Ciclo Temático de Generación y Distribución 2009 · 2019-01-08 · Ciclo Temático de...

Dirección Gestión de Energía1

Ciclo Temático de

Generación y Distribución 2009

Rodrigo Naranjo M.

Subgerente Comercialización

Octubre de 2009


ENDESA CHILE

Principal operador privado de energía en Latinoamérica con

generación en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.

Cuenta con recursos altamente competitivos (64% energía

hidráulica).

Resultados operacionales sólidos con mejoramiento permanente

del margen.

Crecimiento en energía competitiva.

Flujo de caja estable para sus operaciones en Chile (país con el

riesgo-país más bajo en la región).

Subsidiaria de un operador global (Endesa España/ENEL)


Elementos básicos de las operaciones en Latinoamérica

“Ley Corta II”

Ofertas L.P

Banda de ajuste

Precios reales

Positivos Cambios regulatoriosRegión fuente de crecimiento

La diversificación económica y política

condiciona la cartera de inversiones.

Cambios regulatorios positivos, pero tendencia a

mayor control regulatorio.

Hidrología diferente según la situación

geográfica (Ejemplo: La Niña). Diversificación de

riesgo. Lluvioso en Colombia y seco en Chile.

Variedad de fuentes de energía: gas, hidrología,

carbón, petróleo.

Retroceso en procesos de integración energética

¿Hacia dónde nos enfocamos?

Mantener participación en Chile y evaluar oportunidades de

crecimiento

Neutralizar escenarios de alto riesgo

Participación en energía renovables

Asegurar suministro en los principales mercados eléctricos

Aprovechar negocios de oportunidad

Estrategia para optimizar recursos existentes

Colaboración con los reguladores

Permanente búsqueda de valor agregado

Nuevo Cargo por Confiabilidad

MOR

Colombia

Brasil

Redefinir las relaciones comerciales con proveedores de

combustibles

Ley N° 5163

Energía vieja

Energía nueva

Peru

Chile

Ley N° 28.832

Ofertas MP, LP

Indexación de precios

Argentina

Resolución 1281/2006

“Energía Plus”

FONINVEMEM

Resolución 724/2008


La estrategia es minimizar la variación del

margen ante eventos catastróficos, como

sequías de fines de los años noventa.

Evaluación permanente de la estrategia para

mantener el MeR bajo 10%.

Herramientas de control según volumen de

contratos, tipos de tarifas (traspaso de

riesgo), disponibilidad de combustibles.

Fundamentos del análisis y control de riesgos

Precios de combustibles

Hidrología

Crecimiento de demanda

Tasa de cambio

Inflación local

Mapa de Riesgo de Latam. Margen en Riesgo (MeR) 95%

Flujo de caja en riego

Informes:

Mensuales

Cumplimiento de metas

Detalle:

Latinoamérica

Gx. y Dx.

Países

Holdings

Compañías

Fre

cuencia

Rela

tiva

US$ m

MeR95%

Margen en Riesgo y Volumen Óptimo

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

TW

h

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

MeR

95%

Energía Contratada

Volumen Óptimo

MeR


GWh Contratos

a precio fijo

Pocos contratos

y muy seco

Pocos contratos

y muy húmedo

GWh Contratos con

mínimo riesgo. MeR

D Margen Esp.

98%

95%

DMeR

Margen

Variable

MMUS$

Margen Esperado

Hidro: 65% Energía Esperada

Térmica Efic.: 95% Energía Disp.

Térmica No Efic.: 0% Energía Disp.

Riesgo hidrológico y nivel óptimo de contratación

Muchos contratos

y muy seco

Muchos contratos

y muy húmedo

100% Producción

vendida al spot


CHILE

Santiago

EE.DD. Chilectra

Plantas del Maule

(873 MW)

Plantas del Laja

(947 MW)

Rapel - Sauzal

(466 MW)

Ralco - Pangue

(1.157 MW)

Los Molles

(18 MW)

Celta(182 MW)

D. Almagro - Taltal(292 MW)

Huasco(80 MW)

San Isidro(732 MW)

Bocamina(128 MW)

Empresas Distribuidoras

Hidroeléctricas

Plantas Térmicas

Pla

nta

s T

érm

ica

s

Hid

roe

léctric

as

Gas Atacama(780 MW)

Canela(18 MW)

Eó

lico

5.673 MW


Proyecciones de demanda y precios

Precios de energía. Demanda Cliente Final

Demanda - Margen de Reserva

4042

4145 47

50

40

1514 16 17 1714

130

10

20

30

40

50

60

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% M

. d

e R

.

