Embed Size (px)
Citation preview
Ciclo Temático Generación y Distribución 2010
05 | 10 | 1 0
Gerente de Trading y Comercialización
1
Principal operador privado de energía en Latinoamérica con generación en
Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.
Cuenta con recursos altamente competitivos (55% de capacidad instalada de
generación hidráulica).
Resultados operacionales sólidos con mejoramiento permanente del
margen.
Crecimiento en energía competitiva.
Flujo de caja estable para sus operaciones en Chile (país con el riesgo-país
más bajo en la región).
Subsidiaria de un operador global (Enersis / Endesa España/ENEL)
ENDESA CHILE
2
Elementos básicos de las operaciones en Latam.
“Ley Corta II”
Ofertas L.P
Banda de ajuste
Precios reales
Positivos Cambios regulatoriosRegión 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: Hidrología, Gas
Natural , GNL, Carbón, Petróleo.
Retroceso en procesos de integración energética
¿Hacia dónde nos enfocamos?
Mantener participación en Chile y evaluar oportunidades de crecimiento
Neutralizar escenarios de alto riesgo
Participación en energía renovables
Ayudar a asegurar el suministro en los principales mercados eléctricos
Aprovechar negocios de oportunidad
Estrategia para optimizar recursos existentes
Colaboración con los reguladores
Permanente búsqueda de valor agregado
Nuevo Cargo por Confiabilidad
MOR
Colombia
Brasil
Redefinir las relaciones comerciales con proveedores de combustibles
Ley N 5163
Energía vieja
Energía nueva
Peru
Chile
Ley N 28.832
Ofertas MP, LP
Indexación de precios
Argentina
Resolución 1281/2006
“Energía Plus”
FONINVEMEM
Resolución 724/2008
3
Fundamentos del análisis y control de riesgos
Hidrología
Crecimiento de la demanda
Mapa de Riesgo de Latam. Margen en Riesgo (MeR) 95%
Flujo de caja en riego
Informes:
Mensuales
Cumplimiento de metas
Detalle:
Latinoamérica
Gx. y Dx.
Países
Holdings
Compañías
Frec
uen
cia
Rel
ativ
a
US$ m
MeR95%
Objetivos de la gestión y medición del riesgo de
mercado en Latinoamérica:
Homogénea y reproducible en todas las
empresas de Latinoamérica.
Que permita apreciar cambios relativos, y
agregar y correlacionar riesgos de cada unidad.
Adecuada a requerimientos corporativos, y a los
otros negocios del grupo.
Riesgos
Mercado
Eléctrico
Riesgo de
Crédito
Análisis de volatilidad de
variables
Estudio impacto en el margen
Gestión del riesgo
Identificación de grandesclientes
Métrica con puntuación
Gestión de cartera
Precio de los combustibles
Tasa de cambio
Inflación local
4
La estrategia es minimizar la variación del margen
ante eventos catastróficos, como sequías de fines
de los años noventa.
Evaluación permanente de la estrategia para
mantener el MeR bajo los límites de riesgo
corporativo.
Herramientas de control según volumen de
contratos, tipos de tarifas (traspaso de riesgo),
disponibilidad de combustibles.
Fundamentos del análisis y control de riesgos
Margen en Riesgo y Volumen Óptimo
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
TW
h
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
MeR
95%
Energía Contratada
Volumen Óptimo
MeR
Factor Riesgo Crédito de un Cliente (FRC)
representa la capacidad de pago para cumplir
sus obligaciones contractuales:
Se califica de 1 a 10 (1 es pésimo y 10
excelente).
Se evalúa antecedentes cuantitativos y
cualitativos.
Cobertura de
Intereses
Retorno Anual
Liquidez Ácida
Endeudamiento15%
10%
10%
5%
15%
20%
25%
Antigüedad en la
Industria
Comportamiento
de pago
Antecedentes
Judiciales
+ MeR Latam.=MeR +++
5
6
Margen en Riesgo ENDESA Chile.
0%
4%
8%
12%
16%
0
400
800
1200
1600
ARG. BRASIL CHILE COLOMBIA PERÚ
Me
R9
5%
, %
Histograma Margen en Riesgo Latam
0%
5%
10%
15%
20%
Frec
uen
cia
Mill USD
MeR95%
6.7%
Efecto Diversificación sobre el MeR
El margen en riesgo con 95% de probabilidad de ser
alcanzado es un 6.7% del margen esperado.
