se inició la ingeniería. En la Figura 8.1.5.1, se muestra la cronología del Parque Eólico Canela:

Fig. 8.1.5.1: Hitos Proyecto Canela I.


En la Figura 8.1.5.2, se detallan las características técnicas y económicas del Proyecto Eólico Canela I:

Fig. 8.1.5.2: Ficha Técnica Proyecto Canela I [11].

En la Figura 8.1.5.3, se muestran los detalles de los equipos instalados:

Fig. 8.1.5.3: Detalle Equipos Proyecto Canela I [11].

• Factor de Planta:

Del Anuario 2009, del CDEC-SIC [12], se obtuvo que durante el año 2008, la Central Canela, generó 30,8 GWh en todo el año. Esto significa que el Factor Planta de Canela, fue de un 19,3% promedio anual. El mes en que más generó, fue octubre de 2008, con 4,1 GWh, que equivalen a un factor de planta máximo igual a 30,4%. Estos valores son muy inferiores a los factores de planta típicos del orden de 30% promedio, que se esperan en una central eólica.

En el año 2008, Endesa Eco decidió ampliar el parque Canela, con la construcción de Canela II, que entrará en servicio en noviembre de 2009, con otros 60 MW de potencia instalada.


8.2 Empresas gestoras de Proyectos de ERNC

La gran mayoría de las iniciativas de generación eólica están siendo respaldadas por empresas de inversión extranjeras. A continuación presentamos una breve descripción de los grupos inversores, y los proyectos en los cuales participan.

8.2.1 Enhol

El proyecto “Parque Eólico Talinay”, el cual ya fue descrito en la primera parte de este capítulo, está a cargo de la empresa “Eólica Talinay S.A.”, la cual tiene participación de la inmobiliaria Hacienda Talinay y por el Grupo español Eólica Navarra (Enhol), que es el accionista mayoritario.

Enhol es un grupo especializado en el desarrollo de energías renovables, mediante la promoción, el diseño, la construcción y la explotación de plantas eólicas y solares, fundamentalmente, para generar energía eléctrica y está presente en 15 países de Europa, América y Asia.

8.2.2 Eolic Partners Chile S.A.

Eolic Partners Chile S.A. está constituida por capital de las empresas alemanas Ostwind y Aufwind las cuales cuentan con experiencia en energía eólica en Alemania.

Esta empresa Opera en Chile a cargo de los proyectos eólicos Pacífico y la Georgiana. Ambos proyectos poseen características muy similares; ambos se emplazan en la IV región y fueron recientemente aprobados en Agosto del presente año. Con estos dos proyectos la empresa estará invirtiendo aproximadamente 300 millones de dólares, y generando una potencia aproximada de 140MW para el SIC. Se espera que ambos proyectos estén operando a fines del año 2010.

9. CONCLUSIÓN

Se ha podido verificar el impacto relevante de la Ley 20.257 en dar un impulso al desarrollo de las ERNC en Chile, pasando de 0 MW operando en el año 2007 a 234 MW operando a mediados de 2009 y con una proyección de finalizar el año 2009 con 498 MW instalados, en caso de cumplirse el plan de obras de la CNE de octubre de 2009 [4].

En especial, se ha producido un aumento notable en las centrales minihidráulicas incorporadas al sistema desde el año 2007, con 165 MW en apenas 2 años y en las centrales eólicas, que se proyectan 164 MW instalados a fines de 2009.

De acuerdo con las proyecciones de demanda con contratos posteriores al 31 de agosto de 2007, que debe cumplir con las exigencias de la Ley 20.257, y las proyecciones de generación con ERNC y centrales minihidráulicas, se estima que se cumplirá con la exigencia de generar un 5% de la energía eléctrica con ERNC al año 2010 y que se alcanzará el 10% de la generación en el año 2018, 6 años antes que la exigencia de la Ley.

De los proyectos de ERNC, se destaca el Parque Eólico Canela, con 18,5 MW instalados, por haber sido el primer proyecto de este tipo, que ayudó a derribar las principales barreras tecnológicas y de incertidumbre del mercado, facilitando la entrada de nuevos proyectos eólicos, al punto que, de cumplirse las proyecciones de la CNE, en el año 2018, se podría llegar a 782 MW instalados en el SIC y el SING.

Todavía queda pendiente mejorar la Ley de Geotermia y los incentivos a esta energía, porque ha tenido un avance paupérrimo, a pesar de tener una Ley de Concesiones desde el año 2000.


Especialmente, se requiere una campaña educacional, que explique los beneficios para reducir el cambio climático y para diversificar la matriz energética nacional que tiene la geotermia, para evitar la oposición de la gran mayoría de la opinión pública, influenciada por grupos ambientalistas que se oponen con fundamentos basados en la ignorancia y en intereses contrarios al desarrollo del país.

10. REFERENCIAS

[1] Introducción a las Energías Renovables no Convencionales (ERNC), de Endesa ECO, 2006. http://www.endesa.cl/rse/publica/Libro%20ERNC%20versi%C3%B3n%20de%20imprenta.pdf

[2] Programa de Gobierno Michelle Bachelet 2006 – 2010. Pág. 52, Fuentes Energéticas. http://www.lanacion.cl/prontus_noticias/site/artic/20051018/asocfile/ASOCFILE120051018162635.pdf

[3] Trabajo “Ley de fomento a las ERNC”, Hernaldo Saldías y Hernán Ulloa, PUC 2008. http://www2.ing.puc.cl/power/alumno08/renewables/mercadoernc.html

[4] Informe Técnico Definitivo para la fijación de precios de nudo en el SIC, de octubre de 2009, CNE. http://www.cne.cl/cnewww/opencms/07_Tarificacion/01_Electricidad/Otros/Precios_nudo/otros_precios_de_nudo/precios_de_nudo.html