TWh 2010-2014TWh SINGM de R SecoM de R EsperadoM de R Seco Mín.-mes

Monomico Potencia Energía Rec. RM-88 Mon+Rec

US$/MWh US$/kW-mes US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Abr-09 100,01 9,33 82,82 14,89 114,90

Oct-09 90,46 9,14 73,62 13,99 104,45

Abr-10 88,26 9,16 71,39 13,56 101,82

Oct-10 86,31 8,98 69,77 13,25 99,56

Abr-11 86,31 8,98 69,77 12,11 98,42

Oct-11 86,31 8,98 69,77 0,00 86,31

A. Jahuel

2009 2010 2011 2012 2013 2014

Chile SIC 39,6 40,8 42,4 44,5 46,9 49,7Crec. SIC 3,0% 4,0% 5,0% 5,5% 5,8%

Chile SING 13,7 14,3 15,0 15,8 16,6 17,4Crec. SING 4,5% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Precios de Nudo

Relación de Precios

113,9

52,0

41,129,624,0

173,2

210,9

105,2

44,653,3

40,2

23,7

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US

$/M

Wh

LibresReguladosSpot


La política comercial de ENDESA permite incrementar los

precios y reducir la exposición al riesgo

ENDESA ha priorizado el control de riesgos entre producción y ventas.

La energía vendida por ENDESA a clientes libres en el SIC es superior a los 4.000

GWh/año. En 2010 el 90% de dichos contratos incorporaran cláusulas de riesgo.

Si: Precio Spot Energía - Δ > Pr. Contrato En.

Entonces: Precio Energía = mínimo [Cmg - Δ; Techo]

Resumen Licitaciones

GeneradorEnergía

GWh

Precio Adj.

US$/MWh

Precio Index 2010

US$/MWh

AES Gener 5.419 66,0 70,6

Colbun 6.200 72,6 66,5

Endesa 12.655 65,6 64,1

Guacolda 900 55,0 62,5

Total 25.174 67,0 66,0

ENDESA disminuirá el efecto producto de la baja de crecimiento por haber contratado

importantes volúmenes en licitaciones


GNL Chile

(MarketCo)

Endesa – 33.3%

Metrogas – 33.3%

ENAP – 33.3%

GNL Quintero

(RegasCo)

Propietaria de los activos relativos a

recepción, almacenamiento y

regasificación de GNL.

British Gas

40%

Endesa

Chile

20%

ENAP

20%

Metrogas

20%

Contrato por 9.5 MMm3/d de

regasificación y almacenamiento

de GNL

Fast Track en operación (4.7 MMm3/d) 12 de septiembre de 2009

Fecha Garantizada de primer estanque (9.5 MMm3/d) 12 de abril de 2010

Fecha Garantizada para terminal completo 23 de agosto de 2010

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

30 40 50 60 70 80 90 100

US$/Barril

US

$/M

MB

TU

Petroleo Diesel

GNL AQ SPA

GNL Flex SPA

Con la llegada del GNL ENDESA recompone su

generación con gas

Endesa se mantiene como

generador de bajos costos con

predominio de agua y GNL


ENDESA tiene una mejor posición que sus competidores

GENERACIÓN SIC abr10-mar11

Corrida POA Agosto-09 (mht 090804_POA_v02_2)

0

10

20

30

40

50

19

72

19

80

19

65

19

82

19

86

19

97

19

92

19

93

19

66

19

77

19

91

20

01

19

78

20

00

20

02

19

94

19

84

19

75

19

61

19

81

19

87

19

95

19

79

19

63

19

69

19

83

19

71

19

74

20

03

19

73

19

85

19

60

19

67

19

70

19

88

19

99

19

76

19

90

19

64

19

89

19

62

19

96

19

98

19

68

Gen

era

ció

n,

TW

h

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

pasada embalse carbón gas diesel otro emb+pasada Costo oper.

