Dirección Gestión de Energía1
Ciclo Temático de
Generación y Distribución 2009
Rodrigo Naranjo M.
Subgerente Comercialización
Octubre de 2009
Dirección Gestión de Energía2
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)
Dirección Gestión de Energía3
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
Dirección Gestión de Energía4
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
Dirección Gestión de Energía5
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
Dirección Gestión de Energía6
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
Dirección Gestión de Energía7
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
$/M
Wh
LibresReguladosSpot
Dirección Gestión de Energía8
La política comercial de ENDESA permite incrementar los
precios y reducir la exposición al riesgo
ENDESA ha priorizado el control de riesgos entre producción y ventas.
La energía vendida por ENDESA a clientes libres en el SIC es superior a los 4.000
GWh/año. En 2010 el 90% de dichos contratos incorporaran cláusulas de riesgo.
Si: Precio Spot Energía - Δ > Pr. Contrato En.
Entonces: Precio Energía = mínimo [Cmg - Δ; Techo]
Resumen Licitaciones
GeneradorEnergía
GWh
Precio Adj.
US$/MWh
Precio Index 2010
US$/MWh
AES Gener 5.419 66,0 70,6
Colbun 6.200 72,6 66,5
Endesa 12.655 65,6 64,1
Guacolda 900 55,0 62,5
Total 25.174 67,0 66,0
ENDESA disminuirá el efecto producto de la baja de crecimiento por haber contratado
importantes volúmenes en licitaciones
Dirección Gestión de Energía9
GNL Chile
(MarketCo)
Endesa – 33.3%
Metrogas – 33.3%
ENAP – 33.3%
GNL Quintero
(RegasCo)
Propietaria de los activos relativos a
recepción, almacenamiento y
regasificación de GNL.
British Gas
40%
Endesa
Chile
20%
ENAP
20%
Metrogas
20%
Contrato por 9.5 MMm3/d de
regasificación y almacenamiento
de GNL
Fast Track en operación (4.7 MMm3/d) 12 de septiembre de 2009
Fecha Garantizada de primer estanque (9.5 MMm3/d) 12 de abril de 2010
Fecha Garantizada para terminal completo 23 de agosto de 2010
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
30 40 50 60 70 80 90 100
US$/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
Dirección Gestión de Energía10
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
70
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
Dirección Gestión de Energía11
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
Dirección Gestión de Energía12
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
Dirección Gestión de Energía13
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.
Demanda - Margen de Reserva
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:
Relación de Precios
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
Dirección Gestión de Energía14
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
$/MWh; Transporte y PAFFT.
Inc. d) Potencia y servicios.
Inc. c) Saldos no contemplados en los incisos
anteriores (Margen Spot).
Inc. b) Ingresos mensuales asignables a los
Fondos y Cuentas del MEM.
Inc .a) Pago de créditos del Fondo Unificado. La relación Gobierno/Agentes hoy es de
negociación. Es decir, los temas regulatorios se
resuelven caso a caso.
La prioridad del Gobierno es el abastecimiento de la
demanda.
Mejoras en disponibilidad, confiabilidad de servicio,
nueva generación, etc.; “SON BIEN RECIBIDAS”
Dirección Gestión de Energía15
Res. 1281, estableció contratos con respaldo
físico con prioridad de suministro; permitió:
Comercializar un mix de generación del grupo
de manera integral para retener clientes.
Capitalizar en 2007 y 2008 un Margen de
Comercialización MAT, con respecto al
precio spot, de ~12 MUS$.
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
Dirección Gestión de Energía16
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$
Dirección Gestión de Energía17
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
Dirección Gestión de Energía18
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.
Demanda - Margen de Reserva
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
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 17.761Valores 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.
Relación de Precios
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
$/M
Wh
LibresReguladosSpot
Dirección Gestión de Energía19
En CIEN se ha supuesto un ingreso de 135 MMR$ 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$/año
adicionales a partir de 2011, reajustado por inflación
argentina.
Peajes en la Línea:
MWmedios importados desde Garabí
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre
MW
me
dio
s
2010
2011
2012
Limite de 2.000 MW medios
Dirección Gestión de Energía20
Este escenario coincide con la política de
ENDESA en Brasil de impulsar su contratación
en este mercado:
Se han efectuado seis leilaos de energía para
ventas de M.P. y L.P.
Se ha intensificado la gestión directa con
clientes potenciales.
Entre contratos libres nuevos y acuerdos ya
supera 100 MW en nuevos compromisos de
suministro.
Se enfrenta escenarios comerciales
altamente competitivos
PLD Historicos ($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
Dirección Gestión de Energía21
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
Dirección Gestión de Energía22
Proyecciones de demanda y precios
Precios monómicos
Demanda - Margen de Reserva
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
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
42,544,340,8
0
10
20
30
40
50
60
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
US
$/M
Wh
LibresReguladosSpot
Dirección Gestión de Energía23
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
Dirección Gestión de Energía24
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)
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
1.598 MW
Dirección Gestión de Energía25
Proyecciones de demanda y precios
Precios sólo energíaDemanda Cliente Final
Demanda - Margen de Reserva
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
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 25,631,0 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
Dirección Gestión de Energía26
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
Dirección Gestión de Energía27
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).
Dirección Gestión de Energía28
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.