[5] Informe Técnico Definitivo para la fijación de precios de nudo en el SING, de abril de 2009, CNE. http://www.cne.cl/cnewww/opencms/07_Tarificacion/01_Electricidad/Otros/Precios_nudo/otros_precios_de_nudo/abril2009.html

[6] Base de Datos CDEC-SIC: Empresas Generadoras. https://www.cdec-sic.cl/norma_calidad_y_seguridad/capitulo9/inf_tca_sic/empresas_generadoras.xls

[7] Seminario ¿Hay crisis energética?, SOFOFA, 4 de agosto de 2006. Presentación Desarrollo Energético y Medioambiente, de Hugh Rudnick Van De Wyngard. http://www2.ing.puc.cl/power/paperspdf/SofofaRudnick.pdf

[8] Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, CONAMA. http://www.e-seia.cl/

[9] Entrevista telefónica con el Sr. Alejandro Valdés, Especialista Ambiental de la Gerencia de Medio Ambiente de Endesa Eco.

[10] Presentación “Energía Eólica en Chile, La experiencia de Endesa Chile – Endesa Eco”, Wilfredo Jara, Gte. Gral. Endesa Eco. http://www.cigre.cl/sem_9_sept/presentaciones/endesa%20eco.pdf

[11] Reportaje “Parque Eólico Canela, El Nido del Viento”, Paula Chapple, Revista Bit, Enero 2008. http://www.cchc.cl/kwldg/databank/21184.pdf

[12] Anuario 2009, CDEC-SIC. https://www.cdec-sic.cl/datos/anuario2009.pdf

Impacto de la Ley de ERNC en Chile Trabajo de Investigación Curso Mercados Energéticos 19 de octubre de 2009 IEN-3320 – MIE-PUC Anexo N° 1

ANEXO N° 1

GENERACIÓN ACTUAL Y PROYECTADA CON ERNC EN EL SIC Y EL SING

UNIDADES GENERADORAS ERNC o Minihidráulica en el SIC.Inicio de Servicio posterior al 01/01/2007

Fuente: CDEC-SIC, actualizado al 25/09/2009CNE: Informe Técnico Definitivo para la Fijación del Precio de Nudo, de Octubre 2009, en el SIC (ITD.OCT.09)

Propietario Nombre Central Tipo de Unidades Potencia Bruta Tipo de

CentralAÑO INICIO

(1)

Potencia Instalada para

ERNCMW

Factor Planta

%(2)

Aporte ERNC

MW

CELCO S.A. Nueva Aldea III Biomasa 25,00 Biomasa 2008 25,00 80% 20,00

COLBUN Chiburgo Embalse 9,70 MiniHidro 2007 9,70 55% 5,34

COLBUN Chiburgo Embalse 9,70 MiniHidro 2007 9,70 55% 5,34

ENDESA Canela Eólica 1,65 Eólica 2007 1,65 20% 0,33











ENDESA Ojos de Agua Pasada 9,50 MiniHidro 2008 9,50 55% 5,23

ENDESA Palmucho Pasada 32,00 MiniHidro 2007 24,80 55% 13,64

ENERGIA VERDE Constitución Biomasa 2,36 Biomasa 2007 2,36 80% 1,88

ENERGIA VERDE Laja Biomasa 4,00 Biomasa 2007 4,00 80% 3,20

HIDROMAULE Lircay Pasada 9,50 MiniHidro 2008 9,50 55% 5,23

HIDROMAULE Lircay Pasada 9,50 MiniHidro 2008 9,50 55% 5,23

NUEVA ENERGIA FPC Térmica 15,00 Biomasa 2008 15,00 80% 12,00

NUEVA ENERGIA FPC II Térmica 4,50 Biomasa 2009 4,50 80% 3,60

PACIFIC HYDRO CHILE Coya Pasada 8,00 MiniHidro 2008 8,00 55% 4,40




PACIFIC HYDRO CHILE Pangal Pasada 37,00 MiniHidro 2008 22,55 55% 12,40

SOC. CNLSTAS. MAIPO El Rincón Pasada 0,30 MiniHidro 2007 0,30 55% 0,17

SOC. CNLSTAS. MAIPO Eyzaguirre Pasada 2,10 MiniHidro 2007 2,10 55% 1,16

Hidroeléctrica Puclaro Puclaro Pasada 5,60 MiniHidro 2008 5,60 55% 3,08

Hidroeléctrica El Manzano El Manzano Pasada 4,85 MiniHidro 2008 4,85 55% 2,67

ITD.OCT.09 En Construcción Monteredondo Eólica 38,00 Eólica 2009 38,00 27% 10,26

ITD.OCT.09 En Construcción Canela II Eólica 60,00 Eólica 2009 60,00 27% 16,20

ITD.OCT.09 En Construcción Totoral Eólica 46,00 Eólica 2009 46,00 27% 12,42

ITD.OCT.09 En Construcción Aum. Cap. Cogen. ARAUCO Biomasa 16,60 MiniHidro 2010 16,60 55% 9,13

ITD.OCT.09 En Construcción Licán MiniHidro 17,00 MiniHidro 2010 17,00 55% 9,35

ITD.OCT.09 En Construcción Punta Colorada Eólica 20,00 Eólica 2010 20,00 27% 5,40

ITD.OCT.09 En Construcción San Clemente MiniHidro 5,40 MiniHidro 2010 5,40 55% 2,97

ITD.OCT.09 En Construcción La Paloma MiniHidro 4,50 MiniHidro 2010 4,50 55% 2,48

ITD.OCT.09 En Construcción Lautaro Biomasa 20,00 Biomasa 2011 20,00 80% 16,00

ITD.OCT.09 En Construcción Laja I MiniHidro 36,80 MiniHidro 2012 22,69 55% 12,48

ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica IV Región 01 MiniHidro 4,30 MiniHidro 2011 4,30 55% 2,37

