04/ DESARROLLO DEL NEGOCIO 2012

Transcripción

1 4/ DESARROLLO DEL NEGOCIO 212 La entrada en operación de la nueva central a carbón Santa María I, acceso a gas natural licuado (GNL) para desplazar consumo de petróleo diesel en el complejo Nehuenco y un alto estándar de excelencia operacional de todas las centrales de Colbún, mejoraron la estabilidad de los resultados del año 212, a pesar de la condición hidrológica extremadamente seca por tercer año consecutivo. Gestión comercial Durante el año 212 algunos de los objetivos logrados fueron: Firma de acuerdos para el suministro de gas natural para el año 212 y principios del 213: se perfeccionaron acuerdos de suministro de gas natural licuado (GNL) con ENAP Refinerías S.A. y Metrogas S.A., para la operación de una o dos unidades de ciclo combinado de nuestro Complejo Nehuenco. Implementación de un programa de cobertura (opciones Call sobre Henry Hub) con el objeto de acotar los incrementos en los costos de la Compañía por aumento en los precios internacionales del gas natural durante los primeros meses del

2 Consolidación del proceso de licitaciones internacionales de compra de carbón para la nueva central Santa María I. Licitación para suscribir acuerdos con empresas que poseen proyectos de energía renovables no convencionales en operación o en etapa de proyecto. Cartera de contratos DESCRIPCIÓN Y DESARROLLO DEL NEGOCIO Nuestra cartera de clientes está compuesta por clientes regulados y libres. Durante el año 212 terminó su vigencia el contrato con Codelco para sus divisiones Andina y El Teniente (fines de marzo). Producto de este cambio, la demanda de nuestros contratos disminuyó a en el año 212, desde aproximadamente en 211. Los clientes durante el año 212 fueron: Clientes regulados con contratos a Precio de Nudo de Largo Plazo Licitados: Chilectra S.A., CGE Distribución S.A. para la Región Metropolitana, CGE Distribución S.A. para las regiones de O Higgins, Maule, Biobío y de La Araucanía; Saesa S.A., Frontel S.A., Compañía Eléctrica de Osorno S.A., Cooperativa Eléctrica de Curicó Ltda., Compañía Distribuidora de Energía Eléctrica Codiner Ltda., Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica Chillán Ltda., Cooperativa Eléctrica Los Ángeles Ltda., Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Ltda., Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda., Cooperativa Eléctrica Charrúa Ltda., Energía del Limari S.A. y Cooperativa Rural Eléctrica Río Bueno Ltda. Finalmente, Conafe S.A. corresponde a un cliente regulado con contrato a Precio de Nudo de Corto Plazo. Clientes libres: Codelco para sus divisiones Andina y El Teniente (contrato que venció el 31 de marzo de 212); Cartulinas CMPC S.A. para su planta Maule, CMPC Celulosa S.A., Papeles Cordillera S.A. y CMPC Tissue S.A. para la fábrica de Puente Alto; Anglo American Sur S.A. (ex compañía Minera Disputada de Las Condes Ltda.) para sus faenas de Los Bronces/Las Tórtolas; los clientes libres de Chilectra S.A., Metro S.A. y Planta La Farfana de Aguas Andinas S.A., ubicados en la Región Metropolitana. Central Termoeléctrica Candelaria Además, a partir del 1 de septiembre de 211 y como consecuencia de la situación de 53

3 insolvencia financiera de la empresa Campanario Generación S.A., la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) emitió la Resolución Exenta N 2288 de fecha 26 de agosto de 211, instruyendo a todas las empresas generadoras del Sistema Interconectado Central (SIC) abastecer, a prorrata de su energía firme, los consumos de los clientes regulados cuyos suministros fueron adjudicados a Campanario Generación S.A. (1.75 /año), en los precios y condiciones obtenidas en las licitaciones respectivas. De este consumo total, y dada la energía firme calculada, a Colbún S.A. le correspondía un valor cercano al 22%. A partir del 15 de febrero de 212, la SEC emitió la Resolución Exenta N 239 que reemplazó el criterio de energía firme por el de energía inyectada al sistema, con lo cual Colbún cambio su prorrata a un valor entre 21% y 26% dependiendo de su generación mensual. De todas nuestras obligaciones contractuales, una parte tiene sus precios indexados al IPC de los Estados Unidos, una parte esta indexada a los precios del diesel y del carbón y alrededor de 3 estuvieron indexados a costo marginal en 212. Ventas de energía Nuestras ventas físicas del año 212 aumentaron en un 5,% respecto al año 211, alcanzando a Las ventas a clientes regulados aumentaron en un 13,6% (principalmente por el aumento del consumo variable de los contratos de Saesa y Cooperativas, al traspasar parte del compromiso que antes abastecía Campanario S.A. a estos contratos variables). El volumen vendido a clientes libres, a precios no regulados, disminuyó en 36,5% (principalmente por el término del contrato con Codelco para sus divisiones Andina y El Teniente). Por su parte, las ventas spot aumentaron en casi 1 veces, alcanzando en 212, producto de una posición más excedentaria este año en comparación al 211. La composición trimestral de las ventas físicas de energía para los años 211 y 212 se muestra en la tabla 2.2. Durante 212, las ventas de energía a empresas distribuidoras representaron un 6,7% de las ventas totales, en tanto que el volumen vendido a industriales representó el 25,7%. El restante 13,7% se vendió a generadoras a través del CDEC. TABLA 2.2 Ventas de Energía Trimestrales () Trimestre Distribuidoras Industriales CDEC Total Distribuidoras Industriales CDEC Total Ene - Mar Abr - Jun Jul - Sep Oct - Dic TOTAL

