Presentación de Trading y Comercialización Octubre 6, Dirección Gestión de Energía

Transcripción

1 Presentación de Trading y Comercialización Octubre 6, 28

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 conel riesgo-país más bajo en la región). Subsidiaria de un operador global (Endesa España)

3 Elementos básicos de las operaciones en Latinoamérica 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? Asegurar suministro en los principales mercados eléctricos Mantener participación en Chile y evaluar oportunidades de crecimiento Aprovechar negocios de oportunidad Neutralizar escenarios de alto riesgo Ley N 5163 Energía vieja Energía nueva Positivos Cambios regulatorios Nuevo Cargo por Confiabilidad Colombia Ley N Ofertas MP, LP Indexación de precios Peru Ley Corta II Ofertas L.P Banda de ajuste Precios reales Resolución 1281 Energía Plus FONINVEMEM Chile Estrategia para optimizar recursos existentes Colaboración con los reguladores Participación en energía renovables Permanente búsqueda de valor agregado Brasil Argentina

4 Fundamentos del análisis y control de riesgos Mapa de Riesgo de Latam. Hidrología Crecimiento de demanda Precios de combustibles Tasa de cambio Inflación local Margen en Riesgo (MeR) 95% Frecuencia Relativa MeR 95% US$ m Flujo de caja en riego Detalle: Latinoamérica Gx. y Dx. Países Holdings Compañías Informes: Mensuales Cumplimiento de metas TWh Margen en Riesgo y Volumen Óptimo Energía Contratada Optimum Volume MeR % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % MeR 95% La estrategia es reducir el MeR ante eventos catastróficos, como sequías de fines de los años noventa. La revaluación de la estrategia para mantener el MeR bajo 1%. Herramientas de control según volumen de contratos, tipos de tarifas (traspaso de riesgo), disponibilidad de combustibles.

5 Riesgo hidrológico y nivel óptimo de contratación Margen Variable MMUS$ Pocos contratos y muy seco Muchos contratos y muy húmedos Margen Esperado Margen Esp. MeR Pocos contratos y muy húmedo Hidro: 65% Energía Esperada Térmica Efic.: 95% Energía Disp. 98% Térmica No Efic.: % Energía Disp. Muchos contratos y muy seco 95% 1% Producción vendida al spot GWh Contratos con mínimo riesgo. MeR GWh Contratos a precio fijo

6 Objetivos y desafíos 29 en adelante Contratos: Gx: Aumentar y mantener clientes libres con traspaso de riesgo. Intermediar energía de terceros. Nuevas inversiones (Quimbo) y Cargo por Capacidad Contratos: Gx: Mantener clientes libres. Contratar energía dentro del volumen óptimo. Adaptarse a crisis de transporte de gas Contratos: Gx: Ventas en volumen óptimo. Gx: Mantener los clientes libres con cláusulas de traspaso de riesgo. Gas: Optimizar mix de suministro GLN para San Isidro I y II (cubrir 1%; mix ToP y flexibles) Estructurar operación comercial del GNL Ix y Contratos: Pago fijo CIEN. Mantener potencial intermediación futura (cerca de2 MUS$/año) Ventas de CDSA para minimizar riesgo spot. Resolver la viabilidad comercial de Fortaleza. 12% 1% 8% 6% 4% 2% % -2% Contratos: Mantener cartera de clientes por sobre el nivel registrado en mayo de 24. Incrementar el margen de energía por ventas con respaldo físico. Gas: Obtener gas para Costanera con LT contratos empezando en 28 y reducir la cantidad de cortes de gas. Manejando el balance entre crecimiento y precios Generación por Países (Real 28 v/s POA) Real 28 (Average Inc. Generation jan-jun 28 v/s 27) 28 POA 4,9% 2,9% 4,8% 3,8% 9,5% 69% 6,9% 72% 7,2% 5,8% 5,2% -,7% Argentina Brasil Chile SIC Chile SING 2,2% 1,% Colombia Perú

7 Situación regional para la producción y trasporte de gas 6 Balance 27 [millón m 3 /d] Bolivia no será la solución alafaltadee&p Años Incluso con suministro st de GNL, el déficit de Chile permanecerá 6 GNL GNL 6 GNL Balance 21 [millón m 3 /d] GNL 4 GNL 3 GNL 5 (*) Notas Los balances promedios asumen una demanda Termo para un escenario Hidro promedio Producción Demanda Déficit 1 18 Aún sin exportar gas natural y GNL muy caro, Argentina mantendrá su déficit.