ITD.OCT.09 Recomendada Eólica IV Region 01 Eólica 50,00 Eólica 2011 50,00 27% 13,50


ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica VI Región 01 Minihidro 30,90 Minihidro 2011 24,96 55% 13,73


ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica X Región 02 Minihidro 9,40 Minihidro 2011 9,40 55% 5,17

ITD.OCT.09 Recomendada Eólica Concepcion 01 Eólica 50,00 Eólica 2011 50,00 27% 13,50

ITD.OCT.09 Recomendada Central Des.For. VIII Region 01 Biomasa 9,00 Biomasa 2011 9,00 80% 7,20

ITD.OCT.09 Recomendada Central Des.For. VIII Region 02 Biomasa 8,00 Biomasa 2011 8,00 80% 6,40

ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica X Región 01 Minihidro 15,00 Minihidro 2011 15,00 55% 8,25

ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica VI Región 02 Minihidro 29,60 Minihidro 2011 24,99 55% 13,75

ITD.OCT.09 Recomendada Central Des.For. VII Region 01 Biomasa 15,00 Biomasa 2011 15,00 80% 12,00

ITD.OCT.09 Recomendada Central Des.For. VII Region 02 Biomasa 10,00 Biomasa 2011 10,00 80% 8,00



ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica VII Región 03 Minihidro 30,00 Minihidro 2013 25,00 55% 13,75

ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica VIII Región 03 Minihidro 20,00 Minihidro 2014 20,00 55% 11,00



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UNIDADES GENERADORAS ERNC o Minihidráulica en el SIC.Inicio de Servicio posterior al 01/01/2007

Fuente: CDEC-SIC, actualizado al 25/09/2009CNE: Informe Técnico Definitivo para la Fijación del Precio de Nudo, de Octubre 2009, en el SIC (ITD.OCT.09)


CentralAÑO INICIO

(1)


ERNCMW

Factor Planta

%(2)

Aporte ERNC

MW


ITD.OCT.09 Recomendada Hidroeléctrica VIII Región 04 Minihidro 20,00 Minihidro 2015 20,00 55% 11,00


ITD.OCT.09 Recomendada Geotermica Calabozo 01 Geotérmica 40,00 Geotérmica 2016 40,00 80% 32,00

ITD.OCT.09 Recomendada Geotermica Chillan 01 Geotérmica 25,00 Geotérmica 2016 25,00 80% 20,00









TotalesP instalada

MW FP promedioP disponible

MW

Notas: 2009 207,49 57,5% 119,351) Hasta el año 2008, corresponde a centrales actualmente en servicio, 2010 355,99 45,5% 161,83

obtenidas de la Base de Datos del CDEC-SIC. 2011 419,49 45,6% 191,162012 810,14 43,4% 351,52

2) En Canela I, se considera el Factor de Planta efectivamente registrado en 2013 832,83 43,7% 364,00el CDEC-SIC. En las demás centrales se consideran Factores de Planta 2014 907,83 43,1% 391,25

promedio típicos para cada tipo de central. 2015 1047,83 42,0% 440,252016 1067,83 42,3% 451,252017 1182,83 43,7% 516,752018 1347,83 44,2% 595,75

Año

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UNIDADES GENERADORAS ERNC o Minihidráulica en el SINGInicio de Servicio posterior al 01/01/2007

Fuente: CNE: Informe Técnico Definitivo para la Fijación del Precio de Nudo, de abril 2009, en el SING (ITD.ABR.09)


CentralAÑO INICIO

(1)


ERNCMW

Factor Planta

%(2)

Aporte ERNC

MW

CNE Recom. Abr.09 EOLICO SING I Eolica 40 Eolica 2010 40,00 80% 32,00

CNE Recom. Abr.09 EOLICO SING II Eólica 100 Eólica 2011 100 27% 27,00

CNE Recom. Abr.09 GEOTERMICA SING I Geotermia 40 Geotermia 2014 40,00 80% 32,00

CNE Recom. Abr.09 MEJILLONES I Carbón 200 Carbón 2015 200,00 80% 160,00

CNE Recom. Abr.09 TARAPACA I Carbón 200 Carbón 2017 200,00 80% 160,00

CNE Recom. Abr.09 GEOTERMICA SING II Geotermia 40 Geotermia 2017 40,00 80% 32,00

CNE Recom. Abr.09 EOLICO SING III Eolica 40 Eolica 2018 40,00 80% 32,00

CNE Recom. Abr.09 TARAPACA II Carbón 200 Carbón 2018 200,00 80% 160,00

CNE Recom. Abr.09 MEJILLONES II Carbón 200 Carbón 2019 200,00 80% 160,00

CNE Recom. Abr.09 TARAPACA III Carbón 200 Carbón 2020 200,00 80% 160,00

TotalesP instalada

MW FP promedioP disponible

MW

Notas: 2010 0,00 0,0% 0,001) Actualmente no hay centrales ERNC en servicio en el SING. 2011 40,00 80,0% 32,00

2012 140,00 42,1% 59,002) Se consideran Factores de Planta promedio típicos para cada 2013 140,00 42,1% 59,00tipo de central. 2014 140,00 42,1% 59,00

2015 180,00 50,6% 91,002016 380,00 66,1% 251,002017 380,00 66,1% 251,002018 620,00 71,5% 443,00