4 Ventas de potencia La potencia firme de nuestras centrales aumentó a MW para el año 212, en comparación a MW el año 211, principalmente como consecuencia de la entrada en operación comercial de la central Santa María I el 15 de agosto de 212. Las ventas de potencia aumentaron en 3,8%, pasando de MW a 1.57 MW. Los clientes regulados aumentaron su demanda de potencia en un 22,6%; los industriales y mineros disminuyeron su demanda de potencia en un 32,8%. Por su parte, las ventas de potencia al CDEC aumentaron en un 59,6%. En la gráfico 2.3. se indican las ventas de potencia a clientes y al CDEC de los últimos dos años. GRÁFICO Industriales Ventas de Potencia Promedio de cada año (MW) 64 CDEC 211 Total Distribuidoras DESCRIPCIÓN Y DESARROLLO DEL NEGOCIO 12 CDEC 359 Industriales Distribuidoras Total 1.57 Central Hidroeléctrica Hornitos 55

5 Precios de Venta En el gráfico 2.4. se aprecia la evolución de los precios de referencia del sistema donde operamos. En promedio, los costos marginales del sistema se mantuvieron en linea, explicado por la mayor demanda de electricidad, la menor generación hidráulica y la mayor generación con carbón en comparación al año 211. El precio promedio que los generadores del sistema cobran directamente a sus clientes bajo contratos, denominado Precio Medio de Mercado, fue levemente superior durante el 212, alcanzando un precio monómico promedio de US$115,2 por MWh. Este precio es el que define la amplitud de la banda de precios en torno a la cual se puede ubicar el precio de nudo definitivo. Producto de que la proyección de los costos marginales por la CNE no se modificó significativamente entre las 2 fijaciones tarifarias principalmente debido a que los precios proyectados de los combustibles en ambas fijaciones tarifarias del año 212 se habían mantenido estables al igual que el Precio Medio de Mercado el Precio de Nudo definitivo, aplicado a los clientes regulados que aun tienen contratos antiguos vigentes, subió levemente en Alto Jahuel 22 kv desde 92,3 US$/MWh en la fijación de octubre 211 a 95,2 US$/MWh en la fijación de octubre del 212. Gestión Operacional El año 212 mantuvo la tendencia del año anterior en cuanto a la significativa participación de la generación térmica en el total de energía producida por nuestras centrales. En efecto, debido a la escasez hídrica en cuencas hidrográficas relevantes para Colbún, la generación hidroeléctrica por tercer año consecutivo estuvo muy por bajo los niveles históricos. Sin duda, esto ha sido un importante desafío para nuestros trabajadores ya que la experiencia ha demostrado las complejidades técnicas que tiene la operación térmica, particularmente con petróleo diésel. Sin embargo, con satisfacción podemos señalar que en términos generales las centrales han GRÁFICO 2.4 Precios Monómicos Alto Jahuel (US$/MWh) Costo Marginal Precio de Nudo Precio Medio de Mercado