8 ARGENTINA EE.DD. Edesur Hidroeléctrica Chocon (1.315 MW) Buenos Aires Planta Térmica Dock Sud (863 MW) Planta Térmica Costanera ( MW) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

9 Precios del sistema y déficit Cammesa Endesa Explora formas de recuperar deudas inciso c $/MWh Cmo Pr. Estacional Precio 24 Evolución Pr. Marginal, 24 y Estacional; y del Fondo de estabilización Res. 46/3 - Saldo pendiente de cobro Periodo Generadores Estatales Privados Total Jun7 - Dic Ene8 - Jun Total Acum. (MM$arg) Com1 posición del déficit del Sistem a (*) Año 27: no incluye el aporte 5% al FONINVEMEM Composición del déficit del sistema Foninvemem F o n d o E s t a b iliz a c ió n Generadores Estatales 1.92 Fideicom iso gas Generadores Privados G e n e ra d o re s P riv a d o s Fideicomiso Gas 55 G e n e ra d o re s e s ta ta le s Fondo de Estabilización FO NINVEM EM TOTAL MM$ Aporte Estado 3.15 MM$ Déficit Caja T o t a l a jun8: M M $ A rg Inc.a) Pago de créditos del Fondo Unificado Inc. b) Los ingresos mensuales asignables a los Fondos y Cuentas del MEM Inc. c) Saldos no contemplados en los incisosi anteriores (Margen Spot) Inc. d) Potencia y servicios Inc. e) Energía Térmica a CVP; Hidraúlica a 2 $/MWh; Transportista y PAFFT 1. A cobrar en 12 cuotas mensuales desde la operación comercial de los ciclos (Mar/Abr 29) 2. Posibles de cobrar con Res. 724/8.

10 Proyecciones de demanda y precios US$/MWh Relación de Precios Libres Estacionales Spot-24 25, 24, 28,4 3,2 27, 28,2 34,9 39,5 34,2 36,2 47,6 44,1 63,2 58, Precios solo energía TWh Año Consumo 4,% 4,5% 5,% 5,% 5,% 5,% B.C. 2,2% 5,2% 5,1% 5,% 5,1% 5,1% Diferencias entre consumos y B.C. por importaciones y exportaciones (Brasil y Uruguay). 96 Demanda - Margen de Reserva TWh M de R Seco M de R Esperado M de R Seco Mín.-mes % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % M. de R. Demanda en Barras de Generación (proyección ENDESA)

11 Comercialmente, ENDESA ha capitalizado los incentivos de la Res 1281/6 (respaldo físico de contratos) Contratos t CRF Mejoras en el precio libre con margen respecto al spot. (prioridad de suministro) Comercializar el mix de generación del Grupo en forma han implicado integrada para retener clientes. RESPALDO FISICO ENDESA: ~3 MW Térmicos: Gestión de Grupo Generador, CEMSA, ENCOS y CDSSA. ~14 MW Hidro: Se definió como los contratos a la fecha de la Res 1281/6. 6. Non-regulated market contracts (Gen. + Comm.) year GWh CEMSA CDSSA CHOCON CCSA Hasta mayo de 27, los márgenes de comercialización con respecto a spot fueron reducidos, cercanos a cero

12 En 27 se inició política de contratación directa de G.N. aprovechando Res.599 (romper lazos con Distribuidor) En la práctica el Acuerdo Antiguo de Suministro entre Costanera y Metroenergía perdió vigencia en agosto de 27 NECESIDAD DE CONTRATAR SUMINISTRO DE GAS NATURAL Acuerdo Gobierno - Productores de Gas Natural, homologado por Resolución 599/27, impone a productores obligaciones de inyección a cada categoría de usuario, entre ellos a usinas POSIBILIDAD DE CONTRATAR SUMINISTRO DE GN DIRECTAMENTE CON PRODUCTORES LOS ACUERDOS SUSCRITOS POR COSTANERA EN 27 EN BASE A ESTA REGULACION HAN REPRESENTADO AHORROS EN TORNO AL 6% RESPECTO DE SITUACION CUANDO SE COMPRABA A METROGAS

