Embed Size (px)
Citation preview
Ciclo Temático 2011
13 | 10 | 1 0
Gerente de Trading y Comercialización
1
Principal operador privado de energía en Latinoamérica con generación en
Argentina, Chile, Colombia y Perú.
Cuenta con recursos altamente competitivos (55% de capacidad instalada de
generación 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 (Enersis / Endesa España/ENEL)
ENDESA CHILE
2
1.328
3.4562.355
745
2.325
2.068
444
923
116
0
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Argentina Chile-SIC Colombia Peru
Capacidad Instalada ENDESA
Hidro Térmico Nuclear ERNC
Endesa = 13.845 MW57% contribucion Hidro
Elementos básicos de las operaciones en Latam.
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: Hidrología, Gas Natural , GNL, Carbón, Petróleo.
Retroceso en procesos de integración energética
Mantener participación en Chile y evaluar
oportunidades de crecimiento
Neutralizar escenarios de alto riesgo
Participación en energía renovables
Ayudar a asegurar el suministro en los principales
mercados eléctricos
Aprovechar negocios de oportunidad
Estrategia para optimizar recursos existentes
Colaboración con los reguladores
Permanente búsqueda de valor agregado
Redefinir las relaciones comerciales con
proveedores de combustibles
3
Region Fuente de crecimiento
¿Hacia donde nos enfocamos?
Exigencias medioambientales de los
gobiernos
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 los límites de riesgo
corporativo.
Herramientas de control según volumen de
contratos, tipos de tarifas (traspaso de riesgo),
disponibilidad de combustibles.
Fundamentos del análisis y control de riesgos
Factor Riesgo Crédito de un Cliente (FRC)
representa la capacidad de pago para cumplir
sus obligaciones contractuales:
Se califica de 1 a 10 (1 es pésimo y 10
excelente).
Se evalúa antecedentes cuantitativos y
cualitativos.
Cobertura de
Intereses
Retorno Anual
Liquidez Ácida
Endeudamiento15%
10%
10%
5%
15%
20%
25%
Antigüedad en la
Industria
Comportamiento
de pago
Antecedentes
Judiciales
+ MeR Latam.=MeR +++
4
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
MeR
95%
TW
h
Margen en Riesgo y Volumen Óptimo
Energía Contratada
Volumen Optimo
MeR
0%
5%
10%
15%
20%
0
400
800
1200
1600
ARG. BRASIL CHILE COLOMBIA PERÚ
Margen en Riesgo ENDESA Chile.
Histograma Margen Latam
0%
5%
10%
15%
20%
Frec
uen
cia
Mill USD
MeR95%
7.4%
Efecto Diversificación sobre el MeR
El Margen en Riesgo con un 95% de probabilidad
de confianza es un 7.4% del margen esperado.
Margen Variable y MeR95% por País
58%
Cartera Gx
CCSA
HECSA
DSUD
CIEN
CDSA
CGTF
SIC
SING
EMG
EDG+PIU
Suma MeR Empresas
MeR Gx
MeR
Mill
. US$
Antecedentes para año móvil Sep11 – Ago 12
El nivel de riesgo de las empresas generadoras
y comercializadoras de energía se encuentra
dentro de los límites de riesgo autorizados.
La barra de color rojo representa el Margen en
Riesgo con 95% de probabilidad de confianza; y la
barra azul es la magnitud total del margen.
Debido a la diversificación en diferentes países, con
condiciones hidrológicas diferentes y monedas
distintas, es posible reducir el nivel de riesgos de la
cartera de empresas generadoras.
MeR
Me
R 9
5%
Santiago
Centrales del Maule
(884 MW)
Centrales del Laja
(906 MW)
Rapel - Sauzal
(466 MW)
Alto Biobío
(1.191 MW)
Los Molles
(18 MW)
Tarapacá(182 MW)
D. Almagro - Taltal(269 MW)
Huasco(64 MW)
San Isidro(778 MW)
Bocamina(128 MW)
(B2 - 342 MW)
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
Plantas Térmicas
Hidroeléctricas
Atacama(391 MW)
Canela(78 MW)
Plantas Eólicas
5.611 MW
CHILE - Octubre de 2011
Quintero(257 MW)
6
Plantas Térmicas
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Hidro CCGT Carbon Oil&Gas Nuclear ERNC
Capacidad Instalada (MW)(Chile - SIC)
Sistema = 12.719 MW Endesa = 5.381 MW (42%)
Incluye Bocamina 2
0
50
100
150
200
250
300
350
400
En
e-9
6
En
e-9
7
En
e-9
8
En
e-9
9
En
e-0
0
En
e-0
1
En
e-0
2
En
e-0
3
En
e-0
4
En
e-0
5
En
e-0
6
En
e-0
7
En
e-0
8
En
e-0
9
En
e-1
0
En
e-1
1
Evolución del Costo Marginal en el SIC.