6 57

7 GRÁFICO Cota del Embalse Colbún (msnm) Por otra parte, el año 212 marcó un hito histórico para la operación de Colbún en cuanto el día 15 de agosto entró en operación comercial la unidad I del Complejo Santa María de Coronel, convirtiéndose en la primera central a carbón de la compañía y una de las más grandes en el país. Cabe señalar que, desde esta fecha y hasta cierre de año, la central Santa María I tuvo una disponibilidad superior al 95%, sin accidentes y sin incidentes ambientales, realizando un significante aporte al equilibrio del sistema y a los resultados económicos del año. Producción GRÁFICO Cota Lago Chapo (msnm) tenido buenos indicadores de confiabilidad, con algunas contingencias específicas que pudieron ser gestionadas y subsanadas. Durante el año 212 continuamos en la senda de la modernización y estandarización de procesos y procedimientos que permitan seguir aumentado los niveles de confiabilidad y disponibilidad de las unidades de generación, así como los estándares de seguridad para nuestros colaboradores. En este ámbito, cabe destacar la completa implementación del sistema SAP-PM para la estandarización de la gestión del mantenimiento en todas las centrales de la Compañía. Nuestra producción bruta durante el año 212 alcanzó , registrándose un aumento de 17,1% en comparación con el año anterior. La producción por tipo de tecnología muestra una disminución de la producción hídrica en 4,2% y un incremento en la producción térmica de 43,5%. Del total de generación térmica, 35,4% fue producto de generación con gas, un 35,4% producto de generación con diesel y un 29,2% correspondiente a la generación de carbón. Con respecto a la central Santa María I, se generaron desde el inicio de sus pruebas en febrero hasta fines de año. Cabe distinguir que el 212 configuró un tercer año seco concecutivo, lo cual no tiene precedentes en la estadística de los últimos 5 años. Los gráficos 2.5. y 2.6. muestran la evolución de la cota de los embalses Colbún y Chapo durante los años 211 y 212, respectivamente. La cota del embalse Colbún evidencia la condición extremadamente seca del año 212 en la cuenca del Maule, mientras que la cota del Lago Chapo evidencia una mejor condición de precipitaciones. Al 31 de diciembre de 212, en Colbún y el Lago Chapo había una reserva acumulada equivalente a 649, que en conjunto representa cerca del 35,7% de la reserva total del SIC. 58

8 Consumo de combustibles Consumo de carbón El total de carbón consumido el año 212 en la central Santa María I fue de 667 mil toneladas, en donde su máximo consumo se produjo en el último trimestre del año 212, dada su entrada en operación comercial en agosto. En el gráfico 2.7 se ilustra el consumo total mensual de carbón en la central Santa María I, para los años 211 y 212. Consumo de gas natural Las entregas de gas natural para el año 212 fueron de un total de 424 millones de m 3. El consumo de gas natural disminuyó con respecto al año anterior, debido a la menor disponibilidad de GNL, solamente para un ciclo combinado del complejo Nehuenco, en lugar de la disponibilidad para dos ciclos de los primeros meses del 211. En el gráfico 2.8 se ilustra el consumo total mensual de gas natural de las centrales térmicas de Colbún, para los años 211 y 212. Consumo de petróleo diesel El total del petróleo diesel consumido durante el año 212 fue de 485 miles de m 3, producto de las condiciones hidrológicas y de demanda del SIC, que durante la mayor parte de ese periodo hicieron necesario el despacho de un ciclo combinado y ciclos abiertos de Colbún con diesel. En el gráfico 2.9 se ilustra el consumo total mensual de petróleo diesel de las centrales térmicas de Colbún, para los años 211 y 212. El petróleo diesel fue transportado a las centrales Antilhue, Candelaria y Los Pinos mediante camiones de las empresas distribuidoras y otros contratados directamente por Colbún. En el caso de Nehuenco, el transporte se hizo principalmente a través de oleoducto y, en menor medida, por camiones. GRÁFICO GRÁFICO GRÁFICO Consumo de carbón en Santa María I (miles ton) 211 Consumo de gas natural en centrales de Colbún (millones m 3 ) Consumo de petróleo diesel en centrales de Colbún (miles m 3 ) DESCRIPCIÓN Y DESARROLLO DEL NEGOCIO 59

9 6

10 Balance comercial versus producción A modo ilustrativo, los gráficos 2.1 y 2.11 muestran el balance mensual para los años 211 y 212 de nuestros compromisos versus la producción hidráulica y térmica de energía. Se GRÁFICO 2.1 observa que en la mayoría de los meses del año 212, los compromisos contractuales fueron cubiertos por la producción propia de Colbún, incluso con bastante excedentes para vender en el mercado spot. Generación propia versus compromisos 211 () DESCRIPCIÓN Y DESARROLLO DEL NEGOCIO Generación Hidroeléctrica Carbón Gas Natural Diesel Compromisos GRÁFICO 2.11 Generación propia versus compromisos 212 () Generación Hidroeléctrica Carbón Gas Natural Diesel Compromisos