SEPTIMO ENCUENTRO ANUAL DEL SECTOR ENERGETICO COLOMBIANO

COYUNTURA DEL MERCADO ELECTRICO EN OHIO Daniel Santacruz [email protected] www.linkedin.com/pub/daniel-santacruz/40/697/603/

A C E R C A 2006

D E • AES Chivor 2003 – 2006

• Corp Strategy & Forecasting 2006 -2007 • Latinamerica & Africa region 2008 -2012 • US market business unit 2012 – to date

M I

1. Marco conceptual / Contexto 1. Características generales del mercado energético americano 2. PJM “market” 3. Características del mercado eléctrico en Ohio 2. La ventana al cambio 1. Apertura del mercado – antes y después de la des-regularización tarifaria 2. Catalizadores del cambio 3. Factores críticos que afectan el mercado en Ohio 1. Volatilidad 2. Competencia 3. Regulación Medioambiental 4. Economía 4. Impacto en el sector generador y expectativas en el corto plazo

A G E N D A

Disclaimer

The following presentation was prepared by Daniel Santacruz in his personal capacity. The views and opinions expressed during this presentation reflect those of Mr. Santacruz individually and do not in any way represent the official views, opinions or positions of AES Corp or any of its affiliates.

La siguiente presentación fue preparada por Daniel Santacruz a titulo personal. Las opiniones expresadas durante esta presentación reflejan las opiniones del Sr. Santacruz únicamente y de ninguna manera representan la posición oficial ni las opiniones de AES Corp o alguna de sus empresas afiliadas.

D I S C L A I M E R

MARCO CONCEPTUAL / CONTEXTO

Características Básicas del Mercado Eléctrico Americano1,2

• Aprox. 10,000 plantas de generación eléctrica. • Eficiencia térmica promedio del 33%. • 275,000 millas de alta tensión. 3 networks; pérdidas técnicas del 5 – 7%. • 13% de la energía producida con fuentes renovables • 40% energía producida a base de combustibles sólidos • Gran potencial para crecimiento/ sustitución de plantas a base de gas natural

1. http://www.eia.gov/electricity/ 2. http://www.eia.gov/forecasts/steo/pdf/steo_full.pdf

Reservas de carbón y gas afectan la dinámica del mercado eléctrico • Gas • 90% del consumo es producido localmente • Superávit de gas (Producción > Consumo) debido a reservas de shale gas. • Carbón •Mayores reservas de carbón recuperable en el mundo. Exportador neto. • Producción está focalizada en 5 estados: Wyoming, West Virginia, Kentucky, Pennsylvania y Montana. • 90% del carbón producido es utilizado para generar electricidad.

PJM Interconection1 • 10 Operadores de mercado •Regional Transmission Organization (RTO) •Independent System Operator (ISO) • Responsables de coordinar, controlar y monitorear la operación de los diferentes grids. • Algunas ISOs y RTO’s actúan como administradores de mercado en la bolsa de energía.

•13 estados y el Distrito de Columbia. • Actúa como agente independiente y neutral operando el sistema de bolsa de energía (Wholesale electricity market) más grande del mundo. • Asegura la confiabilidad del sistema para más de 60 millones de personas. • Más de 800 miembros entre generadores, distribuidores, transmisores, comercializadores y grandes clientes. 1. http://www.pjm.com/about-pjm.aspx

PJM Energy market • Mercado de bolsa de energía, basado en “Locational Marginal Pricing” (LMP). • Day Ahead: LMP’s horarios son calculados para el siguiente día basados en las ofertas de generación, ofertas de demanda y contratos bilaterales

LMP

=

System Energy Price

+

Transmission Congestion Cost

+

Cost of Marginal Losses

• Real time: Mercado “spot”, LMP son calculados en intervalos de 5 minutos basados en las condiciones operativas actuales con liquidaciones horarias.

