Reporte Sector Eléctrico

Transcripción

1 Systep Ingeniería y Diseños Fono: -- Web: Contacto: reporte@systep.cl [Volumen, número ] Reporte Sector Eléctrico SIC-SING Junio Contenido Editorial SIC Análisis General Análisis Precio de Licitación Análisis Precio de Nudo de Largo Plazo Estado de los Embalses Análisis Precios de los Combustibles Análisis Precios Spot Análisis Precio Medio de Mercado RM Análisis Parque Generador Resumen Empresas SING Análisis General Análisis Precio de Licitación Análisis Precios de los Combustibles Análisis Precios Spot Análisis Precio Medio de Mercado Análisis Parque Generador Resumen Empresas ANEXOS Índice Precio de Combustibles Precios de Licitación Análisis por tecnología de Generación SIC RM Proyectos en Estudio de Impacto Ambiental SIC

2 P ágina Noticias Editorial Suministro eléctrico sigue ajustado, a pesar de las lluvias. (La Tercera, //) Gener y Aguas Andinas firman acuerdo para desarrollo de central Alto Maipo. (Diario Financiero, //) Nueva Renca asegura abastecimiento de GNL para operar hasta julio. (El Mercurio, //) CDEC convoca a licitación de tendidos eléctricos para reforzar el sistema de transmisión troncal. (La Tercera, //) Laurence Golborne prevé caída en cuentas de luz a partir de. (La Tercera, //) Hidroelectricidad en el SIC llega a su nivel más bajo desde la crisis de. (El Mercurio, //) Codelco acude a tribunal eléctrico para buscar reducción de hasta % en precios de la energía. (El Mercurio, //) Rechazan la instalación de termoeléctrica de Southern Cross en la zona de Puchuncaví: Río Corriente (El Mercurio, //) Collahuasi inicia proceso de licitación para suministro de ERNC. (La Tercera, //) Comisión deberá entregar en septiembre informe sobre nueva política energética. (El Mercurio, //) Xstrata prevé iniciar construcción de centrales en. (La Tercera, //) se iniciaría construcción de primera unidad de Central Castilla. (El Mercurio, //) Línea de transmisión SING-SIC iniciaría tramitación este semestre. (Diario Financiero, //) HidroAysén y Xstrata compartirán km de línea de transmisión. (La Tercera, //) Baja de tarifas eléctricas en Aysén requiere de un cambio regulatorio. (El Mercurio, //) Sólo un % de la generación en trámite ambiental es hidroeléctrica en el SIC. (Estrategia, //) HidroAysén revela en julio trazado final de su línea de transmisión. (El Mercurio, //) Exigirán a HidroAysén auditoría ambiental, rebaja de tarifas y financiar plan de difusión. (El Mercurio, //) Carretera eléctrica y multicarrier: dos oportunidades el Mensaje Presidencial del de mayo se plantearon dos importantes iniciativas en materia energética: la construcción de una carretera pública para la transmisión eléctrica y la creación de un multicarrier a nivel de distribución. Los anuncios realizados tienen todavía un carácter general, y a la fecha las autoridades sólo han anunciado que iniciarán estudios al respecto, sin entregar detalles específicos; sin embargo, podrían ser el punto de partida para nuevas reformas en el sector. Se han tornado un importante foco de discusión a nivel nacional por el creciente interés público en las definiciones en torno al suministro eléctrico en Chile. esta editorial buscamos analizar distintas interpretaciones que podrían formularse a partir de estos anuncios, y entregar algunos antecedentes adicionales para comprender mejor sus eventuales implicancias. La Carretera Pública de Transmisión Eléctrica El mensaje del Presidente de la Republica plantea estudiar la creación de un Sistema Interconectado Nacional, incluyendo la posibilidad de una carretera eléctrica pública, de acceso abierto, que permita a múltiples generadores comercializar su energía a lo largo de todo el país. El Ministro de Minería y ergía precisó que se podría utilizar un modelo similar al de las carreteras públicas concesionadas, donde los usuarios pagan su costo por uso, e insistió en garantizar el libre acceso de los generadores el sistema de transmisión y en la necesidad de contar con infraestructura de transmisión adaptada al crecimiento esperado del sector en un horizonte de largo plazo de a años. El objetivo de la carretera pública sería facilitar la conexión de nuevos generadores para incrementar la oferta y competencia en el sector generación, en particular del tipo ERNC, y a la vez evitar que se repitan episodios de congestión como los que enfrenta actualmente el sistema de transmisión. Es poco probable que la propuesta pretenda incorporar al Estado directamente como agente transmisor, sino que formular cambios regulatorios del segmento que logren otros objetivos. El Sistema de Transmisión Troncal actual El concepto de acceso abierto a un sistema de transmisión común es algo que ha estado presente desde los inicios de la reforma del sector eléctrico chileno a fines de los, y es la clave de las reformas que han tenido lugar en diversas latitudes. La existencia de sistemas de transporte abiertos que permitan a diversos generadores competir en el abastecimiento a los grandes clientes es la esencia de los mercados eléctricos modernos, aún cuando todavía no hay consenso a nivel mundial en cómo lograr implementar dichas redes comunes, menos en como tarificarlas y expandirlas, más aún dadas las características monopólicas en que se desarrollan dichas redes. Cada país ha elegido un modelo regulatorio particular para su desarrollo, el nuestro resultante de la Ley Corta I (Ley Nº. del ). Diario Estrategia, //.