Margen Variable y MeR95% por País
54%
Cartera Gx
CCSA
HECSA
DSUD
CIEN
CDSA
CGTF
SIC
SING
EMG
EDG+PIU
S MeR Empresas MeR Gx
MeR
Mill
. US$
Antecedentes para año móvil Sep10-Ago11
El nivel de riesgo de las empresas generadoras y
comercializadoras de energía eléctrica se encuentra
dentro de los límites de riesgo autorizados.
La barra de color rojo representa el Margen en Riesgo
con 95% de probabilidad de ser alcanzado, y la magnitud
total de la barra el margen.
Debido a la diversificación en diferentes países, con condiciones
hidrológicas diferentes y monedas distintas, es posible reducir el nivel
de riesgos de la cartera de empresas generadoras.
MeR
Santiago
EE.DD. Chilectra
Plantas del Maule
(884 MW)
Plantas del Laja
(906 MW)
Rapel - Sauzal
(466 MW)
Alto Bíobío
(1.191 MW)
Los Molles
(18 MW)
Tarapacá(182 MW)
D. Almagro - Taltal(269 MW)
Huasco(64 MW)
San Isidro(778 MW)
Bocamina(128 MW)
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
Pla
nta
s Té
rmic
as
Hid
roe
léctricas
Atacama(391 MW)
Canela(78 MW)Eó
lico
5.612 MW
CHILE - Versión Agosto de 2010
Quintero(257 MW)
7
Competitividad de Nuestros Activos
8
CMg 65,6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Chile SIC
Hidráulica3.456 MW
14.824 GWh
Gas778 MW
2.784 GWh
Diesel590 MW25 GWh
ERNC87 MW
226 GWh
Carbón 470 MW
1.780 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Chile-SIC
La política comercial de Endesa Chile…
Ha priorizado el control de riesgos entre
producción y ventas.
La energía vendida a clientes libres en el
SIC es superior a los 4.000 GWh/año. El
32% de la energía vendida a clientes libres,
en 2011 y 2012, tiene cláusula de riesgo.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GWh Ventas ENDESA y Filiales - SIC
Futuros Clientes Libres Otras EEDD
Libres EEDD Chilectra Series6
V.O.
Endesa Chile tiene comprometido aprox. el 70% de su energía
con EE.DD.
Endesa Chile tiene en su cartera los suministros de importantes
empresas de la industria minera del país.
Estos clientes industriales representan del orden de 70% de
las ventas a clientes libres.
Principales Clientes GWh/año
Chilectra 6.600
CGE 3.200
Pelembres 1.082
CMPC - Laja 610
Codelco Salvador 570
CMP 420
Huchipato 420
Carmen Andacolllo 370
9
Permite incrementar los precios y reducir la exposición al riesgo
Fast Track en operación desde del 12 de
septiembre de 2009 (4,7 MMm3/d)
Terminal definitivo COD Octubre 2010 (9,6
MMm3/d)
Endesa Chile posee 3,2 MMm3/d de
regasificación y contratos de GNL: i) 2,2 MMm3/d
y ii) GNL AQ para completar su capacidad de
regasificación hasta mediados de 2011.