•Mercado de capacidad, basado en el “Realibility Pricing Model (RPM). • Diseñado para crear señales de mercado de largo plazo para atraer inversiones enfocadas en la confiabilidad del sistema • Subastas anuales y genera compromisos de capacidad 3 años a futuro

1. http://www.pjm.com/about-pjm.aspx

Mercado Eléctrico en Ohio1,2

• Dividido en 4 zonas de LMP’s • Generadores reciben precio de mercado LMP ajustado “basis” •33,071 MW capacidad neta instalada • 144,000 MWh electricidad producida • 86% de la generación producida es a base de combustibles sólidos 1. http://www.pjm.com/about-pjm.aspx 2. http://www.eia.gov/electricity/

Para tener en cuenta…. • Ohio es netamente dependiente de combustibles fósiles para el cumplimiento de demanda de energía.

• Grandes reservas de carbón & gas natural (convencional y shale) disponibles con bajos costos de transporte. • Restricciones de transmisión (pérdidas) y costos de congestión hacen poco factible capturar precios más atractivos por fuera de la zona (HUB). • Parque generador tiene una vida promedio de 40 a 50 años. • Industria es uno de los grandes generadores de empleo en la región en especial después de la crisis del 2008

LA VENTANA AL CAMBIO

Desregularización tarifaria

• Interés publico debería ser mejor atendido en un mercado competitivo (FERC Order 888, 1996 & Order 2000, 1999)

• Acabar con el esquema de integración vertical • Usuarios finales pueden escoger su proveedor de generación (switching) • Para generación, la tasa de retorno regulada es remplazada por un sistema de libre competencia Antes

Despues

52%

Desregularización tarifaria

• Regulador definió un periodo de 5 años para implementar la transición a partir del 2000

Y qué pasó durante esos 5 años? Por qué el mercado no se desarrolló? Se necesitaron medidas adicionales…

Qué pasó en el 2001 -2005? • • • • • •

Escándalo Enron Crisis energética en California Colapso de mercado de capitales Alta volatilidad y precios altos de carbón y gas Retraso en el desarrollo del los operadores independientes de mercado – ISO Nuevas medidas fueron necesarias para asegurar la viabilidad financiera de las “integrated Utilities”

Marco regulatorio actual

Transmisión & Distribución 

 



Compañías tienen derechos exclusivos para proveer servicios de transmisión y distribución en el área de servicio certificada

Generación 

Negocio de generación es de libre competencia bajo ley de Ohio



Negocio de distribución es regulado por el ente regulatorio estatal - PUCO

Desde 2001, usuarios tiene la opción de escoger su proveedor de energía



Precios de transmisión están sujetas a regulación federal por la FERC bajo el Federal Power Act

Clientes que no han ejercido su opción mantienen la tarifa regulada de generación hasta la completa transición a mercado



Generadores compran y venden energía en el mercado de bolsa de energía



El mercado de bolsa de energía es administrado por PJM

Tarifas reguladas de transmisión y distribución siguen el modelo de costo de servicio

Y por que ahora?

• •

• •

Crisis económica del 2008 Caída de los precios de gas a bajos históricos (Shale gas boom)

Contracción de la demanda Mayor motivación política para efectuar el cambio Aceleramiento de “switching” Incremento de competencia

• •

Crisis económica

4

D O

3

O*

P1 2

Impacto Económico total

Precios Gas

P2 1

0 1

2

3

4

5

6

7

FACTORES CRITICOS QUE AFECTAN EL MERCADO EN OHIO

Factores que afectan el sector de generación

Precios de Energía y Capacidad

Incremento de Competencia

Economía local

Legislación medioambiental

La crisis del 2008 afectó el crecimiento de demanda de energía Energy Demand Dayton zone WN -GWh 15.500 15.000 14.500 14.000

13.500 13.000 12.500

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Source: Ohio Economic Outlook Chase – J.P.Morgan, 2013

