SIMPOSIO IEEESIMPOSIO IEEE

LAS REFORMAS DEL SECTORLAS REFORMAS DEL SECTORELÉCTRICOELÉCTRICO

EL PANORAMA EN ECUADOR Y LATINOAMÉRICAEL PANORAMA EN ECUADOR Y LATINOAMÉRICA

QuitoQuito22 DE SEPTIEMBRE 200022 DE SEPTIEMBRE 2000

AGENDAAGENDA

¾EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

¾EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA-MEM

¾INDICADORES PERÍODO ABRIL 1999 - AGOSTO 2000

¾DIAGNÓSTICO DE FUNCIONAMIENTO

¾EL FUTURO INMEDIATO

¾CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

SISTEMA NACIONALSISTEMA NACIONALINTERCONECTADOINTERCONECTADO

Características RelevantesCaracterísticas Relevantes

PAUTEP=1075 MW

Potencia Instalada en el SistemaPotencia Instalada en el SistemaNacional InterconectadoNacional Interconectado

AGOYANP=160 MW

PUCARAP=70 MW

OTRASP=181 MW

ELECTROGUAYP=391 MW

H. NACIONP=213 MW

MEM - JUL 2000

POT. INSTALADA = 2958 MWTERMICA (T) = 1259 MWHIDRAULICA (H) = 1699 MW

TERMOESMERAP= 125 MW

ELECTROECUAP= 223.5 MW

ELECTROQUILP= 176 MW

TERMOPICHINP= 82.2 MWEE QUITO SA

P= 42.3 MW

OTROSP= 219MW

Estructura Energética en la Estación LluviosaEstructura Energética en la Estación Lluviosaabril-septiembreabril-septiembre

-200

400600

800

1,000

1,200

1,400

1,6001,800

2,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4

H O R A S

MW

H ID R A ULIC A 8 7 % T E R M IC A 1 3 %, e n la h o ra d e d e m a n d a m á xim a

Estructura Energética en la Estación SecaEstructura Energética en la Estación Secaoctubre-marzooctubre-marzo

-

2 0 0

4 0 0

6 0 0

8 0 0

1 ,0 0 0

1 ,2 0 0

1 ,4 0 0

1 ,6 0 0

1 ,8 0 0

2 ,0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4

HO R A S

MW

HIDRA ULICA , 46% TERMICA , 54 % ; e n la ho ra d e dema nda má x ima

AREAS DE CONCESION DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Porcenta je de Ener g ía Dem andada por los D istribu idoresPeríodo Abril 1999 - A g osto 2000

EM EL GUR7.50%

EM EL NORT E2.87%

A M BA T O2.76%

A Z O GUES0.42%

BOL IV A R0.45%

M IL A G RO3.37%

M A NA BI6 .73%

L OS RIOS2.00%

ESM ERA L DA S2.30%

C OT OPA X I1 .68%

ST O. DM G O2.22% ST A . EL ENA

2.41% RIOBA M BA1.77%

EL ORO3.84%

REG. SUR1.49%

C ENT . SUR4.81%

EM EL EC30.64%

QUIT O22.75%

Núm ero d e Abo nados de lo s D is tribu idores en 1999

Q UIT O21%

EM ELEC14%

EM ELG UR6%

CENT RO S UR8%

M ANABI7%

O T RAS44%

En ergía Factu rada por Sec tores - 1999

COM ERCIAL16%

RESIDENCIAL38%

OTROS11%

ALUM B. PUBL ICO8%

INDUST RIAL27%

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N:K�KD

$5*(17,1$

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(&8$'25

3$5$*8$<

3(58

858*8$<

9(1(=8(/$

ENERGIA CONSUMIDA/HABITANTE - 1999(kWh/hab)

)XHQWH� &,(5

6,67(0$ 1$&,21$/ '( 75$160,6,Ï1

PAUTE (1075)

AGOYAN (156)

PISAYAMBO (70)