Puesta en Valor de Activos Hidráulicos
Periodo GN de Argentina
Costos Marginales en US$/MWh
Inicios cortes de GN
Corte Total de GN
Inicio GNL en Chile
El sistema se desarrolló a base de Gas Natural
Se proyectaba un costo de desarrollo de 40 US$/MWh a base de
gas a 1,5 US$/MBTU.
Hubo que sustituir GN por Diesel
Situación de cortes se vuelve irreversible
En 2006 ya se impulsa proyecto GNL propio
Desde 2008 se inician sostenidas alzas de petróleo
1. Desde los ‘90 se confió en el GN y se antepusieron los proyectos de C.C. a los hidráulicos y otras formas de
generación.
2. La crisis del GN reactivó proyectos e inversiones para asegurar estabilidad y seguridad del sistema; pero los atrasos en
obras, el precio del petróleo y años hidrológicos entre normal y seco, elevaron los CMg a niveles de 200 USS$/MWh
en promedio y más.
3. La entrada del GNL propio estabiliza los costos marginales, aunque todavía altos, entre 100 y 150 US$/MWh
dependiendo de la volatilidad del precio del gas. Mejor que petróleo…….pero no barato.
Planes de obras CNE priorizan C.C.
Planes de obras CNE indican Carbón, líquidos
y agua a L.P.
7
Crecientes costos de consumo de combustibles sugieren que
habrá mayor expansión en hidráulicas y renovables
Costo de operación térmica SIC
Como consecuencia del incremento del parque térmico, los costos de operación del sistema
han aumentado
Fuente: CDEC-SIC, Anuario 2001-2010
-
500
1000
1500
2000
2500
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MM
US
D
Líquido
GNL
Gas Natural
Carbón
Con 6.100 MMUS$ se pueden construir a lo menos
2.000 MW hidráulicos y ampliar el S.T.
8
La expansión del SIC
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
MW
Expansión Oferta SIC ITD Abril de 2011
GNL Biomasa Eólicas Hidro Diesel Carbón
La expansión del SIC, en la próxima década, según propuesta CNE en el ITD de abril 2011, es eminentemente a base de
generación hidroeléctrica (47%) y térmica a carbón (36%).
1. Hay en construcción 1.704 MW, lo que representa un 35% de lo que realmente se requiere
hasta 2020. Lo demás, 3.165 MW, son sólo planes, que requerirán permisos, aprobaciones, etc.
2. Esto sugiere que hay muchas oportunidades, pero que se debe seguir una política comercial
prudente porque no hay garantía de que ocurrirán los descensos de precio que derivarían del
plan de obras ideal9
Competitividad de Nuestros Activos
10
CMg 65,6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Chile SIC
Hidráulica3.456 MW
14.824 GWh
Gas778 MW
2.784 GWh
Diesel590 MW25 GWh
ERNC87 MW
226 GWh
Carbón 470 MW
1.780 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Chile-SIC
Incertidumbres Plan de Obras, GNL, otros
11
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
10
20
30
40
50
19
80
19
72
19
65
19
82
19
86
19
93
19
92
19
97
19
66
19
77
19
91
20
02
19
78
20
01
20
00
19
84
19
94
19
81
19
79
19
87
19
75
19
95
19
61
19
63
19
69
19
71
19
83
19
74
19
73
19
85
20
03
19
60
19
70
19
67
19
76
19
99
19
88
19
90
19
64
19
89
19
62
19
96
19
68
19
98
Co
sto
Op
era
cio
nal
, U
S$/M
Wh
Ge
ne
raci
ón
, TW
h
Generación SIC abr/12-mar/13
Pasada Embalse Carbón Gas Diesel Otros Falla Embalse+Pasada Cost. Oper.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
10
20
30
40
50
19
80
19
72
19
65
19
82
19
86
19
93
19
92
19
97
19
66
19
77
19
91
20
02
19
78
20
01
20
00
19
84
19
94
19
81
19
79
19
87
19
75
19
95
19
61
19
63
19
69
19
71
19
83
19
74
19
73
19
85
20
03
19
60
19
70
19
67
19
76
19
99
19
88
19
90
19
64
19
89
19
62
19
96
19
68
19
98
Co
sto
op
era
cio
nal
, U
S$/M
Wh
Ge
ne
raci
ón
, TW
h
Generación Endesa abr/12-mar/13
Pasada Embalse Carbón Gas Diesel Otros Falla Embalse+Pasada Cost. Oper.
