SYSTEP Ingeniería y Diseños Seminario micro centrales hidroeléctricas: Estrategia comercial mini- micro hidro Sebas&an Mocarquer G. (smocarquer@systep.cl) 31 de mayo de 2011 1
Contenidos Ø Mercado Eléctrico Ø Legislación aplicable a las ERNC Ø Estrategia Comercial - Análisis de Riesgo Ø Estrategia financiera y recomendaciones 2
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 15 160 Aprobadas 28 235 En calificación 7 76 Aprobado (234,8 MW) 50% Total 470,7 MW Total 50 471 Fuente: SEIA / CNE 3
Mercado Eléctrico Operación @sica 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
Mercado Eléctrico Separación de la operación @sica y comercial dentro de la empresa Margen Operacional Margen Comercial 5
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
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% 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 5% 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 = $38.173 Dólar=$467,31 7
Legislación aplicable (Ley ERNC ) Precio Certificado ERNC [US$] 100 Curva Oferta- Demanda ERNC 80 60 Biomasa Eólica Solar 40 20 0 Mini- hidro Varía en función de la oferta de cada tecnología Geotermia Varía en función de los costos medios Demanda de ERNC sube 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Energía [GWh] Oferta ERNC Demanda ERNC a) Demanda ERNC b) Demanda ERNC c) 8
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 13.082 13.614 14.212 14.458 14.450 2.513 3.244 3.530 3.662 6.072 Obligaciones (5%) 126 162 176 183 304 Generación ERNC 245 214 241 331 303 Superávit ERNC 120 52 65 148 0 Respecto a generación neta SIC + SING 1,9% 1,6% 1,7% 2,3% 2,1% 9
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
Análisis de riesgo Riesgo de producción - Central Guayacan 12 MW Potencia Afluente [MW] 30 25 20 15 10 5 0 ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR húmeda (1965-66) seca (1998-99) media (1975-76) Potencia Máxima Fuente: CNE 11
Análisis de riesgo Costo marginal SIC US$/MWh 350 Cvar 350 300 300 250 250 200 200 150 150 100 100 50 50 0 CMg Quillota 220 Cvar Carbón Cvar GNL Cvar diesel eficiente Quillota Semanal 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 2010 2011 0 Fuente: CNE 12
50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 - - 10.000-20.000-30.000-40.000-50.000 Análisis de riesgo Mercado spot y contrato MUS$ ENDESA 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 GWh 400 320 240 160 80 0-80 - 160-240 - 320-400 Precio Accion $ $ 1.000 $ 900 $ 800 $ 700 $ 600 $ 500 2007 2008 2009 2010 2011 Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$ ENDESA MM$ 1.000.000 800.000 600.000 400.000 200.000 0 Precio Acción Utilidad del ejercicio Fuente: CDEC- SIC / Systep / Bolsa de comercio de Sannago 13
MUS$ 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 - - 10.000-20.000-30.000-40.000-50.000 Análisis de riesgo Mercado spot y contrato GENER 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 GWh 420 350 280 210 140 70 0-70 - 140-210 - 280-350 Precio Acción $ $ 300 $ 270 $ 240 $ 210 $ 180 $ 150 2007 2008 2009 2010 2011 Fisico Energía GWh Valorizado Energía MUS$ GENER MM$ 200.000 160.000 120.000 80.000 40.000 0 Precio Acción Utilidad del ejercicio Fuente: CDEC- SIC / Systep / Bolsa de comercio de Sannago 14
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
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
Que es un contrato? Un contrato &ene múl&ples componentes Bloque de demanda Duración del contrato Peajes Volumen Indexación Precio Contrato Otros 17
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
Costo marginal y generación SIC GWh Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh) 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 US$/MWh $ 350 $ 300 $ 250 $ 200 $ 150 $ 100 $ 50-4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2007 2008 2009 2010 2011 $ 0 19
