1 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico Marco regulatorio El CDEC Tarificación a costo marginal Programa mensual Programa semanal Programa diario Despacho.

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1 1 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico Marco regulatorio El CDEC Tarificación a costo marginal Programa mensual Programa semanal Programa diario Despacho real y limitaciones Potencia Firme Mantenimientos

2 2 OPERACIÓN ECONÓMICA EL NEGOCIO ELECTRICO Marco regulatorio El CDEC Tarificación a costo marginal Programa mensual Programa semanal Programa diario Despacho real y limitaciones Potencia Firme Mantenimientos

3 3 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico se origina en el intercambio del producto electricidad, entre los que lo producen y los que lo consumen. Actores que participan en el negocio eléctrico: Generadores Transmisores Distribuidores Clientes regulados Clientes no regulados o clientes libres Ente regulador El negocio eléctrico

4 4 OPERACIÓN ECONÓMICA Empresas Generadoras Mercado Clientes Libres Precios Negociados Mercado Spot CDEC Precio: Costo Marginal ClientesTransmisión Tarifa Usurio Final = Precio de Nudo + Valor Agregado de los activos de Distribución Mercado Regulado con precios regulados o precios de nudo El negocio eléctrico Actores

5 5 OPERACIÓN ECONÓMICA Actores que participan en el negocio eléctrico: Generadores 21 (10 en el CDEC y 11 no) Transmisores 3 Distribuidores 15 Clientes 70 Organismos reguladores 3 El negocio eléctrico Actores

6 6 OPERACIÓN ECONÓMICA Potencia instalada SIC6998 MW ENDESA Consolidado (Sn. Isidro, Pehuenche, Pangue) 3777 MW AES GENER (Guacolda, ESSA) 1487 MW COLBUN S.A. 1220 MW ARAUCO 53 MW IBENER 131 MW OTROS 330 MW El negocio eléctrico Generadores

7 7 OPERACIÓN ECONÓMICA Tipo de generación Total Endesa y Subsidiarias  Hidro 61.4% MW MW  Pasada 1386 443  Embalses Estacionales 2143 1688  Embalses Interanuales 770 770 4299 2901  Térmica 38.6%  CC 1128 379  Vapor Carbón 938 144  Resto (TG y otros) 633 353 2699 876 TOTAL (31.10.2002) 6.998 3.777 El negocio eléctrico Generadores

8 8 SING þ Capacidad Instalada 3.041 MW þ Líneas de transmisión 5.296 Km þ 6% de la población þ Demanda máxima: 1.213 MW SIC  Capacidad Instalada 6.998 MW  Líneas de Transmisión 10.062 Km  93% de la población  Demanda máxima: 4.878 MW Santiago SING SIC ENDESA 18 centrales ENDESA 2 Central OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico Generadores

9 9 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico Generadores

10 10 OPERACIÓN ECONÓMICA Centrales térmicas por tipo combustible 18 A gas natural Ciclos combinados ( SI, NEH, NR ) 3 Turbinas a gas ( TALTAL ) 1 Vapor Carbón ( GUA, HV, VE, LV, BO) 5 Diesel ( DA, HTG, IND, REN ) 4 Vapor Licor negro ( ARAUCO, CELCO ) 2 Vapor Desecho forestal ( LAJ, CONST ) 2 Derivado del Petróleo ( PETROPOWER ) 1 El negocio eléctrico Generadores Térmicos

11 11 OPERACIÓN ECONÓMICA COSTOS: INVERSIÓN + COYM COYM = Costo de operación + Costo de mantenimiento Costo de operación : Costo de combustible + Peajes + otros M : mantenimiento INGRESOS : ventas de energía + ventas de potencia Para una central marginal con la venta de energía se paga el costo de generación y la venta de potencia paga: Pago por potencia = Inversión+Peajes+otros+costo de mantenimiento El negocio eléctrico Generadores

12 12 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico Generadores

13 13 OPERACIÓN ECONÓMICA TRANSELEC STS CGE TRANSMISIÓN AVNR + COYM --- > Peajes básico + INGRESOS TARIFARIOS Se le asegura 10% de rentabilidad Contratos son bilaterales entre transmisores y generadores, y su vigencia son mínimo 5 años. Area de influencia: el conjunto de líneas, sub-estaciones y demás instalaciones del sistema eléctrico, directa y necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de una central generadora. El negocio eléctrico Transmisores

14 14 OPERACIÓN ECONÓMICA DISTRIBUIDORPROVEEDOR EMELATENDESA EMECGUACOLDA CHILQUINTA COLB+AESGEN+HGV+HASA CONAFECOLBUN CHILECTRA END+PANG+COLB+ESSA+IBE+OTR RIO MAIPOIBENER EMELECTRICCOLBUN+ARAUCO CGEENDESA FRONTEL ENDESA+PANGUE+IBENER SAESA COLBUN+LOS DEMAS INTEG (RM 88) El negocio eléctrico Distribuidores