Año

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ANEXO N° 2

Comparación Programas de Obras en el SIC

CNE 2004 - 2009

Comparación Programas de Obras en el SIC, CNE 2004 - 2009

Potencia instalada en Centrales ERNC, en el SIC (MW)Tipo de Central

Biomasa Eólica Geotérmica MiniHidroOperando 0 0 0 0 0En Construcción 0 0 0 0 0Recomendada 0 0 300 0 300Total 0 0 300 0 300Operando 0 0 0 0 0En Construcción 0 0 0 0 0Recomendada 0 0 300 57 357Total 0 0 300 57 357Operando 0 0 0 0 0En Construcción 20 0 0 51 71Recomendada 0 40 195 0 235Total 20 40 195 51 306Operando 0 0 0 0 0En Construcción 0 10 0 51 61Recomendada 42 40 260 0 342Total 42 50 260 51 403Operando 0 0 0 0 0En Construcción 0 18,15 0 60 79Recomendada 42 40 260 0 342Total 42 58 260 60 421Operando (1) 6 0 0 0 6En Construcción 0 18,15 0 65,64 84Recomendada 42 100 260 0 402Total 48 118 260 66 492Operando (1) 6 18,15 0 53,80 78En Construcción 0 20 0 44,44 64Recomendada 42 80 195 0 317Total 48 118 195 98 460Operando (1) 46 18,15 0 148 212En Construcción 23 126 0 40,85 190Recomendada 42 240 195 75,4 552Total 111 384 195 264 954Operando (1) 51 18,15 0 165 234En Construcción 22 164 0 17 203Recomendada 42 480 195 175,7 893Total 115 662 195 357 1.329Operando (1) 51 18,15 0 165 234En Construcción 20 164 0 80 264Recomendada 42 600 195 199 1.036Total 113 782 195 444 1.534

Notas:1) Las centrales operando corresponden a centrales ingresadas después del 1 de enero de

2007, obtenido del CDEC-SIC.

ABR-2006

OCT-2008

OCT-2009

OCT-2006

ABR-2007

ABR-2008

ABR-2009

OCT-2007

Informe CNE Estado

ABR-2004

ABR-2005

Total

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ANEXO N° 3

Listado de Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

Capacidad e Inversión

Anexo N° 3

Nombre Proyecto Reg. Estado Tipo Titular Potencia Factor de Planta

Energía a Inyectar Matriz Inversión

(MMU$)

Parque Eólico Talinay IV Aprobado Eólica Eólica Talinay S. A. 500,00 27,00% 1.183.410 SIC 1.000,00

Granja Eólica Calama (e-seia) II En Calificación Eólica Codelco Chile, División Codelco Norte 250,00 34,98% 766.500 Autoconsumo

y SING 700,00

Parque Eólico El Arrayán IV En Calificación Eólica Rodrigo Ochagavía Ruiz-Tagle 101,20 27,00% 239.522 SIC 288,00

PARQUE EÓLICO ARAUCO VIII En Calificación Eólica Element Power Chile S.A. 100,00 32,17% 282.000 SIC 235,00

Parque Eólico Punta Palmeras (e-seia) IV Aprobado Eólica ACCIONA ENERGIA CHILE S.A. 103,50 27,00% 244.966 SIC 230,00

Proyecto Eólico Quillagua de 100 MW (e-seia) II Aprobado Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 100,00 25,80% 226.200 SING 230,00

Parque Eólico Lebu Sur (e-seia) VIII En Calificación Eólica Inversiones BOSQUEMAR Ltda 108,00 27,00% 255.617 SIC 224,00

Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos (e-seia) II En Calificación Eólica Parque Eólico Valle De Los Vientos S.A. 99,00 28,81% 250.000 SING 200,70

D.I.A. Parque Eólico La Gorgonia (e-seia) IV Aprobado Eólica Eolic Partners Chile S.A. 76,00 27,00% 179.878 SIC 175,00

Parque Eólico Canela II (e-seia) IV En construcción Eólica Central Eólica Canela S.A. 60,00 27,00% 142.009 SIC 168,00

Proyecto Parque Eólico Monte Redondo (e-seia) IV En construcción Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 74,00 27,00% 175.145 SIC 150,00

DIA PARQUE EOLICO EL PACIFICO (e-seia) IV Aprobado Eólica Eolic Partners Chile S.A. 72,00 27,00% 170.411 SIC 144,00

Centrales Hidroeléctricas Río Puelche (3 centrales) VII En Calificación Pasada HYDROCHILE SA 50,00 54,76% 240.000 SIC 140,00

Parque Eolico Totoral (e-seia) IV En construcción EólicaNorvind S.A. Transmisión, Generación y Distrib. de Energía Eléctrica

46,00 27,00% 108.874 SIC 140,00

Parque Eólico La Cachina (e-seia) IV Aprobado Eólica Ener-Renova 66,00 29,90% 173.000 SIC 123,00Eficiencia Energética con Incremento de Generación Eléctrica en Planta Santa Fe (e-seia) VIII En Calificación Biomasa CMPC CELULOSA S.A. 100,00 80,00% 701.280 SIC 120,00

Proyecto Parque Señora Rosario (e-seia) III Por definir Eólica ACCIONA ENERGIA CHILE S.A.

84,00 27,00% 198.813 sistema aislado

117,60

PLANTA TÉRMICA COGENERACIÓN VIÑALES VII Aprobado Biomasa Aserraderos Arauco S.A 41,00 80,00% 287.525 SIC 105,00“PROYECTO PARQUE EÓLICO MINERA GABY" (e-seia) II Aprobado Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica

Ltda. 40,00 25,13% 88.108 En reemplazo

86,00

Central Hidroeléctrica Aguas Calientes CHAguasCalientes VIII En Calificación Pasada HYDROCHILE SA 24,00 20,01% 42.093 SIC 80,00Planta de Cogeneración de Energía Eléctrica y Vapor conBiomasa en CFI Horcones Caldera de Biomasa CFI Horcones (e seia)

VIII En construcción Biomasa Celulosa Arauco y Constitución S.A. 31,00 80,00% 217.397 SIC 73,00

Proyecto Ampliación y Modificación Parque Eólico Punta Colorada (e-seia) IV Aprobado Eólica Barrick Chile Generación S.A. 16,00 27,00% 37.869 SIC 70,00

