SYSTEP Ingeniería y Diseños

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1 SYSTEP Ingeniería y Diseños Seminario micro centrales hidroeléctricas: Estrategia comercial mini- micro hidro Sebas&an Mocarquer G. (smocarquer@systep.cl) 31 de mayo de

2 Contenidos Ø Mercado Eléctrico Ø Legislación aplicable a las ERNC Ø Estrategia Comercial - Análisis de Riesgo Ø Estrategia financiera y recomendaciones 2

3 Mercado Eléctrico Centrales micro y mini hidroeléctricas Centrales hidroélectricas SIC < 20 MW N Centrales Capacidad [MW] En calificación (75,6 MW) 16% Instalado (160,2 MW) 34% Instaladas Aprobadas En calificación 7 76 Aprobado (234,8 MW) 50% Total 470,7 MW Total Fuente: SEIA / CNE 3

4 Mercado Eléctrico y comercial CDEC Generador Transmisor Operación Económica a través del CDEC (Mercado Spot) Generador CMg corto plazo Generador Transacciones mediante Contratos Comerciales (Mercado de Contratos) Precio Licitaciones Empresa Distribución Consumidor no Regulado Precio Libre + Peajes Consumidor Regulado Precio Regulado + Peaje + VAD 4

5 Mercado Eléctrico Separación de la y comercial dentro de la empresa Margen Operacional Margen Comercial 5

6 Legislación aplicable (DS 244) PMG (Pequeño medio de generación) MGNC (Medios de generación no convencionales) PMGD (Pequeño medio de generación distribuido ) Menores a 9 MW Menores a 20 MW Menores a 9 MW Auto despacho, con requisitos CMg o precio estabilizado (P.N.) Aplican solo peajes de subtx y adicional Puede ser MGNC Auto despacho CMg Exento de peajes troncales <9 MW, proporcional 9-20 MW Puede ser PMG y PMGD Auto despacho CMg o precio estabilizado (P.N.) Peaje solo si abastece cliente libre Puede ser MGNC Transmisión Distribución 6

7 Legislación aplicable (Ley ERNC ) Ø Dentro acreditación ERNC: Hidroeléctrica < 20 MW Hidroeléctrica proporcional entre 20 a 40 MW Biomasa Eólica Geotérmica Solar Mareomotriz Etc. 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% % anual fijo 0,5% anual adicional ERNC no suministrada (MWh) Primer incumplimiento 0,4 UTM x MWh Reincidencia (3 años) 0,6 UTM x MWh 32,7 US$/ MWh* 49,0 US$/ MWh* Porcentaje a los contratos firmados desde sep&embre del 2007 *UTM mayo = $ Dólar=$467,31 7

8 Legislación aplicable (Ley ERNC ) Precio Certificado ERNC [US$] 100 Curva Oferta- Demanda ERNC Biomasa Eólica Solar Mini- hidro Varía en función de la oferta de cada tecnología Geotermia Varía en función de los costos medios Demanda de ERNC sube Energía [GWh] Oferta ERNC Demanda ERNC a) Demanda ERNC b) Demanda ERNC c) 8

9 Legislación aplicable (Ley ERNC ) Cumplimiento Ley ERNC (GWh) Ene-Mar 2010 Abr-Jun 2010 Jul-Sep 2010 Oct-Dic 2010 Ene-Mar 2011 Generación neta SIC + SING (5% c. propios) Energía contratada sujeta a ERNC Obligaciones (5%) Generación ERNC Superávit ERNC Respecto a generación neta SIC + SING 1,9% 1,6% 1,7% 2,3% 2,1% 9

10 Que es una estrategia comercial? Definir el camino a seguir Excedentario Deficitario Indexación? Ventas en el spot Nivel de Contratación Tipo de cliente? Tipo de contrato? Riesgo construcción Riesgo regulatorio Riesgo hidrológico Riesgo de precios para maximizar ingresos, controlando el riesgo 10

11 Análisis de riesgo Riesgo de producción - Central Guayacan 12 MW Potencia Afluente [MW] ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR húmeda ( ) seca ( ) media ( ) Potencia Máxima Fuente: CNE 11

12 Análisis de riesgo Costo marginal SIC US$/MWh 350 Cvar CMg Quillota 220 Cvar Carbón Cvar GNL Cvar diesel eficiente Quillota Semanal Fuente: CNE 12