15 15 OPERACIÓN ECONÓMICA RENTABILIDAD TARIFAS REGULADAS + AVNR + COYM Se le asegura una cierta rentabilidad Los AVNR se cambian cada 4 años si es que hay modificaciones. El negocio eléctrico Distribuidores

16 16 OPERACIÓN ECONÓMICA Regulados< 2.0 MW Libres > 2.0 MW Mineros Celulosa FF CC CAP Pellets EKA NOBEL El negocio eléctrico Clientes libres

17 17 OPERACIÓN ECONÓMICA El negocio eléctrico MARCO REGULATORIO El CDEC Tarificación a costo marginal Programa mensual Programa semanal Programa diario Despacho real y limitaciones Potencia Firme Mantenimientos

18 18 OPERACIÓN ECONÓMICA Ministerio de minería : LEY N° 1 de 1982 Ley general de servicios eléctricos DECRETONº327 Reglamento de la ley N° 1 Ministerio de economía RESOLUCION DIVERGENCIAS ORIGINADAS EN EL CDEC CNE TARIFICACIÓN precios de nudo PLAN DE OBRAS NORMA TÉCNICA SEC FISCALIZACIÓN Ley 18.410 MULTASLey 19.613 Marco regulatorio

19 19 OPERACIÓN ECONÓMICA REGLAMENTO INTERNO Acordado en el CDEC e informado favorablemente por la CNE MANUALES DE PROCEDIMIENTOS ACUERDOS DE DIRECTORIO Marco regulatorio

20 20 Ley Eléctrica - Fundamento (DFL Nº1, 1982) El objetivo básico de la Ley Eléctrica es crear condiciones de mercado competitivas con iguales oportunidades para los participantes actuales y potenciales.

21 21 El Sector Generación está ordenado en 6 sistemas eléctricos Arica Antofagasta Taltal Chiloé Palena Sistema Interconectado del Norte (SING) Sistema Interconectado Central (SIC) Consumo (1999) 9001 GWh/año 24.9% Consumo (1999) 26.920 GWh/año 74.9% Otros sistemas menores 0,2%

22 22 Tipo de Tarifa Precio Regulado Precio No Regulado Costo Marginal Fijado por Plazo Aplicado a CNE y el6 MesesEmpresas Ministerio deDistribuidoras Economíay < 2000 kW NegociaciónPor ContratoClientes sobre Bilateral2.000 kw de demanda CDECHorarioEmpresas Generadoras CDEC

23 23 La Industria de Generación Crecimiento sostenido del consumo presiona la expansión constante de la oferta. En el segmento de la oferta, especialmente generación, se visualiza un desaliento por invertir, debido principalmente a: –La reciente sequía (98/99) y la posterior modificación legal asociada (Art. 99 bis), aumentaron considerablemente el riesgo de suministro eléctrico a clientes regulados, cuyo efecto no ha sido compensado por las tarifas reguladas. –Las exigencias de seguridad de servicio han aumentado los costos de suministro. –La ausencia de mecanismos objetivos en el procedimiento de cálculo de los precios regulados, no permite reestablecer la confianza de los inversores.

24 24 La Industria de Generación –Los proyectos de generación, incluyendo las unidades de desarrollo(CC) son intensivos en capital y de larga maduración, por lo cual requieren de reglas de mercado claras y estables en el largo plazo, lo que no ha ocurrido. –Incertidumbre por el proyecto de una nueva Ley Eléctrica no permite fijar un marco legal estable para desarrollar el negocio eléctrico (Ley Corta-Ley Larga). –Exigencias ambientales y presiones ecologistas afectan negativamente el desarrollo de proyectos eléctricos más rentables. –Las barreras comerciales impuestas por los actuales participantes desincentiva el ingreso de nuevos entrantes.

25 25 La Competencia Sector concentrado. Tres empresas, Endesa, Gener y Colbún, representaron el año 2000, el 90%de la generación y el 92% de la capacidad instalada. La tres empresas están consolidadas en el mercado: –Sus propietarios son importantes empresas internacionales, con presencia significativa en el mercado de otros países dentro y fuera de la región. –Tienen respaldo financiero y capacidad empresarial para emprender proyectos importantes de generación. –Su respaldo financiero les permite afrontar una mayor exposición al riesgo que las empresas menores o nuevos entrantes al mercado.