Proyecto Parque Eólico Hacienda Quijote (e-seia) IV Aprobado Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 26,00 25,13% 57.270 SIC 63,00

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Anexo N° 3



(MMU$)

CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PASO VI Aprobado Pasada HYDROCHILE SA 17,66 58,40% 90.409 SIC 51,80

Parque Eólico Laguna Verde (e-seia) V Aprobado Eólica Inversiones EW Limitada 24,00 29,95% 63.000 SIC 47,00

Central Hidroeléctrica de Pasada Trupan CentralTrupan VIII Por definir Pasada Asociación de Canalistas Canal Zañartu 7,20 67,18% 42.400 SIC 42,00

CENTRAL LOMA LOS COLORADOS (e-seia) RM En Calificación Biomasa KDM ENERGIA Y SERVICIOS S.A. 14,00 93,71% 115.000 SIC 40,20

Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1, II Región (e-seia) II En Calificación Solar CALAMA SOLAR 1 S.A. 9,00 25,00% 19.724 SING 40,00

Minicentral Hidroeléctrica de Pasada Casualidad XIV Aprobado Pasada HIDROAUSTRAL S.A. 21,20 55,00% 102.212 SIC 35,00

Central Hidroeléctrica Palmucho VIII Operando Pasada Endesa S.A. 12,80 89,12% 100.000 SIC 33,00

Parque Eólico Las Dichas (e-seia) V En Calificación Eólica Ener-Renova (ver en eola.es) 16,00 21,39% 30.000 SIC 30,00

Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello (e-seia) IX Aprobado Pasada Eduardo Jose Puschel Schneider 18,30 62,34% 100.000 SIC 28,00

Planta Cogeneración San Francisco de Mostazal VI Aprobado Biomasa Energía Pacífico S.A. 15,00 80,00% 105.192 SIC 27,00

Caldera a Biomasa en Planta Pacífico, Mininco IX Por definir Biomasa CMPC Celulosa S.A. 24,00 80,00% 168.307 SIC 25,00Central Hidroelectrica de Pasada Rio Blanco, Hornopiren (seia) X Aprobado Pasada HIDROENERGIA CHILE LTDA 18,00 86,83% 137.000 SIC 25,00Central Hidroeléctrica Butamalal, Región del Bío-Bío CH Butamalal (e-seia) VIII Aprobado Pasada RPI Chile Energías Renovables

S.A. 11,00 54,96% 53.000 SIC 25,00

Central hidroelectrica laja I VIII En construcción Pasada Alberto Mathei e Hijos LTDA.

5,89 40,30% 20.800 SIC 25,00

Minicentral Hidroeléctrica Piruquina X En Calificación Pasada Endesa Eco 7,60 45,63% 30.400 SIC 24,00Modificación Central Hidroeléctrica Florín (ex Don Alejo)Aumento Potencia Modificación Central Hidroeléctrica Florín (e seia)

XIV En Calificación Pasada Empresa Eléctrica Florín S.A. 9,00 55,00% 43.392 SIC 22,00

Central Hidroelectrica Lircay (e-seia) VII Operando Pasada Hidromaule S.A. 19,04 68,70% 114.660 SIC 20,00Mini Centrales Hidroeléctricas de Pasada Palmar - Correntoso X Por definir Pasada Hidroaustral S.A. 13,00 54,84% 62.500 SIC 20,00Modificación Minicentral Hidroeléctrica de Pasada Nalcas (e-seia) X Aprobado Pasada Hidroaustral S.A. 8,50 53,68% 40.000 SIC 20,00

Parque eolico Punta Colorada (e-seia) IV En construcción Eólica Laura Emery Emery 20,00 27,00% 47.336 SIC 19,50Generadora Eólica Punta Curaumilla Generadora Eólica Punta Curaumilla (e-seia) V En Calificación Eólica Handels und Finanz AG Chile S.A. 9,00 41,83% 33.000 SIC 17,90

Central Hidroelectrica Balalita (e-seia) IV Por definir Pasada Hidroelectrica Rio Turbio Limitada 10,90 76,20% 72.812 SIC 17,75

CENTRAL HIDROELÉCTRICA GUAYACÁN (e-seia) RM Aprobado Pasada ENERGIA COYANCO S.A. 10,40 65,54% 59.754 SIC 17,38Sistema de Cogeneración de Energía con Biomasa VegetalCogeneración MASISA Cabrero VIII Por definir Biomasa MASISA S.A. 9,60 80,00% 67.323 SIC 17,00

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Anexo N° 3



(MMU$)

Parque Eólico Canela (e-seia) (Endesa ECO) IV Operando Eólica Central Eólica Canela S.A. 18,15 30,80% 49.000 SIC 17,00

Central Hidroeléctrica Mariposas (e-seia) VII Aprobado Pasada Hidroeléctrica Río Lircay S.A. 6,00 55,00% 28.928 SIC 15,30

Minicentral Hidroeléctrica Ojos de Agua (e-seia) VII Operando Pasada Endesa Eco 9,50 72,05% 60.000 SIC 15,23OPTIMIZACION INSTALACION HIDROELECTRICA RIO BLANCO, HORNOPIREN (e-seia) X En Calificación Pasada HIDROENERGIA CHILE LTDA 9,00 55,00% 43.392 SIC 15,00

Parque Eólico Chome VIII Aprobado Eólica Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. 12,00 27,57% 29.000 SIC 15,00

“Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Blanco Rupanco” (e-seia) X Por definir Pasada Hidroaustral S.A. 5,50 56,00% 27.000 SIC 15,00Proyecto Hidroeléctrico Licán Río Licán X Región ( Segunda Presentación) XIV En construcción Pasada Inversiones Candelaria 17,00 55,00% 81.962 SIC 14,00MINI CENTRAL HIDROELÉCTRICA CAYUCUPIL CH-Cayucupil (e-seia) VIII En Calificación Pasada Hidroeléctrica Cayucupil Ltda 6,00 55,00% 28.928 SIC 12,80