13 Análisis de riesgo Mercado spot y contrato MUS$ ENDESA GWh Precio Accion $ $ $ 900 $ 800 $ 700 $ 600 $ Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$ ENDESA MM$ Precio Acción Utilidad del ejercicio Fuente: CDEC- SIC / Systep / Bolsa de comercio de Sannago 13

14 MUS$ Análisis de riesgo Mercado spot y contrato GENER GWh Precio Acción $ $ 300 $ 270 $ 240 $ 210 $ 180 $ Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$ GENER MM$ Precio Acción Utilidad del ejercicio Fuente: CDEC- SIC / Systep / Bolsa de comercio de Sannago 14

15 Comercialización de energía y potencia Ø Otros Generadores Venta de producción y/o representación en el CDEC Potencial en venta cernficados ERNC Ø Clientes libres Oportunidades en función del npo de cliente Ø Distribuidoras Licitaciones Proceso abierto y compennvo pero de dificil acceso. Clientes Libres En caso de ser PGMD se renuncia a exención de peajes distribución Ø Mercado spot Tomador de precios y riesgo 15

16 Comercialización de energia y potencia Productos Energía Potencia Precio Libre Clientes Libres BT Precio Spot (energía) Generadores Precio de Licitación Transmisor Distribuidor Peaje de Distribución Precio Nudo de potencia Peaje Peaje Peaje Precio de Nudo + VAD Precio Libre Clientes Libres AT Clientes Regulados 16

17 Que es un contrato? Un contrato &ene múl&ples componentes Bloque de demanda Duración del contrato Peajes Volumen Indexación Precio Contrato Otros 17

18 Componentes relevantes contrato Ø Precio: se define en función de la estrategia comercial Depende de la barra donde se reconocen transferencias Precio de energía: fijo o variable Precio de potencia en punta y fuera de punta, normalmente se usa precio de nudo de la potencia (central hidro potencia firme casngada) Ø Volumen Tiene relación con la capacidad de generación: térmico, hidro, etc. Puede ser definido como bloques fijos o siguiendo la forma del consumo/ producción (disnntos riesgos asociados) Pueden ser fijos o variables o una combinación de ambos Ø Forma de los bloques de demanda Puede ser según modulación de demanda, npicamente mensual Puede ser según forma de generación Ø Duración del contrato Fecha de inicio suministro suficiente para inicio de operaciones En general, contratos son de largo plazo (10-12 años) 18

19 Costo marginal y generación SIC GWh Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh) US$/MWh $ 350 $ 300 $ 250 $ 200 $ 150 $ 100 $ $ 0 19

20 Mercado Eléctrico Situación actual Costos Variables [US$/MWh] 600 Costo marginal en función de oferta de generación y demanda en bloque de punta (Abril 2011) Turbinas Diesel & Otros CC&CA Diesel Aporte de Centrales Biomasa y Eólicas Hidroeléctricas Carbón CC GNL CA GNL Potencia Disponible [MW] Oferta de generación Demanda (MW) 20

21 Costo Marginal Proyectado [US$/MWh] 150 Costo Marginal Alto Jahuel 220kV Promedio Anual Costo Marginal 21

22 Proceso de licitaciones - Venta Empresa Generadora Precio Medio Licitación US$/MWh Energía Contratada GWh/año AES Gener 104, Campanario 146, Colbun 94, Endesa 79, Guacolda 86,8 900 EMELDA 143,5 200 EPSA 143,5 75 Monte Redondo 143,5 275 Precio Medio de Licitación Precios referidos a Quillota 220 * Precios indexado referidos a abril a Quillota US$/MWh 93,40 22

23 Proceso de licitaciones - Compra Empresa Distribuidora Precio Medio Licitación US$/MWh Energía Contratada GWh/año Chilectra 65, Chilquinta 126, EMEL 99, CGE 125, SAESA 94, Precio Medio de Licitación Precios referidos a Quillota 220 * Precios referidos Quillota 220 Precio indexado a abril 2011 US$/MWh 93,40 23