3 Página El Sistema de Transmisión Troncal (STT) en Chile es el eje central del transporte de electricidad en los principales sistemas interconectados, SIC y SING, y cumple la función esencial de entregar transporte, seguridad y acceso a la transmisión para los diferentes actores del mercado eléctrico. Por definición, el acceso de los usuarios al STT es abierto y no discriminatorio, sujeto solo a los requisitos técnicos de la normativa vigente. El desarrollo del STT es definido por un comité dirigido por la Comisión Nacional de ergía, en un proceso que define tanto la expansión futura del sistema, como las tarifas para los usuarios que lo utilicen. Las obras de expansión son licitadas a terceros, quienes rentabilizan su inversión mediante el cobro de peajes, cobros que son gestionados de manera autónoma por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). Uno de los desafíos de la expansión de un sistema de transmisión en un ambiente de mercado es que no se sabe con certeza cuáles son los proyectos de generación, ni de grandes consumos, a los que deberán servir futuras ampliaciones. su concepción actual, la expansión del STT toma en cuenta sólo los proyectos de generación futuros anticipados por la CNE, lo que puede llevar a evaluar un número reducido de escenarios en un horizonte de planificación de años, y donde el criterio que prima es minimizar el costo total de expansión del sistema. Por ende, el ejercicio de análisis futuro tiene una capacidad limitada para incorporar el alto grado incertidumbre de la evolución futura del parque generador, cuyo desarrollo es decisión exclusiva de inversionistas privados. Esto fue especialmente cierto en el estudio de expansión del STT del año, donde se consideró un sólo escenario de inversiones en generación, condicionando un limitado desarrollo de nuevas instalaciones de transmisión. Esto se superó parcialmente en el estudio del, donde se definió dos escenarios alternativos de expansión de generación, reflejando otras incertidumbres, y agregando objetivos de minimización del máximo arrepentimiento ante esas incertidumbres. Esto resultó en la formulación de un plan mayor de inversiones en transmisión para los próximos años, comparado con el del. Lo anterior no implica que el futuro sistema así expandido necesariamente pueda responder, por ejemplo, a nuevos desarrollos específicos. resumen, nuestra regulación cuenta con una red con las principales características de la carretera pública anunciada: planificación centralizada, construcción licitada a privados, pago por uso mediante peajes y de libre acceso para todos los usuarios. Sin embargo, el sistema por diseño tiene pocas holguras para enfrentar la incertidumbre en el desarrollo del parque generador. Adicionalmente, la tramitación ambiental de nuevos proyectos de transmisión y la gestión de concesiones y servidumbres para su desarrollo se han vuelto cada vez más complejas en el último tiempo, incorporando más factores de incertidumbre y mayores tiempos de tramitación y construcción. Esto condiciona que los tiempos de desarrollo de nuevas líneas sean extensos y no permiten dar solución rápidamente a los problemas de congestión cuando se presentan, lo que finalmente genera un sobrecosto para los usuarios y/o los desarrolladores de los nuevos proyectos de transmisión. Los cambios que podrían venir para la transmisión ese contexto, si bien la creación de una carretera pública, por las características anunciadas, no se alejaría mucho de los conceptos del sistema actual, podría introducir cambios que fueran beneficiosos para el mercado. Una interpretación posible de la propuesta es la creación de corredores energéticos, que consisten en definir una franja amplia (-. metros) en la cual el Estado se encargaría de tramitar previamente todos los permisos y servidumbres para la instalación de varias líneas transmisión (Ej: National Interest Electric Transmission Corridor, en EE.UU.). Esto presenta ventajas importantes que facilitarían la expansión del sistema de transmisión: reduce los tiempos de tramitación y construcción de nuevas líneas; reduce los costos de tramitación y riesgos de retrasos, disminuyendo el costo global de licitación de las obras de expansión; y reduce el impacto ambiental al agrupar servidumbres de múltiples líneas en una sola franja común. Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio () Estudio de Transmisión Troncal. desarrollado por un comité con representantes de empresas transmisoras, generadoras y distribuidoras, junto con miembros del Ministerio de ergía y la CNE. El estudio se realiza cada años y el más reciente se llevó a cabo en el.

4 P ágina Este corredor energético puede implementarse específicamente en zonas de alta congestión o con alto potencial para el desarrollo de proyectos de generación, utilizando criterios que minimicen el impacto social y ambiental en la definición del trazado Otra posible alternativa para introducir más holguras al sistema es modificar directamente los criterios de planificación en el estudio de expansión del STT. Esto se puede realizar incorporando más escenarios en el diseño de la expansión del sistema, que reflejen de mejor manera las incertidumbres en el crecimiento del parque generador y la demanda, o bien definiendo criterios más holgados para el nivel de uso de las líneas de transmisión. La autoridad podría incorporar zonas donde considere prioritario o conveniente invertir en transmisión para desarrollar nuevos proyectos de generación, priorizando la flexibilidad o desarrollo integral de la matriz energética a nivel país por sobre el mínimo costo de transmisión. Este camino necesariamente implicará sobre-instalar temporalmente el sistema de transmisión, lo que deberá ser financiado por los usuarios. Con el esquema actual de tarificación, el % de los peajes troncales los pagan los generadores y sólo un % los consumidores, dentro del Área de Influencia Común. Un eventual aumento en el cargo para los clientes debería tener un impacto bajo en las tarifas finales, y podría ser incluso compensado por el aumento de oferta en generación, eventual mayor competencia en la oferta y la mayor seguridad del sistema. Por ejemplo, en la Figura se descompone la tarifa residencial BT de Chilectra, donde se observa que el cargo único por acceso al troncal (CUT) representa menos del % del pago total. De todos modos, la eficiencia asignativa en la repartición de los pagos que financiarán la expansión también es un aspecto relevante de definir, y no existe concordancia a nivel mundial con respecto al porcentaje debe ser cargo de los generadores y cuanto debe ser pagado por los clientes. Figura : Composición de la tarifa residencial BT de Chilectra (Abril ) CUT % VAD % IVA % ergía % Subtx % RM % El alto porcentaje de la tarifa que representa el cargo por energía (pago a generadores) es el reflejo de los altos costos de generación actuales en el SIC. Para el se espera una reducción en el precio de la energía porque un volumen importante de los contratos de suministro dejará de estar indexado al costo marginal. Además, el cargo por saldos impagos de la RM tenderá a desaparecer hacia fines de año, lo que también impactará a la baja en las tarifas. Pese a todo, el cargo por energía seguirá representando sobre el % de la tarifa final del cliente. Multicarrier para Distribución Eléctrica: El Comercializador El Presidente Piñera también planteó la necesidad de flexibilizar y hacer más competitiva la distribución en el sistema eléctrico, considerando la posibilidad de crear un multicarrier eléctrico, que otorgue a los consumidores mayores opciones para elegir a sus generadores de energía. El Ministro Golborne precisó que se busca reducir el precio de la energía para el consumidor final, por la vía de la introducción de mayor competencia. Área de Influencia Común (AIC): zona que comprende los tramos del Sistema de Transmisión Troncal en que se realiza el % de las inyecciones y retiros. Actualmente está definido entre las barras Nogales y Charrúa.