Central Hidroelectrica Convento Viejo (e-seia) VI Por definir Pasada Central Hidroeléctrica Convento Viejo S.A. 14,00 55,00% 67.498 SIC 12,60

Central Hidroeléctrica Pulelfu (e-seia) X Por definir Pasada Generación Eléctrica 9,00 55,00% 43.392 SIC 12,50Eficiencia Energética con Incremento de Generación Eléctrica en Planta Pacífico (e-seia) VIII Aprobado Biomasa CMPC CELULOSA S.A. 14,00 80,00% 98.179 En

reemplazo 12,00

Proyecto Hidroeléctrico Ensenada-Río Blanco. Parte Nº 2 (eseia) X Aprobado Pasada HIDROELÉCTRICA

ENSENADA S. A. 6,80 68,78% 41.000 SIC 12,00

Central Hidroeléctrica de Pasada Canal Bío-Bío Sur (e-seia) VIII En Calificación Pasada Mainco S.A. 7,10 55,00% 34.231 SIC 12,00

Central Hidroeléctrica San Clemente (e-seia) VII En construcción Pasada Colbún S.A. 6,00 55,00% 28.928 SIC 12,00

Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Nalcas (e-seia) X Por definir Pasada Hidroaustral S.A. 3,50 81,05% 24.867 SIC 12,00Cogeneración de Energía con Biomasa Vegetal cogenereacion de energia con biomasa vegetal (e-seia) VIII Por definir Biomasa CBB Forestal S.A. 6,00 80,00% 42.077 Autoconsumo

y SIC 10,00PEQUEÑA CENTRAL HIDROELECTRICA DONGO (e-seia) X Aprobado Pasada Klaus Von Storch Krugen 5,00 55,00% 24.107 sistema

aislado9,00

Central Hidroeléctrica Alto Cautín (e-seia) IX Por definir Pasada Agrícola Río Blanco S.A. 6,00 55,00% 28.928 SIC 8,80Ampliación generación Complejo Colbún S.A. sector Chiburgo VII Operando Pasada Colbún S.A. 19,00 55,00% 91.605 SIC 8,70MINI CENTRAL HIDROELECTRICA LA PALOMA (e-seia) IV En construcción Pasada Hidropaloma S.A. 4,50 55,00% 21.696 SIC 8,00

Mini Central Hidroelectrica de Pasada El Callao X En Calificación Pasada Hidroenersur S.A. 3,20 42,78% 12.000 SIC 7,50

Minicentral Hidroeléctrica El Manzano (e-seia) IX Operando Pasada José Pedro Fuentes De la Sotta 4,70 80,17% 33.032 SIC 7,40

Central Hidroeléctrica Trueno (e-seia) IX Operando Pasada Ganadera y Agrícola Ltda. 4,15 76,97% 28.000 sistema aislado

6,80

Minicentral Hidroeléctrica El Diuto Mini CHDiuto (e-seia) VIII Aprobado Pasada Asociación de Canalistas del Laja 3,16 77,62% 21.500 SIC 6,50

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Anexo N° 3



(MMU$)

Ampliación Parque Eólico Lebu (e-seia) VIII Aprobado Eólica Cristalerías Toro S.A.I.C. 6,30 27,00% 14.911 SIC 6,00

Central de Pasada Tacura (e-seia) IX Aprobado Pasada Mario García Sabugal 5,87 55,00% 28.301 SIC 5,20

CENTRAL HIDROELECTRICA PUCLARO (e-seia) IV Operando Pasada HIDROELECTRICA PUCLARO S.A.

5,40 55,00% 26.035 SIC 4,80

Central Hidroeléctrica Coya VI Operando Pasada Endesa S.A. 39,30 55,00% 189.477 SIC

Nueva Aldea III VII Operando Biomasa CELCO S.A. 25,00 80,00% 175.320 SIC

Central Termoeléctrica Lautaro IX En construcción Biomasa Comasa S.A. 20,00 80,00% 140.256 SIC

FPC ( Forestal y papelera concepción) VIII Operando Biomasa NUEVA ENERGIA 15,00 80,00% 105.192 SIC

FPC II ( Forestal y papelera concepción) VIII Operando Biomasa NUEVA ENERGIA 4,50 80,00% 31.558 SIC

Central Hidroeléctrica Pangal VI Operando Pasada Endesa S.A. 5,55 55,00% 26.758 SIC

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ANEXO N° 4

Listado de Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

Fechas de Avance e Inicio de Operación estimada

Anexo N° 4

Nombre Proyecto Estado Tipo Potencia (MW)

Factor de Planta

Energía (MWh)


Fecha de aprobación

Tpo. Constr. (meses)

Inicio estimadooper

ación Parque Eólico Talinay Aprobado Eólica 500,00 27,00% 1.183.410 Jun-09 36 Ene-13

Granja Eólica Calama (e-seia) En Calificación Eólica 250,00 34,98% 766.500 Nov-09 14 Mar-11

Eficiencia Energética con Incremento de Generación Eléctrica en Planta Santa Fe En Calificación Biomasa 100,00 80,00% 701.280 Nov-09 30 Jul-12

PLANTA TÉRMICA COGENERACIÓN VIÑALES Aprobado Biomasa 41,00 80,00% 287.525 Jun-09 20 Sep-11

PARQUE EÓLICO ARAUCO En Calificación Eólica 100,00 32,17% 282.000 Ene-10 20 Ene-12

Parque Eólico Lebu Sur (e-seia) En Calificación Eólica 108,00 27,00% 255.617 Nov-09 15 Jun-11

Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos En Calificación Eólica 99,00 28,81% 250.000 Oct-09 16 Abr-11