GENERACIÓN ENDESA abr10-mar11

Corrida POA Agosto-09 (mht 090804_POA_v02_2)

0

10

20

30

40

50

19

72

19

80

19

65

19

82

19

86

19

97

19

92

19

93

19

66

19

77

19

91

20

01

19

78

20

00

20

02

19

94

19

84

19

75

19

61

19

81

19

87

19

95

19

79

19

63

19

69

19

83

19

71

19

74

20

03

19

73

19

85

19

60

19

67

19

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19

88

19

99

19

76

19

90

19

64

19

89

19

62

19

96

19

98

19

68

Ge

ne

rac

ión

, T

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

pasada embalse carbón gas diesel otro emb+pasada Costo oper.

Base 100

Base 100


Situación del sistema hidrológico 2009

Fuente: GCO

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

MA

R 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30

JU

N 5 811

14

17

20

23

26

29

JU

L 5 811

14

17

20

23

26

29

AG 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

MW

h

PASADA TERMICA DESEMBALSADO MAXIMO

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

MA

R 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30

JU

N 5 811

14

17

20

23

26

29

JU

L 5 811

14

17

20

23

26

29

AG 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

MW

h

GENERADA EMBALSADA HIDR 30% HIDR 85% AÑO NORMAL

USO DE ENERGIA HIDRAULICA

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

MA

R 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30

JU

N 5 811

14

17

20

23

26

29

JU

L 5 811

14

17

20

23

26

29

AG 4 710

13

16

19

22

25

28

31 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30 3 6 9

12

15

18

21

24

27

MW

h

PASADA TERMICA DESEMBALSADO

ABASTECIMIENTO SIC DESDE MARZO A OCTUBRE 2009


ARGENTINA

Buenos Aires Planta Térmica

Costanera(2.324 MW)

Planta Térmica

Dock Sud(869 MW)

Hidroeléctrica Chocon(1.328 MW)

EE.DD. Edesur


Hidroeléctricas

Plantas Térmicas

4.521 MW



Precios solo energía

Demanda Cliente Final

Formación de precios de mercado

Desde 2010 se proyecta una ampliación del

límite de la Res. 240, hasta 40 US$/MWh;

y, a partir de 2012 una "nueva 240" con

precios limitados en 60 US$/MWh.


106

124

118114

108110

106

70

80

90

100

110

120

130

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% M

. d

e R

.

TWh 2010-2014

M de R Seco

M de R Esperado

M de R Seco Mín.-mes

Se atenúa el deterioro energético, y por

ende, disminuye el riesgo de racionamiento.

Igual mejoran márgenes de reserva por

caída del consumo

La situación actual ha implicado una

disminución de 2 a 3 puntos de crecimiento

de la demanda:


5,3

10,0 10,8 10,8 10,8 10,8

13,6

8,5

10,6

14,7

19,826,527,1

24,0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US

$/M

Wh

LibresReguladosSpot


Precios del sistema y déficit Cammesa

Tarifas Congeladas + Aumento Costos Producción

Se Genera Déficit en Fondo de Estabilización

Congela Pr. Estacionales

SanciónRes. 240

Renta No Percibida

Zona deDéficit

Administración de Pagos Res. 406/03

Pri

ori

dad

de C

ob

ro

Inc. e) Energía Térmica a CVP e Hidro a 2

$/MWh; Transporte y PAFFT.

Inc. d) Potencia y servicios.

Inc. c) Saldos no contemplados en los incisos

anteriores (Margen Spot).

Inc. b) Ingresos mensuales asignables a los

Fondos y Cuentas del MEM.

Inc .a) Pago de créditos del Fondo Unificado. La relación Gobierno/Agentes hoy es de

negociación. Es decir, los temas regulatorios se

resuelven caso a caso.

La prioridad del Gobierno es el abastecimiento de la

demanda.

Mejoras en disponibilidad, confiabilidad de servicio,

nueva generación, etc.; “SON BIEN RECIBIDAS”


Res. 1281, estableció contratos con respaldo

físico con prioridad de suministro; permitió:

Comercializar un mix de generación del grupo

de manera integral para retener clientes.

Capitalizar en 2007 y 2008 un Margen de

Comercialización MAT, con respecto al

precio spot, de ~12 MUS$.

Res. 1281 además establece el concepto de

Energía Plus (beneficios por nueva energía)

Comercialmente, ENDESA ha capitalizado

incentivos (Res.1281 respaldo físico)

Las gestión de ventas de energía en el MAT, con generación propia y de terceros se han mantenido

en el orden de 3.500 GWh, equivalente a 400 MW-medios.