26 26 La Competencia Actualmente no se visualiza una alta rivalidad entre competidores, por : –Ajustada situación de abastecimiento para los próximos años (2002/2003) –No existe seguridad de las nuevas inversiones posteriores al 2003 –Existe un discurso común frente a la Autoridad para lograr mejores condiciones de mercado (riesgo y estabilidad). De mejorarse las condiciones de riesgo de la industria, la rivalidad debería aumentar por las características del segmento de generación: –Importantes costos fijos involucrados (transporte eléctrico y de gas) –La Electricidad es un producto difícil de diferenciar ==> rivalidad en precios. –La concentración no ha significado concertación entre las empresas. –Altas barreras de salida por activos especializados.

27 27 Cambios contenidos en el proyecto de ley genera oportunidades y amenazas LEY CORTA Regula interconexiones de sistemas eléctricos Cambios en la tarificación del sistema de transmisión –Define sistema troncal: necesario para el funcionamiento del mercado –Define tres cargos: 30% por conexión según potencia instalada 35% por uso según energía media transitada 35% según retiros LEY LARGA Crea la Bolsa de energía y el OSIS Amplia el mercado no regulado a mayores de 200 KW Introduce al comercializador Crea el mercado de servicios complementarios Baja amenaza por alto costo de interconexiones Ahorro por concepto de peaje de US$ MM Parte del costo y riesgo del servicio de transmisión se traslada al cliente. Eleva el costo de desarrollo de CC Curva de oferta anual para centrales de embalse favorece a térmicos Mercado no regulado más amplio permite equilibrar relación precio/riesgo No se visualiza ventaja de este nuevo agente Endesa posee las centrales más adecuadas para dar estos servicios

28 28 El Sector Generación está ordenado en 6 sistemas eléctricos Arica Antofagasta Taltal Chiloé Palena Sistema Interconectado del Norte (SING) Sistema Interconectado Central (SIC) Consumo (2002) 9597 GWh/año 23.0% Consumo (2002) 32.000 GWh/año 76.8% Otros sistemas menores 0,2%

29 29 El plan de Gestión Operacional Mercado Spot Productos Costos Fijos Aumento del margen Optimización recursos Hídricos Gestión de parámetros claves de operación. Gestión con CDC Eventuales compras a terceros Manejo óptimo de centrales térmicas - Margen por “Ancilliary Products”: -Regulación Frecuencia - Aporte de Reactivos. - Regulación de Tensión - Margen de reserva, etc. Proyectos que mejoran la posición operacional en el SIC (capacidad líneas) Costos Fijos de transporte de gas Natural Gestión del sobre- stock de carbón

30 Ingresos y Costos en Cada Mercado Producción Costo de Combustible Costo no combustible Producción Costo de Combustible Costo no combustible Inyección Por venta de energía a CMg CDEC Por venta de potencia firme a CMg Inyección Por venta de energía a CMg CDEC Por venta de potencia firme a CMg Margen de Inyección Mercado Spot Retiro Compra energía en el CDEC a CMg Compra potencia en el CDEC a CMg Retiro Compra energía en el CDEC a CMg Compra potencia en el CDEC a CMg Venta Por energía vendida a clientes Por potencia vendida a clientes Venta Por energía vendida a clientes Por potencia vendida a clientes Mercado de Clientes Margen de Comercialización Costos Fijos en: - Peajes Básicos. - Transporte de Gas Natural Costos Fijos en: - Peajes Básicos. - Transporte de Gas Natural Costos Fijos por Cliente en: - Peajes Adicionales. Costos Fijos por Cliente en: - Peajes Adicionales.

31 31 El plan de gestión de Producción Estrategia de Mantenimiento centrales Estrategia de Costos Fijos Aumento del margen Reducir Costos Optimizar el inventario de repuestos Aumentar la Disponibilidad de las centrales y disminuir fallas Estimar y justificar costos de “Ancilliary Services” Reevaluar y Optimizar los servicios externos. Revisar la conveniencia de prestar servicios a terceros. Sinergías con los planes de producción de filiales de otros países. - Estrategia de Servicios y Proveedores Reevaluar y optimizar arriendos. Evaluar conveniencia de arrendar o vender activos prescindibles. -

32 32 El plan de Gestión Operacional Estrategia en el Mercado Spot Estrategia de Productos Estrategia de Costos Fijos Aumento del margen Optimización recursos Hídricos Gestión de parámetros claves de operación. Gestión con CDC Eventuales compras a terceros Manejo óptimo de centrales térmicas Estrategia de Combustibles Gestión del sobre- stock de carbón - Margen por “Ancilliary Products”: - Regulación Frecuencia - Aporte de Reactivos. - Regulación de Tensión - Margen de reserva, etc. Proyectos que mejoran la posición operacional en el SIC (capacidad líneas) Costos Fijos de transporte de gas Natural -