Parque Eólico Punta Palmeras (e-seia) Aprobado Eólica 103,50 27,00% 244.966 Sep-09 16 May-11

Centrales Hidroeléctricas Río Puelche (3 centrales) En Calificación Pasada 50,00 54,76% 240.000 Ene-10 48 Mar-14

Parque Eólico El Arrayán En Calificación Eólica 101,20 27,00% 239.522 Mar-10 12 May-11

Proyecto Eólico Quillagua de 100 MW (e-seia) Aprobado Eólica 100,00 25,80% 226.200 Abr-09 23 Ene-12

Planta de Cogeneración de Energía Eléctrica y Vapor con Biomasa en CFI Horcones Caldera de Biomasa CFI Horcones (e-seia)

En construcción Biomasa 31,00 80,00% 217.397 May-08 27 Ene-10

Proyecto Parque Señora Rosario (e-seia) Por definir Eólica 84,00 27,00% 198.813 Sep-06 6 indefinido

Central Hidroeléctrica Coya Operando Pasada 39,30 55,00% 189.477 Jun-05 2008

D.I.A. Parque Eólico La Gorgonia (e-seia) Aprobado Eólica 76,00 27,00% 179.878 Ago-10 Ago-09 Ago-10

Nueva Aldea III Operando Biomasa 25,00 80,00% 175.320 Jun-05 2008

Proyecto Parque Eólico Monte Redondo (e-seia) En construcción Eólica 74,00 27,00% 175.145 Nov-09 Nov-07 Nov-09

Parque Eólico La Cachina (e-seia) Aprobado Eólica 66,00 29,90% 173.000 Sep-09 16 May-11

DIA PARQUE EOLICO EL PACIFICO (e-seia) Aprobado Eólica 72,00 27,00% 170.411 Ago-10 Ago-09 Ago-10

Caldera a Biomasa en Planta Pacífico, Mininco Por definir Biomasa 24,00 80,00% 168.307 May-04 16 indefinido

Parque Eólico Canela II (e-seia) En construcción Eólica 60,00 27,00% 142.009 Nov-09 Sep-08 Nov-09

Central Termoeléctrica Lautaro En construcción Biomasa 20,00 80,00% 140.256 Sep-11

Central Hidroelectrica de Pasada Rio Blanco, Hornopiren (e-seia) Aprobado Pasada 18,00 86,83% 137.000 Feb-08 24 Ene-12

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Anexo N° 4


Factor de Planta

Energía (MWh)




Inicio estimadooper

ación CENTRAL LOMA LOS COLORADOS (e-seia) En Calificación Biomasa 14,00 93,71% 115.000 Nov-09 Ene-11

Central Hidroelectrica Lircay (e-seia) Operando Pasada 19,04 68,70% 114.660 Jul-08 Nov-06 Jul-08

Parque Eolico Totoral (e-seia) En construcción Eólica 46,00 27,00% 108.874 Nov-09 Abr-08 Nov-09

Planta Cogeneración San Francisco de Mostazal Aprobado Biomasa 15,00 80,00% 105.192 Jul-08 14 Mar-11

FPC ( Forestal y papelera concepción) Operando Biomasa 15,00 80,00% 105.192 Jun-05 2007

Minicentral Hidroeléctrica de Pasada Casualidad Aprobado Pasada 21,20 55,00% 102.212 Dic-08 24 Ene-12

Central Hidroeléctrica Palmucho Operando Pasada 12,80 89,12% 100.000 Jun-05 2007

Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello Aprobado Pasada 18,30 62,34% 100.000 Jul-08 30 Jul-12

Eficiencia Energética con Incremento de Generación Eléctrica en Planta Pacífico (e-seia) Aprobado Biomasa 14,00 80,00% 98.179 Jul-09 18 Jul-11

Ampliación generación Complejo Colbún S.A. sector ChiburgoOperando Pasada 19,00 55,00% 91.605 Jun-05 Ago-05 2007

CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PASO Aprobado Pasada 17,66 58,40% 90.409 Dic-08 25 Feb-12

“PROYECTO PARQUE EÓLICO MINERA GABY" Aprobado Eólica 40,00 25,13% 88.108 Mar-09 20 Sep-11

Proyecto Hidroeléctrico Licán Río Licán X Región ( Segunda Presentación) En construcción Pasada 17,00 55,00% 81.962 Ene-10 Dic-04 Ene-10

Central Hidroelectrica Balalita (e-seia) Por definir Pasada 10,90 76,20% 72.812 Jun-07 26 indefinido

Central Hidroelectrica Convento Viejo (e-seia) Por definir Pasada 14,00 55,00% 67.498 Abr-07 13 indefinido

Sistema de Cogeneración de Energía con Biomasa Vegetal Cogeneración MASISA Cabrero Por definir Biomasa 9,60 80,00% 67.323 Ago-07 18 indefinido

Parque Eólico Laguna Verde (e-seia) Aprobado Eólica 24,00 29,95% 63.000 Oct-09 6 Jul-10

Mini Centrales Hidroeléctricas de Pasada Palmar - Correntoso Por definir Pasada 13,00 54,84% 62.500 Ene-10 Jul-08 12 Ene-11

Minicentral Hidroeléctrica Ojos de Agua (e-seia) Operando Pasada 9,50 72,05% 60.000 Jun-06 Feb-06 23 May-08

CENTRAL HIDROELÉCTRICA GUAYACÁN (e-seia) Aprobado Pasada 10,40 65,54% 59.754 Mar-09 19 Ago-11

Proyecto Parque Eólico Hacienda Quijote (e-seia) Aprobado Eólica 26,00 25,13% 57.270 Ago-09 10 Nov-10

Central Hidroeléctrica Butamalal, Región del Bío-Bío CH Butamalal (e-seia) Aprobado Pasada 11,00 54,96% 53.000 Ago-09 18 Jul-11

Parque Eólico Canela (e-seia) (Endesa ECO) Operando Eólica 18,15 30,80% 49.000 Jun-05 Oct-06 2007

Parque eolico Punta Colorada (e-seia) En construcción Eólica 20,00 27,00% 47.336 Feb-10 Nov-07 Feb-10

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Anexo N° 4


Factor de Planta

Energía (MWh)




Inicio estimadooper

ación Modificación Central Hidroeléctrica Florín (ex Don Alejo). Aumento Potencia Modificación Central Hidroeléctrica Florín (e-seia)

En Calificación Pasada 9,00 55,00% 43.392 Nov-09 ?