• Economía altamente dependiente del sector industrial

• 1 de cada 8 residentes dependía de la industria automotriz • 300,000 habitantes perdieron su empleo en 2007 – 2009 • Tasa de desempleo en 2009 alcanzó un máximo histórico de 10.6%

• Exodo personal calificado (Fuerza laboral se redujo en 3% - la más grande en todo USA)

Volatilidad precios de energía

Historical and Forward On-Peak AD Hub - ILB Dark Spread Lagging 12 Month Rolling Average (11,500 btu/lb at a 10,500 heat rate adjusted for delivery cost and Variable O&M)

$45 P75-P95

$40

P50-P75 $35

P25-P50

$30

P5-P25

$25

Historical Roll Avg

$20 $15 $10 $5 $0 -$5 Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

Jan-11

Jan-12

Jan-13

Jan-14

Jan-15

Jan-16

Jan-17

$90

$16

$80

$14

$70

$12

$/MWh ATC

$60

$10

$50

$8

$40

$6

$30

$/MMBtu

En PJM típicamente Gas Natural es el combustible marginal

$4

$20

Impact of Shale Gas

$10

$2

$0

ADHub DA LMP

Jan-14

Jan-13

Jan-12

Jan-11

Jan-10

Jan-09

Jan-08

Jan-07

Jan-06

Jan-05

Jan-04

$0

HH Spot Index

•Shale gas creo un cambio estructural en el mercado y bajo las condiciones actuales es muy probable observar precios bajos de gas en el corto y mediano plazo

• Otros factores como cambios climáticos, congestión y disponibilidad de las plantas pueden alterar el mercado eléctrico.

Cómo afecta ésto a los generadores? Ejemplo ilustrativo…

Curva de despacho ilustrativa Power Supply Curve RTO: PJM Interconnection, LLC Year: 2013 100.0 90.0 80.0

Variable Cost $/MWh

70.0 60.0 50.0

El ejemplo muestra a estede nivel Esta planta tiene una costoque marginal $30maximo / MWh de demanda el precio marginal es Esta planta de carbón$40/MWh va a ganar(Asumiendo un dark que aproximadamente spread a undisponibles) precio marginal de todas de las$10/MWh plantas están $40/MWh de una planta de gas $40 illustrative clearing price

40.0

$10 spread 30.0 20.0 10.0 0.0

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

Cumulative Capacity (MW) CC Hydro Steam - Nat Gas Solar Dayton Power and Light Company

CT - Nat Gas Nuclear Steam - Other Other Average Load

Merchant Portfolio Strategy • Wrigglesworth • Data Sourced through SNL

CT - Oil Steam - Coal Wind (none) Max Load

180,000

200,000

Cómo afecta ésto a los generadores? Ejemplo ilustrativo…

Ahora veamos cómo era el despacho a precios “pre – Shale gas” Power Supply Curve RTO: PJM Interconnection, LLC Year: 2013

Costo marginal con precios de gas de $8/Mmbtu

100.0 90.0 80.0

Dark spread de $50/MWh a un precio marginal de $48/MWh de una planta de gas

Variable Cost $/MWh

70.0 60.0 50.0 40.0

$50 spread

30.0

Planta de Carbón con costo de $30/MWh

20.0 10.0 0.0

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

Cumulative Capacity (MW) CC Hydro Steam - Nat Gas Solar Dayton Power and Light Company

CT - Nat Gas Nuclear Steam - Other Other Average Load

Merchant Portfolio Strategy • Wrigglesworth • Data Sourced through SNL

CT - Oil Steam - Coal Wind (none) Max Load

180,000

200,000

Mercado de capacidad1

•El mercado de capacidad está basado en el “Reliability Pricing Model – RPM” implementado en 2007 •Está basado en crear compromisos de capacidad tres años a futuro mediante subastas competitivas •Con este sistema se busca estimular inversiones necesarias de confiabilidad en el grid manteniendo el parque generador actual y fomentado la entrada de nueva capacidad en el mercado.