13 BRASIL Planta Térmica Fortaleza (319 MW) Fortaleza EE.DD. Coelce Hidroeléctrica Cachoeira Dorada (658 MW) Río de Janeiro EE.DD. Ampla Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

14 Proyecciones de demanda y precios US$/MWh TWh Libres Regulados Spot Relación de Precios 68,6 18,3 76,9 8,6 77,5 71,8 84,5 76,9 78, 74,4 77,5 73, Precios monomicos Demanda - Margen de Reserva TWh M de R Seco M de R Esperado M de R Seco Mín.-mes Demanda en Barras de Generación (proyección ENDESA) 5% 45% 4% 35% 3% 25% 2% 15% 1% 5% % Plan de Obras (MW instalados) TOTAL Hidro Térmicas Diesel-FO GN Carbon Biomasa Eólicas 2 2 Menores Total % M. de R. Crecimiento de Consumo (TWh) Demanda Crecimiento 5,% 4,9% 4,5% 4,4% 4,4% De 28 a 213 la demanda crecerá 117 TWh, pero habrán entrado MW de nuevas obras, con F.P,7 dan 16 TWh. Es decir, Brasil no mejora su margen de reserva y mantiene dependencia hidráulica extrema. (Balance del 213 estimado EPE y no ONS. Incluye Santo Antonio y otros supuestos)

15 Situación en CIEN y en CDSA 3 Importación Exportación Brasil CIEN sigue a la espera de regulación para definir remuneración de L.P de las líneas 2 1 diarios GWh d BRAZIL 75 MW medios ARGENTINA 4 5 IMP HID BRASIL IMP TER BRASIL EXP Compensación BRASIL Imp Brasil enviada a Uruguay Peaje total 27= 7 MMUS$/MWh Peaje acordado d 28 = 13 MMUS$ EN CDSA se mantienen holguras de contratación para enfrentar riesgos

16 Brasil ha tomado conciencia de la precariedad de su suministro de gas. (Portaria 125/27) BRASIL Ante el resultado negativo de las pruebas de las usinas térmicas a Gas en 26, debido a la indisponibilidad de las plantas por falta de gas, se ha firmado un Compromiso entre Aneel y Petrobrás para garantizar la oferta 25 Costos Marginales Brasil 4,6 Argentina Contrato = ,6 28, Brasil Contrato = 3 6, Bolivia Producción Neta Abastecimiento Bolivia 27 demanda 27 PLD R$/M MWh SE NE Petrobrás garantiza el suministro de gas para (termocompromiso). Petrobrás se compromete con la oferta de gas para cada UTE. Se reconocen penalidades a Petrobrás por incumplimiento de suministro. Petrobrás asegura a Endesa Fortaleza el 5% a partir del 2º Semestre de 28 y 1% a partir del 29.

17 CHILE Tarapacá (182 MW) EE.DD. Chilectra Pla antas Tér rmicas D. Almagro - Taltal (292 MW) Huasco (8 MW) San Isidro (379 MW) Bocamina (128 MW) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas Santiago Los Molles (18 MW) Rapel - Sauzal (466 MW) Del Maule Plants (869 MW) Del Laja Plants (96 MW) Ralco - Pangue (1.157 MW) Hid droeléctri icas

18 Proyecciones de demanda y precios US$/MW Wh Relación de Precios SIC Libres Regulados Spot 24,3 29,55 41,5 5,14 52, 21,9 182, 153,5 128,4 113,9 14,3 97,9 93,3 93, 82,6 83,2 78,9 72,6 72, 88, 79,5 6,1 58,4 TWh Precios solo energía 37 Demanda - Margen de Reserva TWh M de R Seco 95% M de R Esperado M de R 95% Mín.-mes Demanda en Barras de Generación (proyección ENDESA) % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % M. de R. Dem. SIC TWh Clientes Libres 12,2 12,4 13,2 14, 14,6 15,3 Distribuidoras 28,1 29,9 31,6 33,7 35,8 38, Total SIC 4,3 42,3 44,8 47,6 5,4 53,33 Crecim. SIC,8% 5,1% 5,7% 6,4% 5,8% 5,8% Ventas a clientes