Endesa Chile tiene una mejor posición entre sus
competidores
La política comercial de Endesa Chile…
Endesa Chile tiene comprometido aprox. el 70% de su
energía con EE.DD.
Endesa Chile tiene en su cartera los suministros de
importantes empresas de la industria minera del país.
Estos clientes industriales representan del orden de 70%
de las ventas a clientes libres.
Principales Clientes GWh/año
Chilectra 6.600
CGE 3.200
Pelembres 1.082
CMPC - Laja 610
Codelco Salvador 570
CMP 420
Huchipato 420
Carmen Andacolllo 370
12
Permite reducir la exposición al riesgo
Ha priorizado el control de riesgos entre
producción y ventas.
La energía vendida a clientes libres en el
SIC es superior a los 4.000 GWh/año. El
32% de la energía vendida a clientes
libres, en 2011 y 2012, tiene cláusula de
riesgo.0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2011 2012 2013 2014 2015
Futuros Libres EEDD Otras EEDD
Chilectra Clientes Libres V. Óptimo
Contratación de energía (GWh)
La política comercial y la presencia de GNL permiten a
Endesa Chile no verse afectada en un año semi-seco
13Fuente: GCO
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
150000
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
150000
MAR6 11 16 21 26 31 5 10 15 20 25 30 5 10 15 20 25 30 4 9 14 19 24 29 4 9 14 19 24 29 3 8 13 18 23 28 2 7 12 17 22 27OCT7 12 17 22 27
MW
h
GENERADA EMBALSADA HIDR 30% HIDR 85% AÑO NORMAL
136605 MWh 29/06/11
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
MAR6 11 16 21 26 31 5 10 15 20 25 30 5 10 15 20 25 30 4 9 14 19 24 29 4 9 14 19 24 29 3 8 13 18 23 28 2 7 12 17 22 27OCT7 12 17 22 27
MW
h
ABASTECIMIENTO SIC DESDE MARZO 2011 HASTA OCTUBRE 2011
DESEMBALSADO TERMICA PASADA MAXIMO
Endesa es el único generador (SIC) con acceso
directo al GNL
Accionista: 40% BG + 20% Endesa + 20% Metrogas + 20% Enap
Localización: Bahía de Quintero (Centro)
Inicio: 2009 (fast track) – 2011 (completo)
Estanques de almacenamiento: 2 (contenido lleno)
Capacidad de almacebamiento: 320.000 m3
Capacidad de envío: 9,6 MMm3/d
British Gas
40%
Endesa
Chile
20%
ENAP
20%
Metrogas
20%
LNG Supplier LNG Chile
(Market Co)
LNG
(6,6 MMm3/d)
British Gas
Endesa
Chile
33,3%
ENAP
33,3%
Metrogas
33,3%
LNG Quintero
(Regas Co)
LNG
NG (2,2 MMm3/d)
NG (2,2 MMm3/d)
NG (2,2 MMm3/d)
NG (máx. 9,6 MMm3/d)
Capacidad del Terminal 100% contratada (Gas Buyers originales). Podría ampliarse con bajo costo inicial.
Un nuevo Gas Buyer debería ingresar suscribiendo un contrato de largo plazo, asumiendo el ToP sobre la
inversión total del Terminal. Se acordó habilitar alternativa para nuevos entrantes.
El objetivo es optimizar uso del Terminal de GNL. El uso ocasional no es posible. Pero hay alternativa para
conseguir reducir costos medios de corto plazo como quiere la autoridad.