OPTIMIZACION INSTALACION HIDROELECTRICA RIO BLANCO, HORNOPIREN (e-seia) En Calificación Pasada 9,00 55,00% 43.392 Nov-09 24 Ene-12

Central Hidroeléctrica Pulelfu (e-seia) Por definir Pasada 9,00 55,00% 43.392 Mar-07 indefinido

Central Hidroeléctrica de Pasada Trupan CentralTrupan Por definir Pasada 7,20 67,18% 42.400 Nov-07 24 indefinido

Central Hidroeléctrica Aguas Calientes CHAguasCalientes En Calificación Pasada 24,00 20,01% 42.093 Feb-10 Oct-13

Cogeneración de Energía con Biomasa Vegetal cogenereacion de energia con biomasa vegetal Por definir Biomasa 6,00 80,00% 42.077 Mar-06 18 indefinido

Proyecto Hidroeléctrico Ensenada-Río Blanco. Parte Nº 2 (e-seia) Aprobado Pasada 6,80 68,78% 41.000 Mar-09 S/I

Modificación Minicentral Hidroeléctrica de Pasada Nalcas (e-seia) Aprobado Pasada 8,50 53,68% 40.000 Oct-09 20 Sep-11

Proyecto Ampliación y Modificación Parque Eólico Punta Colorada (e-seia) Aprobado Eólica 16,00 27,00% 37.869 Sep-08 18 Jul-11

Central Hidroeléctrica de Pasada Canal Bío-Bío Sur (e-seia) En Calificación Pasada 7,10 55,00% 34.231 Oct-09 6 Jun-10

Minicentral Hidroeléctrica El Manzano (e-seia) Operando Pasada 4,70 80,17% 33.032 Ene-08 Nov-07 16 May-09

Generadora Eólica Punta Curaumilla Generadora Eólica PuntCuraumilla (e-seia) En Calificación Eólica 9,00 41,83% 33.000 4 sin

aprobaciónFPC II ( Forestal y papelera concepción) Operando Biomasa 4,50 80,00% 31.558 Jul-05 2009

Minicentral Hidroeléctrica Piruquina En Calificación Pasada 7,60 45,63% 30.400 Nov-09 23 Ago-11

Parque Eólico Las Dichas (e-seia) En Calificación Eólica 16,00 21,39% 30.000 Dic-09 Dic-11

Parque Eólico Chome Aprobado Eólica 12,00 27,57% 29.000 Abr-09 10 Nov-10

Central Hidroeléctrica Mariposas (e-seia) Aprobado Pasada 6,00 55,00% 28.928 Jun-09 14 Mar-11

MINI CENTRAL HIDROELÉCTRICA CAYUCUPIL CH-Cayucupil (e-seia) En Calificación Pasada 6,00 55,00% 28.928 Dic-09 12 Feb-11

Central Hidroeléctrica San Clemente (e-seia) En construcción Pasada 6,00 55,00% 28.928 Jul-10 Sep-07 Jul-10

Central Hidroeléctrica Alto Cautín (e-seia) Por definir Pasada 6,00 55,00% 28.928 Abr-06 17 indefinido

Central de Pasada Tacura (e-seia) Aprobado Pasada 5,87 55,00% 28.301 Jul-08 24 Ene-12

Central Hidroeléctrica Trueno (e-seia) Operando Pasada 4,15 76,97% 28.000 May-08 Oct-05 17 Oct-09

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Anexo N° 4


Factor de Planta

Energía (MWh)




Inicio estimadooper

ación “Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Blanco Rupanco”(e-seia) Por definir Pasada 5,50 56,00% 27.000 Mar-08 12 Ene-11

Central Hidroeléctrica Pangal Operando Pasada 5,55 55,00% 26.758 Jun-05 2008

CENTRAL HIDROELECTRICA PUCLARO (e-seia) Operando Pasada 5,40 55,00% 26.035 Abr-06 Ago-06 24 Abr-08

Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Nalcas Por definir Pasada 3,50 81,05% 24.867 May-08 12 Ene-11

PEQUEÑA CENTRAL HIDROELECTRICA DONGO Aprobado Pasada 5,00 55,00% 24.107 Ene-09 12 Ene-11

MINI CENTRAL HIDROELECTRICA LA PALOMA En construcción Pasada 4,50 55,00% 21.696 Abr-10 Jun-08 8 Dic-10

Minicentral Hidroeléctrica El Diuto Mini CHDiuto Aprobado Pasada 3,16 77,62% 21.500 Ago-09 12 Ene-11

Central hidroelectrica laja I En construcción Pasada 5,89 40,30% 20.800 Abr-10 Sep-06 24 Abr-12

Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1, II Región (e-seia) En Calificación Solar 9,00 25,00% 19.724 Nov-09 ?

Ampliación Parque Eólico Lebu (e-seia) Aprobado Eólica 6,30 27,00% 14.911 Mar-09 6 Jul-10

Mini Central Hidroelectrica de Pasada El Callao En Calificación Pasada 3,20 42,78% 12.000 Dic-09 12 Feb-11

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trabajo impacto de la ley de ernc en chile anÁlisis de...

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