19 Política comercial y procesos de licitación Control de riesgos entre producción y ventas. La venta de energía para clientes libres en el SIC es 5. GWh/año. Muchos contratos incorporar cláusulas de riesgo por altos precios spot. Se analiza ofertar en próxima licitación, que se aplazaría a diciembre. Nuevas ofertas para energía sin contrato tendrían un alto precio techo. GWh Licitaciones Se agregaría bloque de 1GWh aprox. SAESA CGE BCE1 Chilquinta BBE3 CGE BBE1 Endesa 26/7 Prom. July. 28 Precio cap 2ª vuelta Marzo energía Cap Ofertas Oct (energía) 125,22 energía Ene-1 Jul-1 Ene-11 Jul-11 Ene-12 Jul-12 Ene-13 Jul-13 Ene-14 Jul-14 Ene-15 Jul-15 Ene-16 Jul-16 Ene-17 Jul-17

20 Evolución de la disponibilidad y precios del Gas Natural MMm3/d Importaciones de gas natural argentino Methanex 2 Gaspacífico 18 Gasandes 16 Gasatacama 14 Norandino 12 Contratado 1 Promedio anual ene-6 mar-6 may-6 jul-6 sep-6 nov-6 ene-7 mar-7 may-7 jul-7 sep-7 nov-7 ene-8 mar-8 may-8 jul-8 Precio Gas Natural Argentino Precio Boca de pozo 2,1 Arancel exportación 15,1 Costo variable transporte,4 Precio Total 17,6 Precio en US$/MMBTU Proyecto GNL tiene avance de 6% al 31/7/8. Fechas garantizadas por contratos EPC: Fast Track 15/69 (4.7 millón m3/d) 1st tank 12/4/1 (9.5 millón m3/d) Terminal completo 23/8/1 Endesa posee 3.2 MMm3/d de regasificación y contratos de GNL: i) 2.22 MMm3/d y ii) GNL AQ para completar su capacidad de regasificación entre Oct-29 y Dic-211

21 Los precios de GNL son dependientes de precios internacionales del petróleo USD/MMBtu [MMUSD] Brent [USD/barril]

22 Situación hidrológica MW Wh Abr 1-May 1-Jun 1-Jul 1-Ago 1-Sep CAUDAL AFLUENTE DIARIO AL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL EN MWh 1-Oct 1-Nov 1-Dic 1-Ene 1-Feb 1-Mar 1-Abr SECO 9% % SECO 85% HUMEDO 3% AFL DIARIO HUMEDO 15% NORMAL AÑO 27-8 PROM 7 DIAS ENE MAR May 1-Jun 1-Jul UTILIZACIÓN ENERGÍA HIDRÁULICA JUN Ago 1-Sep 1-Oct JUL 5 1-Nov 1-Dic 1-Ene AGO 1-Feb 1-Mar GENERADA EMBALSADA HIDR 3% HIDR 85% AÑO NORMAL

23 ENDESA ha realizado ofertas para reducir el consumo regulado y de clientes libres Aspectos principales i de la Norma para reducciones o aumentos de consumos Los generadores ofrecieron reducciones de consumos a usuarios sujetos a regulación de precios, ubicados en zonas de concesión de servicio publico de la EEDD con la cual el generador tiene un contrato de suministro. Para los clientes > 5 kw podrán ofrecer en forma individual a algunos de ellos o mediante una convocatoria general. Cláusulas libremente pactadas entre el generador y el consumidor. Clientes < 5 kw: Ofertas estandarizadas, debiendo indicarse el plazo, precio y opcionalmente el monto máximo a bonificar. El consumo de referencia es función del consumo del mismo periodo del año anterior. p Costos de implementación: Dichos costos deben ser aprobado por la CNE. Estos costos serán facturados por las EEDD a los generadores que efectuaron ofertas. Cmg Ahorro neto Generador: Q x (Cmg P. Nudo) Pago Costos implement. Precio Nudo QQ Q

24 COLOMBIA Planta Térmica Cartagena (142 MW) Planta Térmica Termozzipa EE.DD. Codensa (236 MW) Hidroeléctrica Guavio Hidroeléctrica i Bogotá ( MW) Río Bogotá (697 MW) Hidroeléctrica Betania (541 MW) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Termicas