Ca
pa
cid
ad
de
Re
ga
s
9,6
MM
m3
/d
Me
troga
s
3,2
MM
m3
d
Contratado
2,2 MMm3/d
Contratado
2,2 MMm3/d
Contratado
2,2 MMm3/d
EN
DE
SA
3,2
MM
m3
d
EN
AP
3,2
MM
m3
d
Solo ORV
5,0 MMm3/d
+ 40 MMUS$
Necesita 3 Estanque
5,4 MMm3/d
200 MMUS$
Ca
pa
cid
ad
de
Re
ga
s
Ex
pa
ns
ión
10
,4 M
Mm
3/d
Capacidad de Regas
10
Y mejora la seguridad de suministro para generación
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
en
e-0
6
ma
r-0
6
ma
y-0
6
jul-
06
se
p-0
6
no
v-0
6
en
e-0
7
ma
r-0
7
ma
y-0
7
jul-
07
se
p-0
7
no
v-0
7
en
e-0
8
ma
r-0
8
ma
y-0
8
jul-
08
se
p-0
8
no
v-0
8
en
e-0
9
ma
r-0
9
ma
y-0
9
jul-
09
se
p-0
9
no
v-0
9
en
e-1
0
ma
r-1
0
ma
y-1
0
Importación de Gas
Methanex
Gaspacífico
Gasandes
Gasatacama
Norandino
Promedio anual
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
en
e-0
6
ma
r-0
6
ma
y-0
6
jul-
06
se
p-0
6
no
v-0
6
en
e-0
7
ma
r-0
7
ma
y-0
7
jul-
07
se
p-0
7
no
v-0
7
en
e-0
8
ma
r-0
8
ma
y-0
8
jul-
08
se
p-0
8
no
v-0
8
en
e-0
9
ma
r-0
9
ma
y-0
9
jul-
09
se
p-0
9
no
v-0
9
en
e-1
0
ma
r-1
0
ma
y-1
0
Importación de Gas
Methanex
Gaspacífico
Gasandes
Gasatacama
Norandino
Promedio anual
Ante la evidente precariedad del suministro Argentino
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
10
20
30
40
50
1972
1965
1980
1982
1986
1992
1997
1966
1993
2001
1977
2002
1991
1978
1961
2000
1984
1979
1987
1994
1981
1975
1995
1963
1971
1983
1969
1974
1973
2003
1985
1960
1970
1967
1976
1999
1988
1990
1964
1989
1962
1996
1968
1998
Gen
era
ció
n,
TW
h
GENERACIÓN SIC abr10-mar11Corrida POA octubre-09 (mht 2020_091016_POA_v15)
embalse carbón gas diesel otro falla emb+pasada Costo oper.
US$/MWh
-10
10
30
50
70
90
0
10
20
30
40
50
1972
1965
1980
1982
1986
1992
1997
1966
1993
2001
1977
2002
1991
1978
1961
2000
1984
1979
1987
1994
1981
1975
1995
1963
1971
1983
1969
1974
1973
2003
1985
1960
1970
1967
1976
1999
1988
1990
1964
1989
1962
1996
1968
1998
Gen
era
ció
n,
TW
h
GENERACIÓN ENDESA abr10-mar11Corrida POA octubre-09 (mht 2020_091016_POA_v15)
pasada embalse carbón gas diesel otro emb+pasada Costo oper.
US$/MWh
11
Endesa Chile en mejor posición que sus competidores
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
220000
FEB4 7 10131619222528 3 6 9 12151821242730ABR5 8 11141720232629MAY5 8 11141720232629JUN4 7 10131619222528JUL4 7 1013161922252831 3 6 9 12151821242730SEP5 8 11141720232629OCT
MW
h
GENERADA EMBALSADA HIDR 30% HIDR 85% AÑO NORMAL
Política Comercial y presencia en GNL permiten a
Endesa Chile no sufrir con año semi - seco
Fuente: GCO
131128 MWh 21/07/10
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
FEB 6 11 16 21 26 3 8 13 18 23 28ABR 7 12 17 22 27MAY 7 12 17 22 27JUN 6 11 16 21 26JUL 6 11 16 21 26 31 2 10 15 20 25 30 4 9 14 19 24 29
MW
h
ABASTECIMIENTO SIC DESDE FEBRERO HASTA SEPTIEMBRE 2010
PASADA TERMICA DESEMBALSADO MAXIMO
USO DE ENERGIA HIDRAULICA
12
Buenos Aires Planta Térmica Costanera
(2.324 MW)
Hidroeléctrica Chocon(1.328 MW)
EE.DD. Edesur
ARGENTINA - Versión Agosto de 2010
3.652 MW
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
13
Competitividad de nuestros activos
14
CMg 45,3
0
20
40
60
80
100
120
140
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Argentina
Hidráulica1.328 MW3.189 GWh
Gas1.984 MW
10.727 GWh
Diesel 1.210 MW2.228 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Argentina
Situación Comercial Argentina
Mercado de contratos en torno al 30% de la demanda total ya que sólo los clientes libres contratan directamente su suministrocon generadores y comercializadores.
Se maximiza la contratación directa con clientes para recibir caja y evitar deudas Cammesa.
Volumen Optimo de Contratación
Procesos de Contratación Los procesos de inscripción de contratos son cuatro veces al año, siendo los más relevantes los de Mayo y noviembre.
En dichos procesos, ya ejecutados en 2010, la cartera del grupo se renegoció en su totalidad, destacando enmayo la renegociación con Minera Alumbrera y en noviembre la renegociación del contrato con YPF . Conesto la contratación MAT del grupo se mantiene en el orden de 400 MW medios.