24 Componentes relevantes contrato Ø Peajes El peaje de inyección debe estar incorporado en el precio del contrato (definición estrategia comercial) En general se traspasan los peajes de renro, ya sea en sistemas troncales, subtransmisión y adicionales. Ø Punto de renro El precio varía de forma importante dependiendo de la barra del sistema de transmisión escogida Efectos en peajes de renro Existencia de zonas con desacoples Ø Indexación Busca mantener el valor real en el nempo Debe ser un reflejo de estructura de costos del generador Ø Otras: riesgos regulatorios (RM39, RM23, etc.) Pagar despachos en generación fuera de orden económico por restricciones en los sistemas 24

25 Proceso de licitaciones - Indexadores Proceso de Licitación Energía [GWh] CPI Carbón GNL Diesel CMg Licitación % 27% 9% 10% 0% Licitación % 28% 8% 0% 0% Licitación % 100% 0% 0% 0% Licitación % 0% 17% 0% 0% Licitación % 0% 0% 0% 0% Licitación 3 (hasta 1/1/12) % 0% 0% 0% 100% Licitación 3 (despues 1/1/12) % 0% 0% 0% 0% Licitación 3.1 (hasta 30/6/12) 850 0% 0% 0% 0% 100% Licitación 3.1 (despues 30/6/12) % 0% 0% 0% 0% Total % 7% 3% 1% 13% Fuente: CNE / Systep 25

26 Tipos de contrato PPA (Power Purchase Agreement) Ø Precio energía y potencia definido con el cliente Ø Se definen el/los bloques de demanda Ø Contrato npo para distribuidoras y clientes libres Ø Generador toma el riesgo de generación y precios - > mayor precio de contrato MWh/mes Contrato PPA 0 Excedente Deficit Generación real Contrato PPA 26

27 Tipos de contrato Producción Ø Precio energía y potencia definido con el cliente Ø El cliente compra toda la generación Ø Contrato npo para otros generadores Ø Generador no nene riesgo de precio ni de generación - > menor precio de contrato MWh/mes Contrato Producción Generación real Contrato Producción 27

28 Contratación Opnma Modelos Ø Contratación opnma es función de: Tipo de generación (hidro, térmico, eólico, etc..) Variabilidad de la hidrología Volanlidad del mercado spot Ø Modelos de contratación opnma Disminución riesgo/retorno a largo plazo Coeficiente de variación de ingreso anual Frontera de ingreso mínimo anual 28

29 Contratación ópnma Estrategia para maximizar ingresos, controlando el riesgo 29

30 Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Contratación ópnma- modelos Disminución (riesgo/retorno) a largo plazo Venta Spot Ventas Spot VAN de ingresos [MMUS$] Contrato 30% XX US$/MWh VAN de ingresos [MMUS$] Contrato 50% XX US$/MWh VAN de Ingresos [MMUS$] P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de excedencia P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de excedencia P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de Excedencia Frecuencia Frecuencia Contrato 90% 90% - XX - 55 US$/MWh P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% VAN de Ingresos [MMUS$] Probabilidad de Excedencia Se debe escoger el nivel de contrato, que disminuye dispersión de los ingresos. 30

31 Estrategia financiera Tasa de descuento en función de la etapa del proyecto Disminución de riesgo según estado de avance Etapa de diseño EIA Central Firma de contratos de Financiamiento suministro Firma EPC e inicio construcción Inicio operación comercial Tasa % VAN VAN Tasa 0% 0 Meses $ 0 31

32 Recomendaciones diseño estrategia comercial Ø La definición de una estrategia comercial debe ser realizada tempranamente dentro del diseño del plan de negocios Evaluación del proyecto considerando solo venta a costo marginal puede restar valor al proyecto Ø Una estrategia estudiada y definida mejorará las condiciones de financiamiento al reducir el riesgo Ø Es importante realizar un cuidadoso estudio de las condiciones comerciales de los contratos: Proyección de precios de energía y su variabilidad en el nempo Punto de inyección y renro Pago por potencia Peajes Indexación Modulación de la demanda Fecha inicio de suministro 32

33 Referencias Ø Más información y arwculos de interés en: Publicaciones hxp:///publicaciones.php Reporte Mensual del sector eléctrico: hxp:///reportes.php 33

34 SYSTEP Ingeniería y Diseños Seminario micro centrales hidroeléctricas: Estrategia comercial mini- micro hidro Sebas&an Mocarquer G. (smocarquer@systep.cl) 31 de mayo de