5 Página el mercado eléctrico, esta figura de multicarrier se denomina generalmente Retailer o Comercializador, y existe actualmente en países como Inglaterra, España, Colombia y algunos estados en EE.UU. El rol de este agente es gestionar las transacciones de energía a nivel minorista, y su incorporación fue un tema que de hecho se debatió en los proyectos de Ley Larga del año (Figura ). Actualmente, la comercialización a cliente final de la electricidad en Chile está a cargo de las distribuidoras, las que tienen además la concesión exclusiva para el suministro de una zona definida, proveyendo la infraestructura necesaria (postes, cables, transformadores), junto con su operación y mantenimiento. Al mismo tiempo, negocian los contratos de suministro con los generadores, proceso que se realiza vía licitaciones competitivas a partir de la Ley Corta II (Ley. del ), y son responsables de la medición, facturación y atención comercial de los clientes de la zona que abastece. Por su parte, los generadores pueden comercializar su energía directamente a grandes clientes libres, sin embargo la regulación actual no permite que agentes sin capacidad de generación puedan comprar y vender energía. Figura : Cadena de valor en el mercado eléctrico Esquema Tradicional Generación Transmisión Distribuidor Clientes Esquema Liberalizado Generación Comercializador Mayorista Comercializador Minorista Clientes Generación Transmisión Distribución Actividad regulada Actividad desregulada Pese a que la distribución eléctrica es una actividad monopólica por naturaleza, el esquema regulatorio chileno busca simular el comportamiento de un mercado competitivo en la remuneración de ella. Los costos de la energía y los cargos por transmisión en alta tensión son traspasados directamente a los consumidores. Por su parte, los ingresos propios de la distribuidora (el Valor Agregado de Distribución, VAD, ver Reporte Systep Diciembre-) están definidos por decreto, y se calculan como el costo que tendría una empresa eficiente y con tecnología moderna, para abastecer la misma demanda y clientes que la distribuidora real. Por lo tanto, la distribuidora está obligada a competir con esta empresa eficiente teórica para obtener retornos positivos. La introducción del Comercializador podría reducir el precio de la energía para el consumidor final, en la medida que pueda gestionar contratos de suministro a menores precios con los generadores, poniendo especial énfasis en los mecanismos para licitación. Esta es una diferencia importante con respecto al esquema actual, ya que las distribuidoras no tienen incentivos fuertes para obtener contratos más económicos, en la medida que traspasan estos costos directamente al cliente. Sin embargo, el tamaño del comercializador en este sentido es importante, lo que limita el número de participantes y la competencia.

6 P ágina Otra fuente importante de ahorros podría conseguirse vía la integración con servicios y plataformas de retail actualmente existentes, o bien vía economías de escala al atender un gran número de clientes. Al respecto, la industria del retail en Chile ha demostrado sólidos resultados y un gran nivel de cobertura. Sin embargo, en el esquema regulatorio actual hay poco margen para la comercialización. De hecho, la empresa modelo que define las tarifas no recibe margen de utilidad explícito por la comercialización, aunque está autorizada a recuperar los costos incurridos por administración y gestión comercial. el ejemplo de la Figura, los cargos de la distribuidora (VAD) representan un % de la tarifa, del cual menos del % corresponden al costo de operación, mantenimiento y administración (COMA). Una reducción significativa de % en el costo de comercialización reduciría menos de un,% la tarifa final. Finalmente, es importante definir de algún modo como se distribuyen los eventuales beneficios hacia los distintos tipos de clientes. No es evidente que bajo un esquema desregulado y competitivo, los clientes con menores ingresos o más riesgosos puedan acceder a los mejores precios y condiciones (como ocurre actualmente, por ejemplo, con el acceso a créditos en la banca, o con el sobrecosto que pagan los clientes de prepago en telefonía móvil), lo que es un punto muy sensible tratándose de un servicio de necesidad básica como la electricidad. Por lo demás, tampoco resulta evidente como podría convivir la figura del comercializador con los contratos de licitación para suministro a clientes regulados ya firmados, los que tienen vigencia hasta los años -.

7 Página SIC Sistema Interconectado Central Fuente: CDEC-SIC

8 P ágina Figura : ergía mensual generada en el SIC Figura : ergía acumulada generada en los últimos meses GENERACIÓN SIC Abr,% GENERACIÓN SIC May,% GENERACIÓN SIC May,% GENERACIÓN SIC Jun -May,% GENERACIÓN SIC Jun -May,%,%,%,%,%,%,%,%,%,%,% Hidroeléctrico Termoeléctrico Eólico Hidroeléctrico Termoeléctrico Eólico Hidroeléctrico Termoeléctrico Eólico Hidroeléctrico Termoeléctrico Eolico Hidroeléctrico Termoeléctrico Eolico Análisis de Generación del SIC términos generales, durante el mes de mayo de la generación de energía en el SIC aumentó en un,% respecto a abril, con un alza de,% respecto a mayo de. El análisis no considera que el mes de mayo cuente con un día mas que el mes de abril. Figura : Generación histórica SIC Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh).... La generación hidroeléctrica tuvo un alza de,% respecto de abril, mientras que la generación termoeléctrica aumentó en,%. Con lo anterior, tan sólo un,% de la energía consumida en el SIC durante el mes de mayo de fue abastecida por centrales hidroeléctricas. Por su parte, la generación eólica mantiene un rol minoritario en la matriz, con un total de energía generada para el mes de mayo de, GWh, correspondiente al,% del total (. GWh). Según fuente de producción, se observa que durante el mes de mayo el aporte de las centrales de embalse al sistema aumentó en un,% respecto a abril, mientras que la producción de las centrales de pasada presentó una baja de,% en relación al mismo mes. Aún así el aporte hidroeléctrico al sistema se encuentra en niveles menores que años anteriores, principalmente a causa de la sequía que afecta a la zona centro sur del país, sumado al efecto del DS que busca administrar los recursos existentes en los principales embalses del país. Por otra parte, la generación a gas natural experimentó una baja de un,%, mientras, la generación diesel presenta un alza de,%, principalmente por la mayor producción de Candelaria II, Antilhue y los Pinos, de Colbún, y Trapén de ENLASA. La generación a carbón, por su parte, se incrementó en un,% principalmente por el aumento en la producción de la central Ventanas de Gener y del complejo Guacolda; mientras que la generación a GNL presentó un aumento en su aporte de,%, principalmente por el alza en la producción de las centrales Nehuenco I y II GNL (Colbún), Quintero GNL (desa) y Nueva Renca GNL (Gener). Se destaca de la Figura, que la generación con GNL representa para el mes de mayo de un,% de la matriz de energías del SIC, frente al,% que representa el diesel y el,% del carbón. GWh Figura : Generación histórica SIC (%) % % % % % % % % % % % Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel US$/MWh la Figura se puede apreciar la evolución de la generación desde el año. Los costos marginales del SIC durante el mes de mayo llegaron a un valor promedio de US$/MWh en la barra de Quillota, que comparados con los US$/MWh de mayo de representa un alza de,%, y un aumento de,% respecto al mes anterior.