En un mercado altamente competitivo, se ha logrado gestionar precios por sobre el spot, asegurando

la caja de las empresas que, en su defecto, tendrían atrasos de recupero mayor a un año.

Ventas Mercado a Termino (Gx + Cx)

338 310 357 619 683 806 1.067 1.061560

666 501 482663 743

1.3581.341 1.365

893

1.0611.336

1.512 1.297 1.099

629

360793

1.061

1.176

7141.280

2.139

1.272

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GW

h

CEMSA

CDSSA

HECSA

CCSA

Los fundamentos de la estrategia de ENDESA en el mercado son los siguientes:

Mantener y/o aumentar la cartera de clientes MAT con el propósito de disminuir la exposición al riesgo

de pago de CAMMESA.

Diseñar, ejecutar y evaluar anualmente el plan de relaciones con clientes


Recuperación de Inciso “c” según Res. 724/08

a cambio de inversiones en generación existente

Mediante contratos con CAMMESA; CCSA y CDSSA han recuperado el “inciso c” del año 2008 y gran

parte de 2009.

CCSA gestiona otros contratos que asegurarían el cobro de gran parte de “inciso c” de 2010.

Se analizan acciones para recuperar “inciso c” de HECSA.

COBRAR a cambio de realizar inversiones en activos

existentes y/o generación nueva para suministro de

“Energía Plus” a precios libres en US$.

Las señales van dirigidas hacia la

ejecución de obras que mejoren la

oferta de energía

COSTANERA DOCK SUD (por suscribir)

Modif. Diseño de Calderas TG09 y TG10

Cambio quemadores de G.O - C.C.

Cambio de aceite Trafos principales

Ampliación planta de agua

Repuestos reacondicionados TG7 y TG8

Inversiones 35,60 MMUS$ 21,06 MMUS$

Recuperación Inc. "c" (Res 724) 53,80 MMUS$ (80 MMUS$) 32,40 MMUS$

Libre disposición 18,20 MMUS$ 11,34 MMUS$

Acuerdos con CAMMESA - Res 724/08

Inversiones Ciclo Mitsubishi (Trafos,

quemadores, compresores y planta

purificadora de G.O., otros). 26,6 MMUS$

Inversiones Ciclo CBA (Modif. Quemadores

y nueva planta de agua). 9,0 MMUS$

Actividades

La inversión del Grupo ENDESA en el FONINVEMEM es de 170 MMUS$.

Pendiente: 2008 57 MMUS$ 2009 114 MMUS$


BRASIL

Río de Janeiro

Fortaleza

Planta Térmica

Fortaleza(321 MW)

Hidroeléctrica

Cachoeira Dorada(665 MW)

EE.DD. Ampla

EE.DD. Coelce


Hidroeléctricas

Plantas Térmicas

986 MW



Plan de Obras (MW)

Precios monómicos

Hasta 2014 la demanda crecerá 81,4 TWh, y habrá

17.761 MW de nuevas obras que con fp=0,7 dan

109 TWh. Es decir, Brasil mejora levemente su

bajo margen de reserva; no obstante mantiene

su extrema dependencia hidráulica.


360

444425

408

373386

363

200

230

260

290

320

350

380

410

440

470

500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% M

. d

e R

.

TWh 2010-2014

M de R Seco

M de R Esperado



2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL

Hidro 1.742 1.893 486 995 1.909 7.024

Térmicas 4.433 1.604 694 1.010 1.206 8.946

Carbón 325 1.400 360 0 0 2.085

Oil & Gas 3.652 204 334 1.010 1.206 6.406

Biomasa 456 0 0 0 0 456

Menores 1.029 225 218 34 285 1.790

Total 7.204 3.721 1.398 2.038 3.399 17.761Valores en MW

Esto probablemente incentivará el esperar por

proyectos hídricos de importancia y restará urgencia

a los proyectos térmicos.

Equivalen también a una disminución importante de

los PLD.


65,271,9

48,249,044,0

32,626,5 43,9

68,6

27,631,0

12,14,40

25

50

75

100

125

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US

$/M

Wh

LibresReguladosSpot


En CIEN se ha supuesto un ingreso de 135 MMR$ en 2010

considerando tramos en Brasil y Argentina

ARGENTINA

BRASIL

750 MW medios

Total 2007 = 70 MMUS$

Total 2008 = 128 MMUS$

Acuerdo 2009 = 140 MMUS$

(Cobro a Argentina + Uruguay).