Autoregulación en GNL
Regulación ambiental y ubicación de las centrales a carbón
El plazo para adaptar las plantas existentes a la nueva norma de emisiones es entre 2,5 (MP) y 5 (SO2 y NOx)
años. La inversión de las empresas se espera sea entre 1.400 y 1.700 MUS$.
Documento con ubicaciones ambientalmente posibles para centrales a carbón.
Proyecto sobre obligación de ERNC. La ley actual es de 10% al 2024, desde 5% en 2010. Proyecto lo elevaría a
20% en 2020.
Situación Regulatoria en Chile
CADE
ENDESA ha manifestado su visión al CADE
Importancia de facilitar permisos y licencias a nuevos proyectos de Gx y Tx
No existen trabas a la competencia.
Buenos Aires
Costanera Planta Térmica
(2.324 MW)
ChoconHidroeléctrica
(1.328 MW)
ARGENTINA - Octubre de 2011
3.652 MW
16
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Hidro CCGT Carbon Oil&Gas Nuclear ERNC
Capacidad Instalada (MW)(Argentina)
Sistema = 30.373 MW Endesa = 3.652 MW (12%)
Competitividad de nuestros activos
17
CMg 45,3
0
20
40
60
80
100
120
140
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Argentina
Hidráulica1.328 MW3.189 GWh
Gas1.984 MW
10.727 GWh
Diesel 1.210 MW2.228 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Argentina
Argentina
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gx Total TWh - Margen de Reserva Argentina
Hidro Gas Carbón Diesel+Fuel
Nuclear ERNC+Otros M de R Seco M de R Esperado
0
20
40
60
80
100
120
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
US$/MWhRelación de Precios de Energía Argentina
Libres
Spot
Situación Comercial Argentina
Mercado de contratos en torno al 30% de la demanda total. Sólo clientes libres contratan directo con
generadores y comercializadores.
Se maximiza la contratación directa con clientes para recibir caja y evitar deudas Cammesa.
Volumen Optimo de Contratación
Procesos de Contratación
Los procesos de inscripción de contratos son cuatro veces al año, siendo los más relevantes los de
Mayo y noviembre.
Ejecutados los procesos 2011, la cartera del grupo se renegoció en un 99%, destacando la
renegociación de los contratos con YPF, CENCOSUD y TRANSCLOR, cuya demanda agregada supera
los 100 MWm (25% de la cartera).
Sumado el ingreso de contratos menores la cartera del grupo se mantiene en el orden de 400 MWm.
Situación de precios en 2010
En los últimos procesos de negociación ha mejorado el margen promedio respecto del precio spot.
Hacia fines de 2009 dicho margen tendió a 0% recuperándose hasta valores por sobre 8%.
Se mantiene la Res. 240 que fija el límite spot en 120 $arg/MWh, precio actualmente topado en el
despacho diario.
19
Intervención regulatoria que se ha mantenido por
cerca de una década:
El mercado se mantiene altamente competitivo.
Ganancias entre el 2007 y 2009 del MAT con
respecto al spot de ~ 14 MUS$.
Desde el 2012 se espera recibir señales de
modificaciones regulatorias, aunque débiles en
un principio.
Comercialmente, Endesa Chile ha aprovechado los incentivos
Mercado Intervenido
20
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
GW
h
Ventas Mercado a Termino (Gx + Cx)
CEMSA
CDSSA
HECSA
CCSA
La gestión de energía en el MAT, con generación propia y de terceros se ha mantenido en el orden de
3.500GWh, equivalentes a 400 MW-medios
En un mercado altamente competitivo se ha logrado manejar precios sobre el spot, asegurando la caja de
las compañías; que en su defecto, tendría un atraso en el recupero de más de un año.
Las bases de la estrategia de Endesa Chile en el mercado son:
Mantener o aumentar el portafolio de clientes del MAT con el fin de reducir el riesgo de pago deCAMMESA.
Diseñar, implementar y anualmente evaluar el plan de relaciones con el cliente.
El acuerdo alcanzado a finales del 2010 es un gran avance,
pero nuestras proyecciones para el mediano y largo plazo
son más ambiciosas:
Pago por potencia de 10 US$/MWhrp.