Situación de precios en 2010
Los precios MAT se mantienen levemente por sobre el precio spot, sin embargo han experimentado una mejora en las ultimasrenovaciones.
Se mantiene la Res. 240 que fija el límite spot en 120 $arg/MWh, precio actualmente topado en el despacho diario.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
2010 2011 2012 2013 2014
GW
h
Contratación Total Clientes Libres
15
Res. 1281, estableció contratos con respaldo físico con
prioridad de suministro; permitió:
Comercializar un mix de generación del grupo de
manera integral para retener clientes.
Capitalizar entre 2007 y 2009 un Margen de
Comercialización MAT, con respecto al precio spot,
de ~14 MUS$.
Res. 1281 además establece el concepto de Energía
Plus (beneficios por nueva energía)
Comercialmente, Endesa Chile ha capitalizado incentivos
Las gestión de ventas de energía en el MAT, con generación propia y de terceros se han mantenido en el orden
de 3.500 GWh, equivalente a 400 MW-medios.
En un mercado altamente competitivo, se ha logrado gestionar precios por sobre el spot, asegurando la caja de
las empresas que, en su defecto, tendrían atrasos de recupero mayor a un año.
Los fundamentos de la estrategia de Endesa Chile en el mercado son los siguientes:
Mantener y/o aumentar la cartera de clientes MAT con el propósito de disminuir la exposición al riesgo de
pago de CAMMESA.
Diseñar, ejecutar y evaluar anualmente el plan de relaciones con clientes
Res.1281 - Respaldo físico
338 310 357 619996 806 1.067 1.061 802
666 583 482
990
1.145 1.3591.342 1.364
1.349
1.6461.410
1.211
1.061
1.336 1.5121.297 1.099
916
383
419
242 92 159 256
332
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
GW
h
Ventas Mercado a Termino (Gx + Cx)
CEMSA
CDSSA
HECSA
CCSA
16
Río de Janeiro
Fortaleza
Planta Térmica Fortaleza(322 MW)
Hidroeléctrica Cachoeira Dorada
(665 MW)EE.DD. Ampla
EE.DD. Coelce
987 MW
BRASIL - Versión Agosto de 2010
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
17
Competitividad de nuestros activos
18
CMg 62,9
0
20
40
60
80
100
120
140
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Brasil
Hidráulica665 MW
3.285 GWh
Gas322 MW
2.158 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Brasil
Situación Comercial Brasil
La disponibilidad de energía se encuentra contratada cerca del nivel óptimo desde 2010 a 2012.
La gestión comercial se centra actualmente en actividades de prospección de nuevas oportunidades de contratos paralas disponibilidades de energía desde 2013.
Volumen Optimo de Contratación
0
50
100
150
200
250
$R
/MW
h
Evolución PLD (29 - sep10)
502 $R/MWh
133 133 133 133 133 133 134
86
202 210237
53 337
156
24 16
194194
221
2840 40 29 20
19 19
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MW
-m
ed
ios
Sobre NOC EASS Libre Clientes Libres
CCEAR NOC
Situación de precios en 2010
El precio de liquidación de diferencias (PLD) presentan una alta volatilidad según condiciones hidrológicas y demodelación; esto ha impulsado a los agentes a intensificar sus políticas de contratación en el mercado libre.
Este valor ha tenido un repunte en los últimos meses luego de un periodo de casi ocho meses en sus valores mínimospermitidos.
19
Bogotá
Planta Térmica Termozipa(236 MW)
EE.DD. Codensa
Hidroeléctrica Guavio(1.213 MW)
Hidroeléctrica Betania(541 MW)
Hidroeléctrica Río Bogotá
Pagua (601 MW)Minihidro (116 MW)
Planta Térmica Cartagena(208 MW)
COLOMBIA - Versión Agosto de 2010
2.915 MW
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
20
Competitividad de nuestros activos
21
CMg 54,6
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000 2.250 2.500 2.750 3.000 3.250
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Colombia
Hidráulica2.355 MW
12.189 GWh
ERNC116 MW554 GWh
Carbón 236 MW671 GWh
Gas 208 MW120 GWh
2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Colombia
Situación Comercial Colombia
Volumen Optimo de Contratación
La disponibilidad de energía se encuentra contratadaen el orden del Volumen Óptimo en 2011; restando el15 % en 2012.