CIEN opera líneas sólo como transportista de energía.

Por la remuneración del tramo en Brasil, en 2010 se

presupuesta recibir 120 MMR$, por el uso de la línea desde

julio a diciembre y se ajustaría a 240 MMR$/año a partir de

2011, reajustado IGPM.

Por la remuneración del tramo en Argentina, se presupuesta

recibir 15 MMR$ en 2010, que se ajustarían a 30 MMR$/año

adicionales a partir de 2011, reajustado por inflación

argentina.

Peajes en la Línea:

MWmedios importados desde Garabí

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre

MW

me

dio

s

2010

2011

2012

Limite de 2.000 MW medios


Este escenario coincide con la política de

ENDESA en Brasil de impulsar su contratación

en este mercado:

Se han efectuado seis leilaos de energía para

ventas de M.P. y L.P.

Se ha intensificado la gestión directa con

clientes potenciales.

Entre contratos libres nuevos y acuerdos ya

supera 100 MW en nuevos compromisos de

suministro.

Se enfrenta escenarios comerciales

altamente competitivos

PLD Historicos ($R/MWh)

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

Se

p-0

7

No

v-0

7

En

e-0

8

Ma

r-0

8

Ma

y-0

8

Ju

l-0

8

Se

p-0

8

No

v-0

8

En

e-0

9

Ma

r-0

9

Ma

y-0

9

Ju

l-0

9

SE/CO

S

NE

N

El Precio de Liquidación de Diferencias en Brasil

(PLD) ha bajado sostenidamente ubicándose hoy en

el valor mínimo, equivalente a ~9.0 US$/MWh.

Esto ha impulsado a los agentes del mercado a

intensificar sus políticas de contratación en el

mercado libre.

La gestión se desarrolla en un mercado de alta

competitividad e informado que ha influido en

una baja de precios en 2009.

500

133 133 133 133 133 133

86 77 65 65

7666

93

3435

14

0

50

100

150

200

250

300

350

2009 2010 2011 2012 2013 2014

MW

- m

ed

ios

CCEAR Clientes Libres Nuevos Libres Sobre NOC


COLOMBIA

Bogotá

Planta Térmica

Termozipa(236 MW)

EE.DD. Codensa

Hidroeléctrica

Guavio

(1.213 MW)

Hidroeléctrica

Betania

(541 MW)

Hidroeléctrica

Río Bogotá

Pagua (601 MW)

Minihidro (96 MW)

Planta Térmica

Cartagena(208 MW)


Hidroeléctricas

Plantas Termicas

2.895 MW



Precios monómicos


46

555351

4749

46

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% M

. d

e R

.

TWh 2010-2014

M de R Seco

M de R Esperado



Ha presentado una caída del crecimiento en el orden de 2 puntos porcentuales en 2009/2010 lo

que significa una mejora de los márgenes de reserva.

Lo anterior influye en una disminución de los Precios de Bolsa.

Interconexión con Panamá se atrasó para el año 2013 lo que implica una baja adicional de

precios.

Mercado Organizado Regulado (MOR) podría presionar una leve baja de precios a partir de

2013 (antes de ese año los contratos están suscritos).


25,6

30,0

33,7

35,3

40,9

48,1 48,2

23,3 24,5

32,1

40,7

42,544,340,8

0

10

20

30

40

50

60

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US

$/M

Wh

LibresReguladosSpot


Contratación y Volumen Optimo

El MOR afectará hasta 2012 a menos del 50% de las energías (por prevalecer contratos ya firmados),

se introducirán efectos nuevos en relación a los mercados regulados y no regulado.

En el MOR las ofertas son sin estacionalidad, esto significará buscar opciones para cubrir riesgo de

verano.

Desde 2006 se comercializa energía con

transferencia de riesgo (piso y techo), lo

cual permite mantener participación de

mercado sin aumentar el riesgo ante

condiciones hidrológicas extremas.

En condiciones muy secas se acuerda

reducciones de consumo y compras de

energía generada con los clientes del

MNR.

Se intermedia energía de terceros,

comprando energía de nuevos o pequeños

generadores.