9 Página Figura : Proyección de Generación de ergía junio de Proyección de Generación de ergía SIC Junio,%,%,% Eólica Termoeléctrico Hidroeléctrico Figura : Generación proyectada SIC hidrología media GWh Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh) US$/MWh Operación Proyectada SIC (Fuente: CDEC) Para el mes de junio de, la operación proyectada por el CDEC-SIC considera que sólo el % de la energía mensual generada provendrá de centrales hidroeléctricas, manteniendo la tendencia de meses anteriores. Dado lo anterior es que no se vislumbra una reducción considerable en los costos marginales en el corto plazo. La Figura y Figura presentan información extraída del programa de operación a meses que realiza periódicamente el CDEC para un escenario hidrológico normal. De acuerdo a la proyección del CDEC, el ingreso de las centrales a carbón Bocamina II de desa y Santa María de Colbún se ven retrasadas conforme a lo informado por las empresas propietarias con posterioridad al terremoto del de febrero, esperando el comienzo de sus operaciones a fines de. Fuente: CDEC-SIC, programa de operación a meses. Figura : Generación proyectada SIC hidrología media (%) % % % % % % % % % % % Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Fuente: CDEC-SIC, programa de operación a meses.

10 P ágina Generación de ergía Figura : Generación histórica de energía (GWh) Para el mes de mayo de, la generación de energía experimentó un alza de,% respecto del mismo mes de, con un aumento de,% respecto abril. El análisis no considera que el mes de mayo cuente con un día mas que el mes de abril Respecto a las expectativas para el año, el CDEC- SIC en su programa de operación meses, estima una generación de. GWh, lo que comparado con los. GWh del año representaría un crecimiento anual para el año del,%... Marzo Febrero ero Septiembre Agosto Julio Junio Mayo Abril Año Año Proyeccion CDEC-SIC Octubre Noviembre Diciembre La Figura muestra la variación acumulada de la producción de energía de acuerdo a lo proyectado por el CDEC-SIC. Figura : Tasa de crecimiento de energía (%) % % Precio de Nudo de Corto Plazo El día de mayo de fue publicado en el Diario Oficial el nuevo decreto de precios de nudo. Con esto, se oficializan los nuevos precios de nudo de energía y potencia en el SIC, correspondientes a la fijación realizada en abril de, los cuales tienen vigencia retroactiva a partir del ro de mayo de. % % % % ene- feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- Crecimiento Absoluto Crecimiento Acumulado Los valores definidos por la autoridad son:, $/kwh y., $/kw/mes para el precio de la energía en la barra Alto Jahuel y el precio de la potencia en la barra Maitencillo respectivamente, resultando un precio monómico de, $/kwh. Este valor representa una baja de % respecto a la fijación de precios de nudo de octubre de. Es importante destacar que considerando el cálculo de la RM, el valor del precio de nudo de la energía en la barra Alto Jahuel llega a, $/kwh (cargo por RM igual a, $/kwh). Figura : Precio nudo energía y monómico SIC $/kwh ENERGIA (Nudo Alto Jahuel) Precio Monómico (Alto Jahuel) ABRIL OCTUBRE ABRIL INDEX. A OCT- OCTUBRE ABRIL INDEX. A SEP- OCTUBRE ABRIL OCTUBRE ABRIL OCTUBRE ABRIL INDEX. A SEPT- OCTUBRE ABRIL MOD JUNIO OCTUBRE INDEX. A DIC- ABRIL OCTUBRE ABRIL INDEX A JUL- INDEX A SEP- OCTUBRE ABRIL INDEX A AGO- OCTUBRE INDEX A ENE- ABRIL INDEX A OCT- OCTUBRE INDEX A MAR- ABRIL INDEX A AGO- OCTUBRE ABRIL

11 Página Análisis Precios de Licitación El día º de enero del año marca la entrada en vigencia de los primeros contratos de suministro producto de los procesos de licitación indicados en el artículo - de la Ley Nº.. Estos precios toman el nombre de precios de nudo de largo plazo, y contemplan fórmulas de indexación válidas para todo el período de vigencia del contrato, con un máximo de años. El artículo º indica que los precios promedio que los concesionarios de servicio público de distribución deban traspasar a sus clientes regulados, serán fijados mediante decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, expedido bajo la fórmula por orden del Presidente de la República, previo informe de la Comisión. El artículo indica adicionalmente que dichos decretos serán dictados en las siguientes oportunidades: a) Con motivo de las fijaciones de precios. b) Con ocasión de la entrada en vigencia de algún contrato de suministro licitado. c) Cuando se indexe algún precio contenido en un contrato de suministro vigente. No obstante lo anterior, y puesto que los nuevos contratos de suministro asignados según esta modalidad empezarán a regir gradualmente a partir de este año, los contratos firmados con anterioridad a la Ley. seguirán vigentes hasta su vencimiento, regidos por los precios de nudo fijados semestralmente por la autoridad (precio de nudo de corto plazo). De esta forma, existirá implícitamente un periodo de transición en el cálculo del precio de energía y potencia para clientes regulados. Cabe recordar que para el período -, el precio de los contratos de la tercera licitación se indexará según el índice de costo de suministro de corto plazo, correspondiente al promedio trimensual del costo marginal horario en la barra correspondiente al punto de oferta del bloque de suministro licitado, ponderado por la respectiva generación bruta horaria total del sistema. El valor utilizado como base refleja el precio de suministro de largo plazo de la energía en el SIC para contratos regulados, valor fijado en, US$/MWh. No obstante, existen condiciones que limitan el precio de la energía, el cual no podrá ser superior al menor valor entre el costo de suministro de corto plazo correspondiente y el precio promedio del diesel publicado por la Comisión (US$/m ), este último valor ponderado por un factor de, (m /MWh) en y, (m /MWh) en. Para el período en adelante el precio de la energía se indexa según los precios de combustibles y CPI, según sea definido en los respectivos contratos. La Tabla muestra los precios resultantes por empresa generadora del los procesos de licitación llevados a cabo durante los años, y. (Mayor detalle en Anexo II). Tabla : Procesos de Licitación. Resumen de resultados por empresa generadora (precios indexados a mayo ) Empresa Generadora Precio Medio Licitación US$/MWh ergía Contratada GWh/año AES Gener,. Campanario,. Colbún,. desa,. Guacolda, EMELDA, EPSA, Monte Redondo, Precio Medio de Licitación, * Precios referidos a Quillota Fuente: CNE, Systep