TULCAN

IBARRA

QUITOESMERALDAS S. DOMINGO

QUEVEDOPORTOVIEJO

GUAYAQUIL

S. ELENA

MACHALA CUENCA

LOJA

RIOBAMBA

AMBATO

CENTRALES HIDRO PRINCIPALES (MW)CENTRALES TÉRMICAS PRINCIPALES (MW)SUBESTACIÓN DE TRANSMISI ÓNLÍNEA 230 kVLÍNEA 138 kV

MILAGRO

(213)

(125) (100)

(40 ) (870)

(90)(105)

(36)(38)

BABAHOYO

LATACUNGA

IPIALES(COLOMBIA)

6,67(0$ 1$&,21$/ '( 75$160,6,Ï1

MEMMEMG G GG

T

D D D D

C *F *F *F *F

ESTRUCTURA DEL SECTORESTRUCTURA DEL SECTOR

•• CONELECCONELEC

•• CENACECENACE

•• GENERADORESGENERADORES

•• TRANSMISORTRANSMISOR

•• DISTRIBUIDORESDISTRIBUIDORES

•• GRANDES CONSUMIDORESGRANDES CONSUMIDORES

CENACECENACE

• Organismo independiente que coordinala operación del sistema en términos deseguridad, calidad y economía.Administra el MEM, estableciendoprecios de mercado para la potencia yenergía y vigila el cumplimiento decontratos.

CENACE:CENACE: ADMINISTRADOR DEL MERCADOADMINISTRADOR DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

Administra las transacciones técnicas yAdministra las transacciones técnicas yfinancieras del MEM:financieras del MEM:

•• Resguardando la seguridad de la operaciónResguardando la seguridad de la operacióndel S.N.I.del S.N.I.

•• Abastecimiento al mínimo costo.Abastecimiento al mínimo costo.•• Preserva la eficiencia global del sectorPreserva la eficiencia global del sector•• Condiciones de venta de energía sinCondiciones de venta de energía sin

discriminación entre generadores y librediscriminación entre generadores y libreacceso al sistema de transmisión.acceso al sistema de transmisión.

MODALIDADES DEMODALIDADES DETRANSACCIONES EN EL MEMTRANSACCIONES EN EL MEM

•• MERCADO OCASIONAL (SPOT)MERCADO OCASIONAL (SPOT)

•• MERCADO A PLAZO ( TÉRMINO )MERCADO A PLAZO ( TÉRMINO )

0(5&$'2 2&$6,21$/

*� *� *� *Q

'� '� *&� *&Q 'Q

0(5&$'2 '( &2175$726

*� *&�*� '�

*Q 'Q

0(5&$'2 (/(&75,&2 0$<25,67$ (&8$725,$12

*

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*HQHUDGRU

*UDQ &RQVXPLGRU

'LVWULEXLGRU

'� *&Q

Generador sinContrato

G1

Gn

Pc1

Pcn

Mercado Spot

Distrib. sincontrato

Distrib. concontrato

GpPrecioMarginal

Precio contratado

GC

Gc Dc

GenDem

Dc

Gen

Gc

∆ ∆

∆ ∆ DEM

FUNCIONAMIENTO COMERCIAL DEL MEM

Generación Hidráulica y Térmica en elMEM

0100,000,000200,000,000300,000,000400,000,000500,000,000600,000,000700,000,000800,000,000900,000,000