Reconocimiento de costos reales de O&M de térmicas
(100% al 2015)
Reconocimiento de costos reales de O&M de hidráulicas
(fees y royalties)
Eliminación de la “foto”; Res 406 inc. “c” y normalización de
pagos.
Término de la Res 240/03
Acuerdo entre Generadores y Gobierno para restaurar el Mercado Mayorista
90
100
50
Margen potencial de nuestros
generadores MMUS$
Mercado Intervenido
Mercado Regulado
Situación regulatoria en Argentina
Este acuerdo debiera permitir a Endesa y a sus
filiales en Argentina aumentar sus márgenes
actuales a más del doble.
240
480
Bogotá
TermozipaPlanta Térmica
(236 MW)
BetaniaHidroeléctrica
(541 MW)
Río BogotáHidroeléctrica
Pagua (601 MW)Minihidro (116 MW)
COLOMBIA - Octubre de 2011
2.914 MW
22
CartagenaPlanta Térmica
(208 MW)
GuavioHidroeléctrica
(1.213 MW)
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
Hidro CCGT Carbon Oil&Gas Nuclear ERNC
Capacidad Instalada (MW)(Colombia)
Sistema = 14.438 MW Endesa = 2.914 MW (20%)
Competitividad de nuestros activos
23
CMg 54,6
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000 2.250 2.500 2.750 3.000 3.250
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Colombia
Hidráulica2.355 MW
12.189 GWh
ERNC116 MW554 GWh
Carbón 236 MW671 GWh
Gas 208 MW120 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Colombia
Colombia
24
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gx Total TWh - Margen de Reserva Colombia
Hidro Gas Carbón Diesel+Fuel
Nuclear ERNC+Otros M de R Seco M de R Esperado
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
US$/MWhRelación de Precios de Energía Colombia
LibresReguladosSpot
Situación Comercial Colombia
Volumen Optimo de Contratación
La disponibilidad de energía se encuentra
contratada en el orden del Volumen
Óptimo en 2011; restando el 15 % en
2012.
Los contratos son de mediano plazo, lo
que refleja la disponibilidad total para
contratos futuros a partir del 2013.
Precios
Las fuertes lluvias de 2011 han hecho caer el precio spot a valores del orden de 60 US$/MWh.
Mercado Organizado Regulado (MOR) podría presionar una leve baja de precios a partir de 2013
(antes de ese año los contratos están suscritos).
1. La interconexión Colombia – Panamá representa:
Para EMGESA una oportunidad de crecimiento significativo y sostenible.
Para Colombia un potencial de ventas de 300 MW, igual a 2.365 GWh de energía año.
2. A través del SIEPAC se tendría acceso a comercializar energía en todo Centroamérica.25
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
2011 2012 2013 2014 2015
GW
h
Energía Contratada (GWh)
Contratos Futuros Otras EE.DD. EE.DD Grupo
Clientes Libres NOC
Situación regulatoria en Colombia
La CREG presentó un estudio del comportamiento del Mercado Mayorista de Energía con el objeto de analizar la
posibilidad de que agentes generadores tengan posiciones dominantes.
Serán estudiadas variables tales como declaraciones de disponibilidad, precios de licitaciones,
mantenimientos, entre otros.
Propuesta de reglamentación para adoptar, en el corto plazo, el control ex-ante de esas posiciones clave.
Posiciones dominantes en el mercado
Con Quimbo Endesa fortalecería su gestión comercial:
1. Da apoyo a las posibilidades y desafíos; y aprovecha las nuevas oportunidades comerciales.
2. Permite aprovechar las grandes oportunidades de negocios y mejores precios asociados con la futura
interconexión Colombia - Panamá.
La CREG emitió una resolución con la nueva metodología de contratación de largo plazo:
Demanda regulada compraría la energía en forma centralizada. La no regulada participa de manera
voluntaria. (A partir de 2013?)
Incremento de las garantías de los comercializadores, al ser las transacciones en el MOR parte de la bolsa.
La CREG define mediante resolución las principales variables que determinan la contratación de los
agentes en la subasta y la demanda objetivo.