Desde 2010 a 2013 se tiene anualmente una contratación promedio del orden de 700 GWh con

cobertura de riesgos por sobre la política.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2010 2011 2012 2013

GW

h -

añ

o

MNR

M.Regulado

Nivel de contratación - EMGESA


PERU

Lima

Planta Térmica

Ventanillas(493 MW)

EE.DD. Edelnor

Hidroeléctrica

Yanango

(43 MW)

Hidroeléctrica

Chimay

(151 MW)

Planta Térmica

Malacas(131 MW)

Planta Térmica

Sta. Rosa(229 MW)

Hidroeléctricas

Río Rímac

(551MW)


Hidroeléctricas

Plantas Térmicas

1.598 MW



Precios sólo energíaDemanda Cliente Final


27

363432

2930

27

0

10

20

30

40

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

TW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% M

. d

e R

.

TWh 2010-2014

M de R Seco

M de R Esperado


Una caída del orden de 5% en el crecimiento

esperado para 2009 ha significado una

mejora de los márgenes de reserva.

Equivalen también a una disminución

importante de los Precios Idealizados.

Disminuyen los problemas de capacidad del

gasoducto y el cuestionamiento de las

reservas de gas para sostener la exportación

y el consumo interno.

MW 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Hidráulica 220 70 313

Gas 692 385 48 153

Diesel 180

Eólica 7 9

Total 912 385 180 125 0 475

Plan de Obras


26,6 25,631,0 29,2 27,8 32,4

34,436,9

67,2 63,0

66,592,1

35,1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US

$/M

Wh

LibresReguladosSpot


Contratación y Volumen Optimo

ENDESA ha colocado importantes bloques de energía en las licitaciones del Mercado

Regulado para 2012 y 2013 (en promedio del orden de 3,0 TWh-año).

Los precios obtenidos en licitaciones han sido superiores al Precio de Barra.

En 2009, Edegel ha colocado 1.500 GWh-año en clientes libres enfrentando una agresiva

competencia.

Un 15% de la contratación en el mercado libre incorpora una cláusula de traspaso de

riesgo.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2010 2011 2012 2013

GW

h -

añ

o

MNR

M.Regulado

Nivel de contratación - EDEGEL


Finalmente … ¿Dónde nos enfocamos para mejorar?

Contratos:

Gx: Ventas en volumen óptimo.

Gas:

Optimizar mix de suministro GLN para

San Isidro I y II (cubrir 100%; mix ToP y

flexibles)

Estructurar operación comercial del GNL

Contratos:

Gx: Mantener clientes libres. Contratar

energía dentro del volumen óptimo; o un

poco más.

Adaptarse a crisis de transporte de gas. Contratos:

Potenciar alternativas (proyectos) de

recuperación dineros inciso C.

Mantener en contratos GUMAs

márgenes positivos en relación al precio

de mercado.

Ix y Contratos:

Pago fijo CIEN. Lograr remuneración

definitiva en Brasil y Argentina; y tratar

de mantener valor del activo.

Potenciar ventas de CDSA en mercado

de clientes libres para minimizar riesgo

spot.

Contratos:

Gx: Aumentar y mantener clientes libres

con traspaso de riesgo. Intermediar

energía de terceros.

Nuevas inversiones (Quimbo).


Descargo de Responsabilidad

Esta presentación contiene declaraciones que constituyen o que pueden constituir

declaraciones con visión hacia el futuro, según lo establecido bajo la Ley de Reforma

de Litigio de Valores Privados de 1995 (de Estados Unidos). Estas declaraciones

aparecen continuamente en esta presentación con declaraciones referentes a nuestras

intenciones, creencias y expectativas, que incluyen, pero no se limitan a cualquier

declaración con respecto a: (1) nuestro programa de inversiones; (2) las tendencias que

afectan nuestra condición financiera o los resultados operacionales; y (3) efectos de

cambios en el entorno regulatorio para la industria eléctrica dentro de uno o más países

en los cuales operamos. Dado que dichas declaraciones están sujetas a riesgos e

imprecisiones, los resultados efectivos pueden diferir significativamente con respecto a

aquellos expresados o implicados en dichas declaraciones con visión hacia el futuro.

No se debe confiar indebidamente en dichas declaraciones, las cuales sólo se refieren

a lo ocurrido a la fecha en la que se confeccionaron. No asumimos ninguna obligación

de divulgar públicamente las modificaciones que pudiesen aplicarse a las declaraciones

con visión hacia el futuro.

Ciclo Temático de Generación y Distribución 2009 · 2019-01-08 · Ciclo Temático de...

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