1,000,000,000

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Se

ptie

mbr

e

Oct

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Nov

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iem

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Ene

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Febr

ero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Pro

me

dio

kWh

HIDROPAUTE HIDROAGOY ÁN HIDROPUCAR Á HIDRONACI ÓN

E. DISTRIB. H ÍDRICA ELECTROGUAYAS TERMOPICHINCHA TERMOESMERALDAS

E. DISTRIB. T ÉRMICA ELECTROQUIL ECUAPOWER ENERGY CORP

INTERCON. COLOMBIA

GENERACIÓ N HIDRÁ ULICA Y T ÉRM ICA DEL M EM

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

%

7pUPLFR ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� �����

+LGUD~OLFR ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� ����� �����

$%5 0$< -81 -8/ 6(3 2&7 129 ',& (1( )(% 0$5 $%5 -81 -8/ $*2 3520

(VWUXFWXUD GH OD *HQHUDFLyQ3HUtRGR $EULO ���� � $JRVWR ����

HIDRAUL ICA 76.39%

T ERM ICA23.49%

IM P ORTACIO N0.11%

Generac ión Hidraú licaPeríodo Abr il 1999 - Agosto 2000

+,'5238&$5È

�����

+,'521$&,Ï1

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+,'52$*2<È1

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(� ',675,%�

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������+,'523$87(

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*HQHUDFLyQ 7pUPLFD

3HUtRGR $EULO ���� � $JRVWR ����

E N E R G Y C O R P2 . 5 5 %

T E R M O E S M E R A L D A S1 2 . 7 4 %

T E R M O P IC H IN C H A2 . 8 9 %

E . D IS T R IB . T É R M IC A1 6 . 6 3 %

E C U A P O W E R0 . 1 3 %

E LE C T R O G U A Y A S5 6 . 5 4 %

E LE C T R O Q U IL8 . 5 3 %

'(0$1'$6 '( (1(5*,$ (1 (/ 6�1�,�

700.00

720.00

740.00

760.00

780.00

800.00

820.00

840.00

860.00

880.00

900.00

GW

h

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(1( )(% 0$5 $%5 0$< -81 -8/ $*2 6(3 2&7 129 ',&

Estructura del Precio del kWh para el Distribuidor

3.283

5.399

3.003

2.2712.2312.1162.148

3.347

3.9864.141

4.852

3.789

4.892

3.188

2.591

2.231

2.7732.856

0

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3520�

(Cen

t. US

D)

E N E RG ÍA P O TE NC IA ( * ) TRA N S M IS IÓ N P P A INF L E X IB IL ID A D E S ( ** ) RE S TRIC C IO NE S TOTA L

Estructura del kWh promedio para el D istribuidorPeríodo Abril 1 999 - Agosto 2000

IN F LE XIB ILID A D E S ( ** )3 .2 9 %

E N E R G ÍA4 3 .9 1 %

P O T E N C IA ( * )2 7 .6 9 %

T R A N S M IS IÓ N1 4 .2 6 %

P P A1 0 .6 7 %

R E S T R IC C IO N E S0 .1 8 %

(VWUXFWXUD GHO SUHFLR GHO N:K SDUD HO 75$160,625

0.4460.445

0.4400.3590.3620.3970.465

0.404

0.4960.4710.463

0.6160.606

0.4970.482

0.577

0.472

-0.200

-0.100

-

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

ABRI

L

MAY

O

JUNI

O

JULI

O

AGOS

TO

SEPT

IEM

BRE

OCTU

BRE

NOVI

EMBR

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DICI

EMBR

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FEBR

ERO

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ZO

ABRI

L

MAY

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JUNI

O

JULI

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AGOS

TO

Cent.

USD

/kWh

Pago R eac tivos Pago po r Restricciones Opera tivas Ingresos po r Cargos F ijos Ingresos po r Cargos Variab les T O T AL

(VWUXFWXUD GHO 3UHFLR GHO N:K SDUD HO *(1(5$'25

2.28

1.551.641.511.49

2.943.13

2.92

4.61

3.08

4.94

2.22

1.751.44

1.912.16

4.63

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

ABRI

L

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ABRI

L

MAY

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JULI

O

AGOS

TO

Cent

. USD

/kWh

E N E RG IA P O TE NC IA Y RE A C T. INF LE X IB IL ID A D E S G E NE RA C . O B L IG A D A A U X IL IA RE S RE S TRIC C IO NE S TOTA L