Se activa el Mercado Organizado Regulado (MOR)
0
1.000
2.000
3.000
Hidro CCGT Carbon Oil&Gas Nuclear ERNC
Capacidad Instalada (MW)(Perú)
Sistema = 6.549 MW Endesa = 1.668 MW (25%)
Lima
VentanillasPlanta Térmica
(493 MW)
YanangoHidroeléctrica
(43 MW)
Sta. RosaPlanta Térmica
(429 MW)
PERU - Octubre de 2011
1.668 MW
27
Río RímacHidroeléctrica
(553 MW)
ChimayHidroeléctrica
(151 MW)
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
Competitividad de nuestros activos
28
CMg 15,70
50
100
150
200
250
300
350
0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Perú
Hidraúlica 745 MW
4.417 GWh
Gas 796 MW
4.806 GWh
Diesel 230 MW
0 GWh2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Perú
Perú
29
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
US$/MWhRelación de Precios de Energía Perú
LibresReguladosSpot
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
10
20
30
40
50
60
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gx Total TWh - Margen de Reserva Perú
Hidro Gas Carbón Diesel+Fuel
Nuclear ERNC+Otros M de R Seco M de R Esperado
Situación de Contratación Perú
Volumen Optimo y Precios
La contratación está del orden del Volumen
Óptimo en 2010 y 2011; y 2014 en adelante.
Excedentes de 2012 y 2013 en
negociación.
Perú ha estado creciendo fuertemente en los últimos meses, en torno al 9%.
No obstante que los marginales se mantienen bajos, a través de las licitaciones el mercado premia
los contratos a largo plazo.
EDEGEL se ha adjudicado energía en licitaciones de distribuidores de energía a corto plazo (2011-
2013), evitando de esta manera de vender esta energía a terceros a un costo marginal muy bajo.
Durante 2010 Edegel fue muy exitosa en su colocación de Largo Plazo. Colocó más de 5 TWH,
desde 2014 en adelante (promedio diez años), a más de 51 US$/MWh.
30
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
2011 2012 2013 2014 2015
Ventas contratadas y Volumen Optimo (GWh)
Clientes Futuros EE.DD. Lic. Antiguas
EE.DD. Lic. L.P. Clientes Libres
NOC
Situación regulatoria en Perú
1. Se presenta un escenario de alta actividad regulatoria y nuevas oportunidades de negocio.
2. ENDESA está siendo proactiva para ser parte de la solución de los problemas, y aportar al
regulador el expertise del grupo en la materia a nivel nacional e internacional.
Declaran inconstitucionales los DU 001-2011 y 002-2011
El 30 de setiembre se publicó la Sentencia del Tribunal Constitucional que declara inconstitucional los
Decretos de Urgencia DU 001-2011 y 002-2011
Se pone en riesgo la ejecución de proyectos energéticos contemplados por dichos Decretos de
Urgencia y que están en pleno proceso:
Reserva Fría de Generación, Diversas Línea de Transmisión, Gasoducto a Trujillo, Sistema
de distribución de gas natural para el Sur, Sistema de abastecimiento de LNG para Mercado
Nacional.
Endesa en Perú no tiene inversiones en proyectos afectados por esta medida.
El Gobierno apoya concesiones de Generadores a 30 años con reversión al Estado
Finalmente … ¿Dónde nos enfocamos para mejorar?
Contratos:
Gx: Ventas en volumen óptimo.
Desarrollo de nuevos proyectos
Gas:
Gestionar acceso de terceros al GNL.
Maximizar el retorno de la participación en
Endesa en GNL Quintero, utilizando la posición
del grupo como comprador mundial de GNL para:
aumentar su uso en centrales eléctricas de
Endesa, y,
las ventas a terceros.
Contratos:
Gx: Mantener clientes libres. Contratar
energía dentro del volumen óptimo. Baja de
marginales permite arriesgar un poco más.
Especial énfasis en 2012 y 2013.
Contratos:
Potenciar alternativas (proyectos) de
recuperación dineros inciso C.
Mantener cartera de contratos MAT.
Lograr márgenes positivos en contratos MAT,
en relación al precio de mercado.
Combustibles
Mantener diversificada la cartera de contratos
de GNL.
Implementar la estructura financiera
("Fideicomiso") para compra de líquidos.
Contratos:
Gx: Aumentar y mantener clientes libres con
traspaso de riesgo.
Intermediar energía de terceros.
Nuevas inversiones (Quimbo).
Interconexión Panamá:
Aumentar y diversificar proveedores de
carbón/líquidos.
33
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.
34
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
35