12 P ágina Precio de Nudo de Largo Plazo De manera de dar cuenta a lo establecido en los Artículos y, la Comisión Nacional de ergía hace oficial durante el mes de diciembre de el documento Procedimiento de Cálculo del Precio de Nudo Promedio, a través del cual se define la metodología utilizada para obtener los valores definitivos de Precio de Nudo para clientes regulados. particular, el artículo º del Decreto con Fuerza de Ley Nº del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de, indica que los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios a nivel de generación-transporte que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos. Adicionalmente, en el caso de que el precio promedio de energía de una concesionaria, determinado para la totalidad de su zona de concesión, sobrepase en más del % el promedio ponderado del precio de energía calculado para todas las concesionarias del sistema eléctrico, el precio promedio de tal concesionaria deberá ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los precios promedio de los concesionarios del sistema, a prorrata de las respectivas energías suministradas para clientes regulados. Dicho artículo entrega además a la Dirección de Peajes del CDEC respectivo la responsabilidad de llevar a cabo las reliquidaciones entre empresas concesionarias originadas por la aplicación de esta metodología. De esta forma, se calculan los reajustes de manera que ningún precio promedio por distribuidora referido a un nodo común sobrepase en más de un % el precio promedio del sistema. Para el cálculo de los reajustes se tomó Quillota como nodo de referencia. La Tabla muestra los precios medios de licitación resultante de los contratos y los precios medios reajustados de manera de cumplir el criterio del %. Estos últimos son los que finalmente las distribuidoras deberán cobrarán a sus clientes. Tabla : Procesos de Licitación: Resumen de resultados por empresa distribuidora (precios indexados a mayo ) Empresa Distribuidora Precio Medio Licitación Precio Medio Reajustado (Barra de Suministro) Precio Medio Reajustado (Barra de Quillota) ergía Contratada US$/MWh US$/MWh US$/MWh GWh/año Chilectra,,,. Chilquinta,,,. EMEL,,,. CGE,,,. SAESA,,,. Considerando los contratos actualmente vigentes, frutos de los procesos de licitación, y la aplicación de la anterior metodología, el precio medio ponderado de la energía resultante de los distintos procesos de licitación para el SIC, reajustado a mayo de acuerdo a las correspondientes fórmulas de indexación, es de, US$/MWh referido a la barra Quillota.

13 Página Nivel de los Embalses A comienzos del mes de junio de la energía almacenada disponible para generación alcanza los. GWh, lo que representa una baja de % respecto a lo registrado a comienzos del mes de mayo, y una disminución de % respecto a junio de. el caso particular del Lago Laja, único embalse con capacidad de regulación interanual, es importante destacar que la energía acumulada al día de hoy es un % menor a la disponible en junio de. este sentido, los embalses para generación eléctrica si bien han mostrados leves mejorías en algunos casos, dadas las primeras lluvias del año hidrológico del, aún mantienen niveles bajo lo normal. Figura : ergía disponible para generación en embalses (GWh) EMBALSE RAPEL EMBALSE COLBUN LAGO CHAPO EMBALSE RALCO LAGO LAJA Tabla : Comparación energía promedio almacenada mensual para comienzos de mes (GWh) May Jun Jun EMBALSE COLBUN % de la capacidad máxima % % % EMBALSE RAPEL % de la capacidad máxima % % % LAGUNA LA INVERNADA % de la capacidad máxima % % % LAGO LAJA.. % de la capacidad máxima % % % LAGO CHAPO % de la capacidad máxima % % % EMBALSE RALCO % de la capacidad máxima % % % *Valores iniciales para cada mes

14 P ágina Precios de combustibles Las empresas generadoras informan al CDEC-SIC semanalmente los valores de los precios de los combustibles para sus unidades, cuya evolución se muestra en la Figura. Figura : Valores informados por las Empresas US$/MMBTU Gas Natural Argentino US$/m Diesel US$/TON Carbón US$/MMBTU GNL

15 Página Análisis Precios Spot (Ref. Quillota ) El complejo escenario que enfrenta el sistema eléctrico del país, caracterizado principalmente por la sequía que enfrenta la zona centro-sur, el alza en el precio de los combustibles internacionales y la estrechez del sistema, se ha visto reflejado en los precios del mercado spot durante lo que va del. Los costos marginales del SIC para el mes de mayo de presentan un alza de,% respecto a los registrados en el mes de abril, con un aumento de,% respecto a lo observado en mayo de. la Tabla y Figura se muestra el valor esperado de los costos marginales ante los distintos escenarios hidrológicos. Tabla : Costos marginales históricos (US$/MWh) Mes ero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre, Diciembre Tabla : Costos marginales proyectados próximos meses (US$/MWh) Año Mes HIDROLOGÍA SECA HIDROLOGÍA MEDIA HIDROLOGÍA HUMEDA,,, -,,, -,,, -,,, -,,, -,,, -,,,,,, -,,, -,,, -,,, -,,, Fuente: CDEC-SIC (programa de operación a meses), Systep Figura : Costo Marginal Quillota (US$/MWh) Costo Marginal HIDROLOGÍA SECA Costo Marginal HIDROLOGÍA MEDIA Costo Marginal HIDROLOGÍA HUMEDA