P R E C IO v s TA R IFA P R OME D IO D E L k W h P AR A D IS TR IB U ID ORC ON S ID E R A N D O AC U E R D OS S E P 1 9 99 - FE B 20 0 0

0 . 0 0 0

1 . 0 0 0

2 . 0 0 0

3 . 0 0 0

4 . 0 0 0

5 . 0 0 0

6 . 0 0 0

PRECIO 2.856 2.773 2.231 2.591 3.188 4.892 3.789 4.852 4.141 3.986 3.347 2.148 2.116 2.231 2.271 3.003 5.399 3.28

TARIFA 5.060 5.669 4.726 4.379 4.628 4.598 3.698 3.346 3.398 2.771 2.771 2.771 2.771 2.771 4.626 4.461 4.609 3.94

ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO PROM .

DIAGNÓSTICO DELDIAGNÓSTICO DELFUNCIONAMIENTO DEL MEMFUNCIONAMIENTO DEL MEM

LOS LOGROSLOS LOGROS

•• LOS DESARROLLOS METODOL ÓGICOS, LALOS DESARROLLOS METODOL ÓGICOS, LANUEVA DISCIPLINA DE LA OPERACI ÓN DELNUEVA DISCIPLINA DE LA OPERACI ÓN DELSISTEMA, LA ADHESI ÓN DEL CONCEPTO DESISTEMA, LA ADHESI ÓN DEL CONCEPTO DEOPTIMIZACI ÓN A LOS PROCESOS, ELOPTIMIZACI ÓN A LOS PROCESOS, ELINCENTIVO A LA INGENIER ÍA Y A SUS NUEVASINCENTIVO A LA INGENIER ÍA Y A SUS NUEVASPRÁCTICAS, ENTRE LOS FUNDAMENTALESPRÁCTICAS, ENTRE LOS FUNDAMENTALESCONSTITUYEN LOGROS EVIDENTES DE UNACONSTITUYEN LOGROS EVIDENTES DE UNANUEVA VISI ÓN Y ACCI ÓN DEL SERVICIONUEVA VISI ÓN Y ACCI ÓN DEL SERVICIOELÉCTRICO EN EL ECUADOR.ELÉCTRICO EN EL ECUADOR.

continuación...continuación...•• Circuito TransaccionalCircuito Transaccional

SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL

BRIDGE

SERVIDOR RED INFONET

A LOSAGENTES DEL MEM

::::::::

SERVIDORESPRINCIPALES

SALA DE CONTROL (CONSOLAS)

PROCESADOR DECOMUNICACIONES

SWITCHES

ENLACES ELCOM -AGENTES

ENLACES RTU

AGENTES

MEDIDORE SNI - AGENTES

AGENTE MEM

OTROS CENTROS DE CONTROL

SERVIDORDE BASEDE DATOS

SERVIDORDE APLICACIONES

STRE SMEC

INFONET

SCTRE

CONFIGURACION FUTURA DE LOS SISTEMAS TECNICOSDEL CENACE

LOS PROBLEMASLOS PROBLEMAS

•• LA PERMANENCIA DE IGUALES PR ÁCTICAS DELA PERMANENCIA DE IGUALES PR ÁCTICAS DEINGERENCIA POL ÍTICA EN EL SECTOR, UNAINGERENCIA POL ÍTICA EN EL SECTOR, UNATARIFA EN EL 50% DE SU VALOR REAL, FALTATARIFA EN EL 50% DE SU VALOR REAL, FALTADE GERENCIAMIENTO HACIA EL CAMBIO, ELDE GERENCIAMIENTO HACIA EL CAMBIO, ELCRECIENTE DESFINANCIAMIENTO, LACRECIENTE DESFINANCIAMIENTO, LACARTERA VENCIDA; HAN PUESTO AL SECTORCARTERA VENCIDA; HAN PUESTO AL SECTORELÉCTRICO EN UNA ELÉCTRICO EN UNA SITUACI ÓN DE CRISISSITUACI ÓN DE CRISIS EN ENEVIDENTE CONTRADICCI ÓN CON LOSEVIDENTE CONTRADICCI ÓN CON LOSOBJETIVOS Y JUSTIFICATIVOS DE LAOBJETIVOS Y JUSTIFICATIVOS DE LATRANSFORMACI ÓN.TRANSFORMACI ÓN.