Mercado Eléctrico Situación actual Costos Variables [US$/MWh] 600 Costo marginal en función de oferta de generación y demanda en bloque de punta (Abril 2011) Turbinas Diesel & Otros 500 400 300 CC&CA Diesel 200 100 Aporte de Centrales Biomasa y Eólicas Hidroeléctricas Carbón CC GNL CA GNL 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Potencia Disponible [MW] Oferta de generación Demanda (MW) 20
Costo Marginal Proyectado [US$/MWh] 150 Costo Marginal Alto Jahuel 220kV 100 50 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Promedio Anual Costo Marginal 21
Proceso de licitaciones - Venta Empresa Generadora Precio Medio Licitación US$/MWh Energía Contratada GWh/año AES Gener 104,1 5.419 Campanario 146,5 1.750 Colbun 94,2 6.782 Endesa 79,6 12.825 Guacolda 86,8 900 EMELDA 143,5 200 EPSA 143,5 75 Monte Redondo 143,5 275 Precio Medio de Licitación Precios referidos a Quillota 220 * Precios indexado referidos a abril a Quillota 2011 220 US$/MWh 93,40 22
Proceso de licitaciones - Compra Empresa Distribuidora Precio Medio Licitación US$/MWh Energía Contratada GWh/año Chilectra 65,3 12.000 Chilquinta 126,9 2.567 EMEL 99,4 2.007 CGE 125,9 7.220 SAESA 94,3 4.432 Precio Medio de Licitación Precios referidos a Quillota 220 * Precios referidos Quillota 220 Precio indexado a abril 2011 US$/MWh 93,40 23
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
Proceso de licitaciones - Indexadores Proceso de Licitación Energía [GWh] CPI Carbón GNL Diesel CMg Licitación 1 7.136 54% 27% 9% 10% 0% Licitación 1.1 4.500 64% 28% 8% 0% 0% Licitación 1.2 1.130 0% 100% 0% 0% 0% Licitación 2 5.700 83% 0% 17% 0% 0% Licitación 2.1 1.800 100% 0% 0% 0% 0% Licitación 3 (hasta 1/1/12) 7.110 0% 0% 0% 0% 100% Licitación 3 (despues 1/1/12) 7.110 100% 0% 0% 0% 0% Licitación 3.1 (hasta 30/6/12) 850 0% 0% 0% 0% 100% Licitación 3.1 (despues 30/6/12) 28.226 100% 0% 0% 0% 0% Total 63.561 76% 7% 3% 1% 13% Fuente: CNE / Systep 25
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 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 Contrato PPA 0 Excedente Deficit Generación real Contrato PPA 26
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 7.000 Contrato Producción 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 Generación real Contrato Producción 27
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
Contratación ópnma Estrategia para maximizar ingresos, controlando el riesgo 29
Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Frecuencia 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Frecuencia 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Contratación ópnma- modelos Disminución (riesgo/retorno) a largo plazo Venta Spot Ventas Spot 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 VAN de ingresos [MMUS$] Contrato 30% - - 55 XX US$/MWh 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 VAN de ingresos [MMUS$] Contrato 50% - - 55 XX US$/MWh 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 VAN de Ingresos [MMUS$] P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de excedencia P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de excedencia P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Probabilidad de Excedencia Frecuencia Frecuencia 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Contrato 90% 90% - XX - 55 US$/MWh P. Excedencia 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 VAN de Ingresos [MMUS$] Probabilidad de Excedencia Se debe escoger el nivel de contrato, que disminuye dispersión de los ingresos. 30
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
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
Referencias Ø Más información y arwculos de interés en: Publicaciones hxp:///publicaciones.php Reporte Mensual del sector eléctrico: hxp:///reportes.php 33
SYSTEP Ingeniería y Diseños Seminario micro centrales hidroeléctricas: Estrategia comercial mini- micro hidro Sebas&an Mocarquer G. (smocarquer@systep.cl) 31 de mayo de 2011 34