16 P ágina Análisis Precio Medio de Mercado El precio medio de mercado se determina con los precios medios de los contratos, tanto con clientes libres como regulados, informados por las empresas generadoras a la CNE, correspondientes a una ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del precio medio de mercado. Este precio se utiliza como señal de indexación del precio de nudo de corto plazo de la energía para el Sistema Interconectado Central. (Fuente: CNE) El precio medio de mercado vigente a partir del de Junio de es de, $/kwh, lo que representa una baja de,% respecto al precio definido en la fijación de Abril (, $/kwh). Figura : Precio Medio de Mercado $/kwh PMM Base SIC PMM SIC US$/MWh - Costo Marginal (eje izquierdo) Precio Medio de Mercado Libre (eje derecho) - US$/MWh Fuente: CNE, Systep RM La Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) define que las empresas generadoras recibirán, por los suministros sometidos a regulación de precios no cubiertos por contratos, el precio de nudo, abonándole o cargándole las diferencias positivas o negativas, respectivamente, que se produzcan entre el costo marginal y el precio de nudo vigente. La Tabla expone los resultados obtenidos para las principales empresas actualizados al mes de abril de. Tabla : Saldo total de cuentas RM a abril Saldo Total de Empresa Cuentas RM (MM$) desa. Gener. Colbún. Guacolda. Pehuenche. Fuente: CDEC-SIC

17 Página Análisis Parque Generador Unidades en Construcción La Tabla muestra las obras de generación en construcción, cuya entrada en operación se espera para el período comprendido entre junio de y junio de. total se espera la incorporación de. MW de potencia. Se destaca que el ingreso de las centrales a carbón Bocamina II de desa y Santa María de Colbún se ven retrasadas conforme a lo informado por las empresas propietarias con posterioridad al terremoto del de febrero, esperando el comienzo de sus operaciones para fines de. Además, se destaca el ingreso de las centrales de pasada de Chacayes ( MW en octubre de ), Rucatayo ( MW en marzo de ) y San Andrés ( MW en junio de ) Tabla : Futuras centrales generadoras en el SIC Nombre Futuras Centrales Generadoras Dueño Hidráulicas Fecha Ingreso Potencia Max. Neta [MW] Licán Candelaria Pasada jun- Chacayes Pacific Hydro Pasada dic- Rucatayo Pilmaiquén Pasada mar- San Andres HydroChile Pasada jun- Térmica Tradicional Campanario IV CC Southern Cross Diesel jun- Bocamina desa Carbón nov- Santa María Colbún Carbón dic- Viñales Arauco Cogeneración mar- Otros Térmicos Lautaro Comasa Biomasa jun- Los Colorados KDM Biogás ago- Eólicas Punta Colorada Barrick Chile Generación jun- TOTAL POTENCIA A INCORPORAR (MW). Unidades en Mantención El plan anual de mantenimiento programado del CDEC indica la salida de operación de las siguientes centrales para los próximos meses. Cabe destacar que dicha información corresponde al programa de mantenimiento mayor publicado a finales de, donde se programan los mantenimientos para el año. Dado lo anterior, no se incluiría la aplicación del Decreto de Racionamiento donde se tranfiere al CDEC la responsabilidad de optimizar los mantenimientos de las unidades generadoras de manera de garantizar la seguridad del sistema. Antuco (U por MW): días en marzo a junio. Alfalfal (U por MW): días en mayo y junio. Nehuenco (U por MW): días en junio. Currilinque ( MW): días en junio. Nueva Renca ( MW): días de julio a agosto. Alfalfal (U por MW): días en julio. El Toro (U, U,U y U por MW c/u): días en agosto c/u.

18 P ágina Tabla : Centrales en evaluación de impacto ambiental desde Fuente: SEIA, Systep Potencia (MW) Inversión (MMU$) Hidráulica.. Diesel.. Eólico.. GNL Carbón.. Otros TOTAL.. Aprobado.... TOTAL.. Figura : Centrales en evaluación de impacto ambiental desde % % % Hidráulica Eólico Diesel GNL Centrales en Estudio de Impacto Ambiental desde Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental deben obligatoriamente someterse al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). el caso de las centrales eléctricas, deben someterse a estudio todas aquéllas que superen los MW. Los proyectos en estudio de impacto ambiental para el SIC totalizan. MW (. MW en calificación), con una inversión de. MMUS$. Se destaca en éste mes el rechazo del proyecto Central Térmica RC Generación de Río Corrientes S.A., central a carbón de MW en la V región. Destaca igualmente el ingreso de los proyectos Parque Eólico Lebu Segunda y Tercera Etapa de Inversiones BOSQUEMAR Ltda. por MW y MW respectivamente en la zona de la VIII región, además del Parque Eólico Renaico de desa ECO en la IX región por MW. la Tabla se puede observar los proyectos de mayor magnitud ingresados a la CONAMA, mientras que en Anexo V se entrega el listado total de proyectos para el SIC. % % % Carbón Otros Fuente: SEIA, Systep Tabla : Proyectos en Estudio de Impacto Ambiental desde Nombre Titular Potencia (MW) Inversión (MMU$) Fecha presentación Estado Combustible Tipo Proyecto Hidroeléctrico Aysén HidroAysén.. -- Aprobado Hidráulica Base Central Termoeléctrica Castilla MPX ergía S.A Aprobado Carbón Base Central Termoeléctrica ergía Minera ergía Minera S.A Aprobado Carbón Base CENTRAL TERMOELÉCTRICA LOS ROBLES AES GENER S.A. -- Aprobado Carbón Base Central Termoeléctrica Punta Alcalde ENDESA. -- Carbón Base Proyecto Central Hidroeléctrica Cuervo ergía Austral Ltda. -- Hidráulica Base Central Combinada ERA ENAP REFINERIAS S.A -- Aprobado Gas- Cogeneración Base PROYECTO HIDROELÉCTRICO ALTO MAIPO Exp. AES GENER S.A -- Aprobado Hidráulica Base N Central Térmica Barrancones Suez ergy. -- Aprobado Carbón Base Parque Eólico Talinay Eólica Talinay S. A.. -- Aprobado Eólico Base Central Hidroeléctrica Neltume ENDESA -- Hidráulica Base Proyecto Central Hidroeléctrica Angostura PCH- Angostura Colbún S.A. -- Aprobado Hidráulica Base Parque Eólico Lebu Tercera Etapa Inversiones BOSQUEMAR Ltda -- Eólico Base Central Termoeléctrica Campiche AES GENER S.A -- Aprobado Carbón Base Central Termoeléctrica Quintero ENDESA -- Aprobado GNL Base Parque Eólico Lebu Segunda Etapa. Inversiones BOSQUEMAR Ltda -- Eólico Base Proyecto Hidroeléctrico Nido de Águila Pacific Hydro Chile S.A. -- Hidráulica Base Unidad Central Térmica Guacolda S.A. Guacolda S.A. -- Aprobado Carbón Base Central Hidroeléctrica Los Cóndores ENDESA -- Aprobado Hidráulica Base Central Hidroeléctrica San Pedro Colbún S.A. -- Aprobado Hidráulica Base Central Tierra Amarilla S.W. CONSULTING S.A. -- Aprobado Diesel Base Fuente: SEIA, Systep