CRISIS DEL MEMCRISIS DEL MEM

•• La crisis La crisis del paísdel país–– La La tarifa pasó tarifa pasó de 5 a 2.7 cent / de 5 a 2.7 cent / KwhKwh

•• La La estabilidad regulatoriaestabilidad regulatoria–– La La estabilidad regulatoria estabilidad regulatoria solo se solo se garantiza garantiza enen

la la medida que las reglas sean eficientesmedida que las reglas sean eficientes, , tengantenganracionalidad técnica racionalidad técnica y y económicaeconómica, , consistentesconsistentescon la con la realidad del realidad del sector sector eléctricoeléctrico..

CRISIS DEL MEMCRISIS DEL MEM

•• Aplicabilidad Aplicabilidad de la de la LeyLey–– ConcesionesConcesiones

–– EscisionesEscisiones

–– Grandes UsuariosGrandes Usuarios

•• Conocimiento Conocimiento y y GerenciamientoGerenciamiento–– El El nivel nivel de de conocimiento del modelo conocimiento del modelo en en cuadros directivos cuadros directivos yy

gerenciales gerenciales de de algunas empresasalgunas empresas no no es adecuadoes adecuado..

–– El El proceso proceso de de transformación del transformación del sector sector eléctrico tieneeléctrico tienefundamentos que fundamentos que van van mas allá mas allá de de los fundamentos técnicos los fundamentos técnicos yyeconómicoseconómicos, , también también ha ha impuesto retos impuesto retos en en campos mas complejoscampos mas complejoscomo los relacionados como los relacionados con con el el factor factor humanohumano..

CRISIS DEL MEMCRISIS DEL MEM

•• La La Tarifa Tarifa y y el Precioel Precio–– Desfinanciamiento del orden Desfinanciamiento del orden de 250 MUSD de 250 MUSD porpor

insuficiencia insuficiencia de la de la tarifatarifa..

–– El El desequilibrio entre tarifa desequilibrio entre tarifa y y precio precio sin sin laslascompensaciones necesarias compensaciones necesarias se se dieron dieron a a partirpartirdel del 1 de 1 de abrilabril..

–– Causa Causa principal de principal de inicio inicio de la crisis.de la crisis.

C OMPARACION D E IN GR ESOS vs EGRESOS PAR A D IST R IB UID OR ES

-

5,000,000.0

10,000,000.0

15,000,000.0

20,000,000.0

25,000,000.0

30,000,000.0

35,000,000.0

40,000,000.0

45,000,000.0

50,000,000.0

Mile

s U

S $

Eg resos 22,743,0 22,558,1 17,391,6 20,399,8 24,946,6 38,387,5 31,000,2 38,823,1 34,751,7 32,792,7 26,648,3 18,257,4 17,530,6 18,978,7 18,125,8 23,976,1 43,885,6

Ing resos 32,239,6 36,890,5 29,473,4 27,585,9 28,969,6 28,861,8 24,204,5 21,417,1 22,818,4 18,236,9 17,651,2 18,838,9 18,368,3 18,860,9 29,529,1 28,493,6 29,970,0

ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO

CRISIS DEL MEMCRISIS DEL MEM

•• Contratos Contratos a a TérminoTérmino

•• El El Precio Precio de Combustiblede Combustible–– Precios InternacionalesPrecios Internacionales, , NacionalesNacionales

–– En general En general el tratamiento tarifario el tratamiento tarifario no ha no ha sidosidocoordinado coordinado con la con la política política de de precios precios dedecombustible.combustible.