1. PJM’s resource adequacy construct. The purpose of RPM is to develop a long-term pricing signal for capacity resources and LSE obligations that is consistent with the PJM Regional Transmission Expansion Planning Process (RTEP) process. RPM adds stability and a locational nature to the pricing signal for capacity.

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

$160

$/MW -Day

$140 $120

Precio definido en Marzo 2007

$100 $80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

$160

Precio definido en Marzo 2008

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

$160

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

Marzo 2009 $60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

$160

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

Marzo 2010

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

Marzo 2011

$160

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

Marzo 2012

$160

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad

$200 $180

$160

$/MW -Day

$140 $120 $100 $80

$60 $40 $20

Marzo 2013 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18

Realidad del Mercado de Capacidad $200 $180 $160

Marzo 2014

$140

$/MW -Day

$120 $100 $80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19

Realidad del Mercado de Capacidad $200 $180 $160 $140

$/MW -Day

$120 $100

?

$80

$60 $40 $20 $2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19

Competencia – Comercializadores “CRES”

•Las nuevas reglas del sistema fomentan este mercado como instrumento para estabilizar flujos de caja en el corto plazo •Dado la compresión en el dark spread, generadores operan en un ambiente que requiere mayores niveles de liquidez nunca antes vistos •Instrumentos de cobertura en el mercado de energía (wholesale market) generalmente requieren colateral y “margin calls” •Margin calls crean aún mucha más presión en los flujos de caja si hay una movida de precios significativa ABACCUS Executive Summary, Nov. 30, 2011, Annual Baseline Assessment of Choice in Canada and the United States (ABACCUS), DEFG LLC

• Ventas “retail” generalmente no necesitan colateral o margin call

Competencia – Comercializadores “CRES”

Legislación medioambiental

Uso de tecnología renovable (solar, hydro, wind) Legislación medioambiental pendiente: 1. MATS (Mercury Air Toxic Standards) 2. Wastewater (NPDES & ELG) 3. Ash (CCR) 4. 316(b)

Mercado no garantiza un retorno a la inversión Problemas de capacidad a largo plazo Presiones al alza en los precios de energía

IMPACTO EN LA INDUSTRIA Y EXPECTATIVAS EN EL CORTO PLAZO

Transacciones recientes e impactos en jugadores actuales • Reducción en factores de capacidad • Precios de electricidad se han reducido dado el dramático crecimiento del shale gas •A precios de $2/Mmbtu, ciclos combinados desplazaron las plantas de carbón y en algunos casos con dark spreads negativos. • Exceso de inventarios de carbón imposibles de “quemar” económicamente. • Cierre de plantas no económicas • Stress en flujos de caja • Incrementos de colateral • Reducción en márgenes • Caída de la rentabilidad • Caída en la calificación de riesgo (acceso a mercado de capitales) • Pérdidas contables crean nerviosismo en inversionistas • DPL, $2.2 Billion • Duke, $1.4 Biilion • Ventas de activos a precios deprimidos • Febrero 2014, Duke Energy Ohio anunció la decisión de vender su portafolio de generación no regulada en Midwest

Conclusiones

• El mercado eléctrico no esta estructurado para garantizar un margen o tasa de retorno a ningún agente del mercado • Precios de gas bajos en el corto /mediano plazo (Mercado expuesto a precios de gas natural (Shale gas) • Regulador tuvo que crear instrumentos especiales (on top) para garantizar la viabilidad financiera de las empresas.

• Usuario final está expuesto a volatilidad de precios • Riesgo de confiabilidad en el sistema • Volatilidad en la señal de precio a largo plazo • No inversión • Retiro de plantas económicamente no viables (efectos en economía local) •Cambios estructurales son necesarios para asegurar la confiabilidad del sistema • Legislación ambiental puede ser el siguiente catalizador del mercado

GRACIAS

Q&A Daniel Santacruz [email protected] www.linkedin.com/pub/daniel-santacruz/40/697/603/