19 Página Figura : ergía generada por empresa, mensual % % GENERACIÓN POR EMPRESA Abr % % Gener desa Guacolda % % Colbún Pehuenche Otros GENERACIÓN POR EMPRESA May % % % % % % Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros GENERACIÓN POR EMPRESA May % % % % % % Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros Resumen Empresas el mercado eléctrico del SIC existen agentes principales que aportan más del % de la producción de energía. Estas empresas son AES Gener, Colbún, desa, Pehuenche y Guacolda. Al mes mayo de, el actor más importante del mercado es desa, con un % de la producción total de energía, seguido de Colbún (%), Gener (%), Guacolda (%) y Pehuenche (%). Figura : ergía generada por empresa, agregada trimestral GENERACIÓN POR EMPRESA Trim GENERACIÓN POR EMPRESA Trim GENERACIÓN POR EMPRESA Trim un análisis por empresa se observa que todas aumentaron su producción en relación a abril. particular desa aumentó en un,%, Colbún,%, Gener,%, Guacolda,% y Pehuenche en un,%. El análisis no considera que el mes de mayo cuenta con un día mas que el mes de abril. % % % % % % % % % % % % % % % % % % las Figura a Figura se presenta, a nivel agregado, un análisis de la generación de energía en el SIC por cada empresa. Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros Figura : ergía generada por empresa, agregada últimos meses GENERACIÓN POR EMPRESA Jun -May GENERACIÓN POR EMPRESA Jun -May % % % % % % % % % % % % Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros Gener desa Guacolda Colbún Pehuenche Otros

20 P ágina ENDESA Analizando por fuente de generación, durante el mes de mayo la producción utilizando centrales de embalse exhibe un alza de,% respecto al mes de abril, con una baja de,% en relación a mayo de, principalmente por la sequía que afecta a la zona centro sur del país, sumado al efecto del DS que busca administrar los recursos existentes en los principales embalses. Por otro lado, el aporte de las centrales de pasada presenta una baja de,% respecto a abril, con una caída de,% respecto a mayo de. Respecto a la generación a carbón, la producción de las centrales de desa disminuyó en un,% respecto al mes pasado. Finalmente, el aporte de las centrales a GNL presenta un alza de,% respecto a abril, con un alza del,% respecto a mayo de, motivado principalmente por la mayor operación del complejo Quintero GNL y San Isidro GNL. El análisis no considera que el mes de mayo cuente con un día mas que el mes de abril. Figura : Generación histórica desa (GWh) GWh Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel Figura : Generación proyectada desa (GWh). Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel. Tabla : Generación desa, mensual (GWh).. GENERACIÓN ENDESA Abr May May Var. Mensual Var. Anual Pasada -,% -,% Embalse,% -,% Gas,% -,% GNL,%,% Carbón -,%,% Diésel -,%,% Eólico -,% -,% Total Tabla : Generación desa, últimos meses (GWh) GENERACIÓN ENDESA Jun -May Var. Ultimos Jun -May meses Pasada.. -,% Embalse.. -,% Gas -,% GNL..,% Carbón -,% Diesel -,% Eolico,% Total.. Tabla : Generación desa, trimestral (GWh) GENERACIÓN ENDESA Trim Trim Trim Var. Trim Anual Var. Trim Anterior Pasada -,% -,% Embalse.. -,% -,% Gas -,% -,% GNL... -,% -,% Carbón,% -,% Diesel,%,% Eólico -,% -,% Total...

21 Página ENDESA Figura : Generación histórica vs contratos desa (GWh) Generación Histórica vs Contratos La generación real de energía para desa durante abril de fue de. GWh, de los cuales tiene contratado aproximadamente. GWh; por tanto, realizó compras de energía en el mercado spot por su carácter de deficitario la Figura se ilustra el nivel de contratación estimado para desa junto a la producción real de energía. Es importante destacar que la estimación de la energía contratada no incluye a su filial Pehuenche. GWh ergía Contratada Figura : Transferencias de energía desa ergía Generada Transferencias de ergía Durante el mes de abril de las transferencias de energía de desa ascienden a -, GWh, las que son valorizadas en -, MMUS$. la Figura se presentan las transferencias históricas realizadas por la compañía en el mercado spot MUS$ Fisico ergía GWh Valorizado ergía MUS$ GWh Sólo se considera la valorización de transferencias de energía informadas por el CDEC. Valores positivos significan ventas, mientras que valores negativos son compras de energía en el spot.