25 Proyecciones de demanda y precios US$/MW Wh Libres Regulados Bolsa Relación de Precios 47,5 55, 51,7 52,4 59,9 57, 64,5 64,8 61,4 61,2 Precios monomicos Regulados y libres según ventas ENDESA 64,1 62,1 La modificación de remuneración de potencia ha sido correctamente aprovechada por ENDESA Con Cargo por Capacidad, EMGESA-BETANIA recibían: ~15 MMUS$/año. TWh Demanda - Margen de Reserva TWh M de R Seco 95% M de R Esperado M de R 95% Mín.-mes Demanda en Barras de Generación (Proyección ENDESA) 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % M. de R. Con el nuevo esquema Cargo por Confiabilidad, en 27, el ingreso máximo de EMGESA-BETANIA, asociado a una obligación de 11,1 TWh equivale a: ~144 millones de US$/año.

26 Quimbo - GPPS Firm Energy auction Dec 214/Nov-219 Energía firme declarada y adjudicada a Quimbo. Diferencia entre la ENFICC y la OEF puede ser vendida en el mercado Secundario.. En junio se llevó a cabo el proceso de subasta GPPS. El precio de cierre de adjudicación de esta energía Firme se mantuvo en los 13,998 US$/MWh, precio de cierre de la subasta celebrada en mayo 28. GWh - acumula ado Endesa presentó su proyecto Quimbo con una ENFICC dic14 - nov15 de 1.75 GWh por 2 años. La energía firme ofrecida y adjudicada en la subasta GPPS fue en total 1.65 GWh dic15 - nov dic16 - nov dic117 - nov18 Capacidad Instalada por proyecto % Quimbo; 13% Pescadero; 4% Energía Firme por Proyecto % Quim bo; 26% Pescadero; 17% Porce IV; 15% Miel II; 3% Sogamoso; 27% Cucuana; 2% Miel II; 3% Porce IV; 13% Sogamoso; 38% Cucuana; 1%

27 PERU Planta Térmica Malacas (142 MW) Hidroeléctrica Yanango (43 MW) EE.DD. Edelnor Planta Térmica Ventanillas (475 MW) Hidroeléctrica i Lima Chimay (151 MW) Planta Térmica Sta. Rosa (229 MW) Hydroelectric Plants Río Rímac (546 MW) Empresas Distribuidoras Hidroeléctricas Plantas Térmicas

28 Proyecciones de demanda y precios US$/MW Wh Libres Regulados Spot Relación de Precios 92,1 29,5 37,8 3,9 38,1 27,3 38,8 39,9 41,2 38,5 38,7 37, Precios sólo energía Spot idealizado periodo Regulados y libres según ventas ENDESA TWh 5, 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, 23 TWh Demanda - Margen de Reserva M de R Seco 95% M de R Esperado MdeR95%Mín Mín.-mes Dem. Máx. Consumo F.C. Tasa Crecimiento Año MW GWh % Potencia Energía ,4% ,9% 7,8% 7,9% ,7% 8,1% 8,2% ,2% 8,7% 1,7% ,2% 5,2% 5,2% ,2% 5,% 5,% ,2% 5,% 5,% % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % M. de R. Demanda en Barras de Generación (Proyección ENDESA)

29 Decreto Ley Nº 1.41, Resolución Nº 358 y Decreto N 41 (28) Reasignación de gas natural EDEGEL Gasoducto CAMISEA Capacidad: 8,21 MMm3/d Demanda: 12,74 MMm3/d Centrales térmicas EDEGEL: Suministro: 53,8 % 1% Ventanillas; % Santa Rosa LIMA y otros: Suministro: 68.8 % DL Nº 1.41, Resolución N 358 y Decreto N 41 permite redistribuir capacidad interrumpible de transporte durante períodos de congestión declarada por el MEM. Declaración de congestión por parte de la Autoridad, gatilla transacciones de energía usando costo marginal teórico (sin restricciones de combustible), mejorando el margen variable de las compañías en posición compradora. Generadores tienen posibilidad de suscripción de acuerdos bilaterales de redistribución de transporte de gas natural durante periodo de congestión. Si generadores no acuerdan asignación eficiente, entonces COES tiene facultad de redistribuir ib i el gas natural en el sistema. RM Nº 358 establece como período de congestión entre el 3 de agosto de 28 y el 3 de septiembre de 29.

30 Disclaimer 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 t 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 i 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 iió 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.