Ciclo Temático de Generación y Distribución 2009

(1)

Ciclo Temático de

Generación y Distribución 2009

Rodrigo Naranjo M.

Subgerente Comercialización

(2)

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).

(3)

Elementos básicos de las operaciones en

Latinoamérica

“Ley Corta II” Ofertas L.P Banda de ajuste Precios reales

Positivos Cambios regulatorios

Región  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

(4)



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 F rec ue nc ia Rel ati v a US$ m MeR 95%

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 T W h 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% M e R 9 5 % Energía Contratada Volumen Óptimo MeR

(5)

GWh Contratos a precio fijo Pocos contratos y muy seco Pocos contratos y muy húmedo GWh Contratos con mínimo riesgo. MeR

DMargen 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

(6)

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

Plant

as

Térmic

as

Hidr

oeléc

trica

s

Gas Atacama

(780 MW)

Canela

(18 MW)

Eólic

o

5.673 MW

(7)

Proyecciones de demanda y precios



Precios de energía. Demanda Cliente Final

Demanda - Margen de Reserva

40 41 42 45 47 50 40 15 14 16 17 17 14 13 0 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 . de R . TWh 2010-2014 TWh SING M de R Seco M de R Esperado M 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 49,7 Crec. SIC 3,0% 4,0% 5,0% 5,5% 5,8% Chile SING 13,7 14,3 15,0 15,8 16,6 17,4 Crec. SING 4,5% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Precios de Nudo Relación de Precios 113,9 52,0 41,1 29,6 24,0 173,2 210,9 105,2 44,6 53,3 40,2 23,7 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 U S$ /MW h Libres Regulados Spot

(8)

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 Generador Energía 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

(9)

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 U S $ /M M B T U 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

(10)

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 1972 1980 1965 1982 1986 1997 1992 1993 1966 1977 1991 2001 1978 2000 2002 1994 1984 1975 1961 1981 1987 1995 1979 1963 1969 1983 1971 1974 2003 1973 1985 1960 1967 1970 1988 1999 1976 1990 1964 1989 1962 1996 1998 1968 G e ne ra c ión , 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 1972 1980 1965 1982 1986 1997 1992 1993 1966 1977 1991 2001 1978 2000 2002 1994 1984 1975 1961 1981 1987 1995 1979 1963 1969 1983 1971 1974 2003 1973 1985 1960 1967 1970 1988 1999 1976 1990 1964 1989 1962 1996 1998 1968 G e n e ra c ió n , T W h 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

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

Base 100

(11)

Situación del sistema hidrológico 2009

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 M A R 4 7 10 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 J U N 5 8 11 14 17 20 23 26 29 J U L 5 8 11 14 17 20 23 26 29 _AG 4 7 10 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 M A R 4 7 ₁₀ 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 J U N 5 8 ₁₁ ₁₄ _{17 20} ₂₃ ₂₆ ₂₉ J U L 5 8 ₁₁ ₁₄ ₁₇ _{20 23} ₂₆ ₂₉ AG 4 7 10 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 M A R 4 7 10 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 J U N 5 8 11 14 17 20 23 26 29 J U L 5 8 11 14 17 20 23 26 29 _AG 4 7 10 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

(12)

ARGENTINA

Buenos Aires

Planta Térmica

Costanera

(2.324 MW)

Planta Térmica

Dock Sud

(869 MW)

Hidroeléctrica Chocon

(1.328 MW)

EE.DD. Edesur

Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

4.521 MW

(13)

Proyecciones de demanda y precios



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.

106 124 118 114 108 110 106 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 . de 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: Relación de Precios 5,3 10,0 10,8 10,8 10,8 10,8 13,6 8,5 10,6 14,7 19,8 26,5 27,1 24,0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 U S$ /MW h Libres Regulados Spot

(14)

Precios del sistema y déficit Cammesa

Tarifas Congeladas + Aumento Costos Producción Se Genera Déficit en Fondo de Estabilización

Congela Pr. Estacionales Sanción Res. 240 Renta No Percibida Zona de Déficit

Administración de Pagos Res. 406/03

Pri o ri d ad d e C o b 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,

(15)

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 1.061 560 666 ₅₀₁ ₄₈₂ 663 743 1.358 1.341 1.365 893 1.061 1.336 1.512 1.297 1.099 629 360 793 1.061 1.176 714 1.280 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 G W 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.

(16)

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$.

(17)

BRASIL

Río de Janeiro

Fortaleza

Planta Térmica

Fortaleza

(321 MW)

Hidroeléctrica

Cachoeira Dorada

(665 MW)

EE.DD. Ampla

EE.DD. Coelce

Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

986 MW

(18)

Proyecciones de demanda y precios

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.

360 444 425 408 373 386 363 200 230 260 290 320 350 380 410 440 470 500 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TW h 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% % M . de R . TWh 2010-2014 M de R Seco M de R Esperado M de R Seco Mín.-mes

Demanda Cliente Final

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 17.761

Valores 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. Relación de Precios 65,2 71,9 48,2 49,0 44,0 32,6 26,5 43,9 68,6 27,6 31,0 12,1 4,4 0 25 50 75 100 125 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 U S$ /MW h Libres Regulados Spot

(19)

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 m e d io s 2010 2011 2012 Limite de 2.000 MW medios

(20)

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 N o v-0 7 En e -0 8 Ma r-0 8 Ma y-0 8 Ju l-0 8 Se p -0 8 N o 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 76 66 93 34 35 14 0 50 100 150 200 250 300 350 2009 2010 2011 2012 2013 2014 M W m e d io s

(21)

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) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Termicas

2.895 MW

(22)

Proyecciones de demanda y precios



Precios monómicos

46 55 53 51 47 49 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 . de R . TWh 2010-2014 M de R Seco M de R Esperado M de R Seco Mín.-mes

Demanda Cliente Final



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). Relación de Precios 25,6 30,0 33,7 35,3 40,9 48,1 48,2 23,3 24,5 32,1 40,7 42,5 44,3 40,8 0 10 20 30 40 50 60 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 U S$ /MW h Libres Regulados Spot

(23)

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 G W h - a ñ o MNR M.Regulado

(24)

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

(551

MW) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

1.598 MW

(25)

Proyecciones de demanda y precios



Precios sólo energía Demanda Cliente Final

27 36 34 32 29 30 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 . de R . TWh 2010-2014 M de R Seco M de R Esperado M de R Seco Mín.-mes



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 Relación de Precios 26,6 25,6 31,0 29,2 _27,8 32,4 34,4 36,9 67,2 _63,0 66,5 92,1 35,1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 U S$ /MW h Libres Regulados Spot

(26)

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 G W h - a ño MNR M.Regulado

(27)

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.

(28)