–– Importación Importación de combustibles a cargo dede combustibles a cargo degeneradoresgeneradores

P R E C IOS D E C OMB U S TIB LE S D EL S E C TOR E L ÉC TR IC O PE R ÍOD O AB R IL 199 9 - AGOSTO 200 0

0 .00

10 .0 0

20 .0 0

30 .0 0

40 .0 0

50 .0 0

60 .0 0

70 .0 0

80 .0 0

90 .0 0

10 0 .00

Abr-9

9

May

-99

Jun-

99

Jul-9

9

Ago-

99

Sep

-99

Oct

-99

Nov

-99

Dic

-99

Ene

-00

Feb-

00

Mar

-00

Abr-0

0

May

-00

Jun-

00

Jul-0

0

Ago-

00

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t. U

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/ ga

lón

B UN K E R D IE S E L N A F TA

Precio In te rn ac io n al d e C o m b u stib les p ara el S ecto r E léctr icoF u en te Petro co m ercial

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

26 m

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14 ju

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19 ju

n - 2

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29 ju

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01 ju

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06 ju

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13 ju

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9 ju

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20 ju

l - 2

6 ju

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27 ju

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2 ag

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16 a

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17 a

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23 a

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24 a

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30 a

go

31 a

go -

06 s

ep

Cen

t. U

S $

/ ga

lón

FUEL O IL DIESEL

Costos Variables de ProducciónCostos Variables de ProducciónCOMPARACIÓN DE COSTOS SEP/99 - MAR/00COMPARACIÓN DE COSTOS SEP/99 - MAR/00

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MO

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,QWHUQ� 6HS��� /RFDOHV 0DU��� ,QWHUQ� 0DU���

86'�0:K

CRISIS DEL MEMCRISIS DEL MEM

•• Situación Situación de de Pago Pago y y el el ControlControl–– 65 % de 65 % de cartera vencidacartera vencida

–– Cultura Cultura de de pagopago

–– Fragilidad Fragilidad de de los mecanismos los mecanismos de controlde control

–– Titularización Titularización de la de la carteracartera

P orcentajes Adeudados por las D istribu idoras

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Valores Adeudados por las Distribuidoras

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20,000,000.00

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40,000,000.00

50,000,000.00

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80,000,000.00

USD

U S $ 6 8 ,5 4 5 ,9 5 6 1 9 ,8 3 1 ,8 7 2 1 5 ,4 9 4 ,0 2 8 1 4 ,8 7 0 ,9 2 3 7 ,3 3 6 ,7 0 1 . 6 ,0 6 5 ,0 8 1 . 5 ,2 2 0 ,8 5 8 . 5 ,1 0 3 ,6 5 3 . 3 ,9 3 4 ,3 7 1 . 3 ,7 5 7 ,5 5 3 . 2 ,8 7 1 ,7 6 6 . 2 ,7 7 5,2 1 0 . 2 ,1 3 5 ,7 2 3 . 2 ,0 6 8 ,8 2 7 . 1 ,6 2 9 ,2 6 4 . 1 ,4 4 3 ,0 9 5 . 8 2 9 ,5 1 0 .2 5 2 6 7 ,7 7 3 .4 0

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Valores a ser Recaudados por las Generadoras

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45,000,000.00

US

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HIDROPAUTETRANSELECTRIC

ELECTROGUAYAS

ELECTROQUILHIDRONACION

HIDROAGOYAN

ECUAPOWERENERGYCORP ( ** )

COMBUSTIBLE

HIDROPUCARA

TERMOESMERALDAS

TERMOPICHINCHA

ECUAPOWER ( * )

ELECAUSTRO

EL FUTURO INMEDIATO DELEL FUTURO INMEDIATO DELMEMMEM

•• PLANEAMIENTO OPERATIVOPLANEAMIENTO OPERATIVO

Proyección de la DemandaProyección de la Demanda

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1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