Los contratos son de mediano plazo, lo que refleja ladisponibilidad total para contratos futuros a partir del2013.
Precios
La demanda tuvo caída entre 2009 y 2010, pero posteriormente la sequía y recuperación del crecimiento la han
levantado. Hoy los precios de Bolsa están en torno a los 70 US$/MWh
Mercado Organizado Regulado (MOR) podría presionar una leve baja de precios a partir de 2013 (antes de ese año los
contratos están suscritos).
1.272 1.215 924
4.296 5.0423.826
4.044 2.354
2.979
3891.271
9.000 9.000
9.4009.000 9.000 9.000 9.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
2010 2011 2012 2013 2014
GW
h
Libres (Pr. Fijo) Regulados (Grupo) Regulados (Otrs Dx.))
Contratos Futuros Política Rec. Propios
Desde 2010 a 2013 se tiene anualmente una contratación promedio del orden de 700 GWh para comercialización de energías de terceros.
22
Lima
Planta Térmica Ventanillas(493 MW)
EE.DD. Edelnor
Hidroeléctrica Yanango(43 MW)
Hidroeléctrica Chimay
(151 MW)Planta Térmica Sta.
Rosa(429 MW)
HidroeléctricasRío Rímac(553 MW)
PERU - Versión Agosto de 2010
1.668 MW
Empresas Distribuidoras
Hidroeléctricas
Plantas Térmicas
23
Competitividad de nuestros activos
24
CMg 15,70
50
100
150
200
250
300
350
0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000
Co
sto
d
e E
ne
rgía
US
$/M
Wh
Capacidad Instalada Neta(MW)
2014: CVP Activos de Endesa y CMg Perú
Hidraúlica 745 MW
4.417 GWh
Gas 796 MW
4.806 GWh
Diesel 230 MW
0 GWh2014: CVP Activos de Endesa Chile y CMg Perú
Situación de Contratación Perú
Volumen Optimo y Precios
La contratación está del orden del VolumenÓptimo en 2010 y 2011; y 2014 en adelante.
La subcontratación de 2012 y 2013 se podrácontratar preferentemente con EmpresasDistribuidoras sin contratos.2.309 2.696 3.053
3.708 4.224
4.906
5.3975.523
3.7293.384
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
2010 2011 2012 2013 2014
GWh Contratos y Volumen Recomendados
EEDD Lic. Antiguos EEDD Nuevos Licitados
Clientes Libres Vol. Recomendado
Perú ha estado creciendo fuertemente en los últimos meses
No obstante que los marginales se mantienen bajos, a través de las licitaciones el mercado premia los
contratos a largo plazo.
En la primera licitación importante de largo plazo realizada este año para los
mercados regulados, las empresas de ENDESA Chile colocaron casi 5 TWh a un
precio promedio mayor que el de todos sus competidores en Perú.
25
Finalmente … ¿Dónde nos enfocamos para mejorar?
Contratos:
Gx: Ventas en volumen óptimo.
Gas:
Optimizar mix de suministro GLN para San
Isidro I y II (cubrir 100%; mix ToP y flexibles)
Estructurar operación comercial del GNL
Contratos:
Gx: Mantener clientes libres. Contratar energía
dentro del volumen óptimo; o un poco más.
Contratos:
Potenciar alternativas (proyectos) de
recuperación dineros inciso C.
Mantener cartera de contratos MAT.
Lograr márgenes positivos en los contratos
MAT, en relación al precio de mercado.
Ix y Contratos:
Potenciar ventas de CDSA en mercado de
clientes libres para minimizar riesgo spot.
Explorar comercialización de energías de
terceros.
Contratos:
Gx: Aumentar y mantener clientes libres con
traspaso de riesgo. Intermediar energía de
terceros.
Nuevas inversiones (Quimbo).
26
Descargo de Responsabilidad
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
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
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 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.
27
GWh Contratos a
precio fijo
Pocos contratos y
muy seco
Pocos contratos y
muy húmedo
GWh Contratos con mínimo
riesgo. MeR
D Margen Esp.
98%
95%
DMeR
Margen Variable MMUS$
Margen Esperado
Hidro: 65% Energía Esperada
Térmica Efic.: 95% Energía Disp.
Térmica No Efic.: 0% Energía Disp.
Riesgo hidrológico y nivel óptimo de contratación
Muchos contratos y
muy seco
Muchos contratos y
muy húmedo
100% Producción
vendida al spot
28