22 P ágina GENER Analizando por fuente de generación, durante el mes de mayo la producción utilizando centrales a carbón exhibe un alza de,% respecto al mes de abril, con una baja de,% en relación a mayo de. Tal situación se produce por el aumento de la producción de la central Ventanas II respecto al mes anterior. La generación en base a centrales de pasada muestra una baja de,% respecto a abril, con una disminución de,% en relación a mayo del año, principalmente por un menor aporte de la central Alfalfal y Queltehue. Por su parte, las centrales que operan con GNL presentan un alza de,% respecto al mes de abril, principalmente debido al aumento en la producción de la central Nueva Renca GNL respecto al mes pasado. El análisis no considera que el mes de mayo cuente con un día mas que el mes de abril. Figura : Generación histórica Gener (GWh) GWh - Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel Figura : Generación proyectada Gener (GWh) Se incluye la consolidación de Gener con su filial Eléctrica Santiago, ESSA (Nueva Renca y centrales relacionadas). la Figura se puede apreciar la generación proyectada para la empresa por el CDEC, ante un escenario hidrológico normal. Tabla : Generación Gener, mensual (GWh) GENERACIÓN GENER Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel Abr May May Var. Mensual Var. Anual - Pasada -,% -,% Embalse,%,% Gas,% -,% GNL,%,% Carbón,% -,% Diesel -,% -,% Eólico,%,% Otro,% -,% Total Tabla : Generación Gener, últimos meses (GWh) GENERACIÓN GENER Jun -May Jun -May Var. Ultimos meses Pasada.. -,% Embalse,% Gas.,% GNL,% Carbón..,% Diesel -,% Eólico,% Otro -,% Total.. Tabla : Generación Gener, trimestral (GWh) GENERACIÓN GENER Trim Trim Trim Var. Trim Anual Var. Trim Anterior Pasada -,% -,% Embalse,%,% Gas -,% -,% GNL,% -,% Carbón. -,% -,% Diesel -,% -,% Eólico,%,% Otro -,% -,% Total...

23 Página GENER Generación Histórica vs Contratos La generación real de energía para Gener durante abril de fue de GWh, de los cuales tiene contratado aproximadamente GWh; por tanto, realizó ventas de energía en el mercado spot por su carácter de excedentario. la Figura se ilustra el nivel de contratación estimado para Gener junto a la producción real de energía. El análisis de las transferencias incluye a la filial ESSA. Transferencias de ergía Durante el mes de abril de las transferencias de energía de Gener ascienden a, GWh, las que son valorizadas en, MUS$. la Figura se presentan las transferencias históricas realizadas por la compañía en el mercado spot. Figura : Generación histórica vs contratos Gener (GWh) GWh - Figura : Transferencias de energía Gener MUS$ ergía Contratada ergía Generada Fisico ergía GWh Valorizado ergía MUS$ GWh Sólo se considera la valorización de transferencias de energía informadas por el CDEC. Valores positivos significan ventas, mientras que valores negativos son compras de energía en el spot.

24 P ágina COLBÚN Analizando por fuente de generación, durante el mes de mayo, la producción de las centrales de embalse exhibe un alza de,% respecto al mes de abril, principalmente por el alza en el último mes de la generación de la central Canutillar, con una reducción de,% en relación a mayo de. La generación de centrales diesel presenta un alza de,% respecto a abril, con un aumento de,% respecto a mayo de. Tal situación se debe principalmente al hecho de que las centrales Candelaria I y II, Antilhue y Los Pinos presentan una importante alza respecto a la producción del mes pasado. Las centrales de pasada, por su parte, presentan una disminución en su aporte de,% respecto a abril, principalmente por la baja de la producción de las centrales Rucúe, Quilleco y Machicura, con una reducción de,% respecto a mayo de. Se destaca la generación GNL durante mes de mayo la cual asciende a GWh, % de la producción total de la empresa, fruto principalmente de la producción de Nehuenco GNL (I y II). El análisis no considera que el mes de mayo cuente con un día mas que el mes de abril. Figura : Generación histórica Colbún (GWh) GWh.. - Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel Figura : Generación proyectada Colbún (GWh).. Pasada Embalse Eólica Carbón Gas GNL Otro Diesel la Figura se puede apreciar la generación proyectada para la empresa por el CDEC, ante un escenario hidrológico normal. Se destaca el retraso para finales del de la central Santa María de MW, primera central a carbón de la empresa. Tabla : Generación Colbún, mensual (GWh) - GENERACIÓN COLBUN Abr May May Var. Mensual Var. Anual Pasada -,% -,% Embalse,% -,% Gas -,% -,% GNL -,%,% Carbón,%,% Diesel,%,% Eólico,%,% Total Tabla : Generación Colbún, últimos meses (GWh) GENERACIÓN COLBUN Jun -May Jun -May Var. Ultimos meses Pasada.. -,% Embalse.. -,% Gas -,% GNL.,% Carbón,% Diesel..,% Eólico,% Total.. Tabla : Generación Colbún, trimestral (GWh) GENERACIÓN COLBUN Trim Trim Trim Var. Trim Anual Var. Trim Anterior Pasada -,% -,% Embalse -,% -,% Gas -,% -,% GNL,% -,% Carbón,%,% Diesel -,% -,% Eólico,%,% Total...

25 Página GENER COLBÚN Generación Histórica vs vs Contratos La generación real de de energía energía para para Colbún Gener durante durante abril de noviembre fue de fue GWh, de de los GWh, cuales de los tiene cuales contratado tiene contratado aproximadamente aproximadamente GWh; por tanto, GWh; realizó por tanto, compras tuvo de que energía realizar en el compras mercado de spot energía por su en carácter el mercado de deficitario. spot. la Figura se se ilustra ilustra el nivel nivel de contratación de contratación estimado estimado para Colbún para junto Gener a la producción junto a la real producción de energía. real de energía. El análisis de las transferencias incluye a la filial ESSA. Transferencias de ergía Transferencias de ergía Durante el mes de abril de, las transferencias de energía de Colbún ascienden a -, GWh, las que son Durante valorizadas el mes en -, de noviembre MMUS$. de la Figura las transferencias se presentan de las energía transferencias de Gener históricas ascienden realizadas a - GWh, por la las compañía que son en valorizadas el mercado spot. en -, MMUS$. la Figura se presentan las transferencias históricas realizadas por la compañía en el mercado spot. Figura : Generación histórica vs contratos Colbún (GWh) GWh... - Figura : Transferencias de energía Colbún MUS$ ergía Contratada ergía Generada Fisico ergía GWh Valorizado ergía MUS$ GWh Sólo se considera la valorización de transferencias de energía informadas por el CDEC. Valores positivos significan ventas, mientras que Sólo valores se considera negativos la son valorización compras de de energía transferencias en el spot. de energía informadas por el CDEC. Valores positivos significan ventas, mientras que valores negativos son compras de energía en el spot.