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750

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850

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950

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1 99 8 1 99 9 2 00 0 2 00 1

GW

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POTENCIA

ENERGÍA

CombustiblesCombustiblesCOMPARACI ÓN DE PRECIOS SEP/99, MAR/00, JUL/00, JUN/01COMPARACI ÓN DE PRECIOS SEP/99, MAR/00, JUL/00, JUN/01

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LLUVIOSA MEDIA

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Costos marginales de la energíaCostos marginales de la energíaHidrología mediaHidrología media

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20

30

40

50

60

70

Precio punta 52.855 58.425 51.806 55.319 58.432 58.313 58.262 51.706 48.598 46.633 47.432 47.987

Precio media 49.714 47.958 51.441 55.172 58.47 58.469 58.702 51.854 48.779 46.984 46.132 43.247

Precio base 8.29 46.934 48.654 54.527 57.616 57.612 53.339 51.223 47.554 43.213 42.529 41.887

Promedio 33.555 50.396 50.424 54.944 58.109 58.063 56.313 51.555 48.208 45.222 44.953 44.005

Jul-00 Aug-00 Sep-00 Oct-00 Nov-00 Dec-00 Jan-01 Feb-01 Mar-01 Apr-01 May-01 Jun-01

USD

/MW

h

Costos marginales de la energíaCostos marginales de la energíaHidrología secaHidrología seca

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10

20

30

40

50

60

70

80

Precio punta 50.76 62.003 65.941 66.999 66.808 67.003 63.249 63.289 58.148 58.291 58.517 54.515

Precio media 50.105 61.35 67.855 68.165 69.108 67.924 62.78 62.421 60.246 60.367 58.132 54.235

Precio base 48.161 60.805 64.152 64.377 65.437 65.18 61.269 61.353 56.546 56.356 53.527 53.326

Promedio 49.486 61.301 65.843 66.256 66.962 66.507 62.268 62.221 58.097 58.036 56.28 53.948

Jul-00 Aug-00 Sep-00 Oct-00 Nov-00 Dec-00 Jan-01 Feb-01 Mar-01 Apr-01 May-01 Jun-01

USD

/MW

h

EL FUTURO INMEDIATOEL FUTURO INMEDIATO

•• FLUJO DE RECURSOSFLUJO DE RECURSOS

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mar-00abr-00

may-00jun-00jul-00

ago-00sep-00oct-00nov-00dic-00

ene-01feb-01

mar-01

abr-01may-01jun-01

jul-01ago-01sep-01

oct-01nov-01dic-01

ene-02feb-02

mar-02

abr-02may-02jun-02

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INGRESOS ESTIMADOS DE LOS DISTRIBUIDORES (M

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10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

Ene-00Feb-00Mar-00Abr-00

May-00Jun-00Jul-00

Ago-00Sep-00Oct-00Nov-00Dic-00

Ene-01Feb-01Mar-01Abr-01

May-01Jun-01Jul-01

Ago-01Sep-01Oct-01Nov-01Dic-01

Ene-02Feb-02Mar-02Abr-02

May-02Jun-02

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1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

AÑOS

MW

Crec. Menor Crec. Medio Crec. Mayor Crec. Histórico

(92/8&,21 '( /$ 327(1&,$

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

•• EL MAYOR PROBLEMA EN ELEL MAYOR PROBLEMA EN ELFUNCIONAMIENTO DEL MEM EN ESTEFUNCIONAMIENTO DEL MEM EN ESTEPERÍODO CONSTITUYE LA CRISISPERÍODO CONSTITUYE LA CRISISFINANCIERA DEL SECTOR.FINANCIERA DEL SECTOR.

•• EXISTEN AVANCES METODOL ÓGICOS YEXISTEN AVANCES METODOL ÓGICOS YTECNOL ÓGICOS IMPORTANTES QUETECNOL ÓGICOS IMPORTANTES QUEHAN DADO VIABILIDAD T ÉCNICA ALHAN DADO VIABILIDAD T ÉCNICA ALMODELO.MODELO.