Alumno: Sr. Elio Cuneo H. Octubre Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 1-63

Transcripción

1 U n i v e r s i d a d G a b r i e l a M i s t r a l M a s t e r i n B u s i n e s s & A d m i n i s t r a t i o n Monografía MBA Finanzas Tema: Análisis de Riesgo Financiero de una Empresa de Suministro Eléctrico del SING, vía simulación de Montecarlo. Alumno: Sr. Elio Cuneo H. Octubre 2003 Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 1-63

2 Al hijo de Terrarossa: Giuseppe. A Rosa y sus bisnietos: Nicole y Giovanni. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 2-63

3 Prólogo Una de las tareas que resultan fascinantes para el autor del presente escrito desde un punto de vista financiero, es el análisis de los riesgos y volatilidades que enfrentan los flujos de caja futuro en la evaluación de nuevos proyectos de inversión, o bien en la determinación de los precios de venta a clientes finales en un determinado mercado. Normalmente, el procedimiento seguido en muchas industrias, pasa por considerar valores promedios esperados de cada una de las variables que enfrentan un cierto nivel de volatilidad, consideración que no resulta del todo valida, si se piensa que intrínsecamente se asume plena certeza, que todas las variables que enfrentan un cierto riesgo, estarían tomando un valor igual a su media. Por lo anterior, es que resulta relevante desarrollar una sensibilidad frente al riesgo que se enfrenta, de manera de entender realmente el impacto de las principales variables que presentan incertidumbre sobre los flujos de caja del negocio, un entendimiento acabado permitirá entender la naturaleza misma de los riesgos que enfrenta el negocio, como de las medidas correctivas tendientes a minimizar su impacto, por ejemplo a través del uso de contratos de coberturas o bien por el traspaso de partes de los riesgos a clientes finales. Realizado lo anterior, se podrá entender realmente el aporte efectuado a los accionistas de la empresa, dado que además del valor numérico asociado al VAN, se asocia un valor numérico en términos de volatilidad, (desviación standard o coeficiente de variación). La industria de generación de energía eléctrica en Chile, no esta ausente de la problemática anteriormente planteada, numerosas son las variables que impactan directamente en los flujos de caja de las empresas, dentro de la principal que destaca es la asociada a la volatilidad de los precios en el mercado spot, ya sea por efecto de salida intempestiva de unidades generadoras, caso SING, o por operar bajo condiciones hidrológicas de sequía extrema, caso SIC; otras presentes son los precios de combustibles, el nivel de demanda máxima de clientes, el nivel de energía consumida por los usuarios, incertidumbre regulatoria, etc. Dado que el número de variables que presentan volatilidades de distinta magnitud es importante, resulta interesante poder entender el impacto del conjunto de las mismas sobre los flujos de caja proyectados, en términos de los valores medios como de sus volatilidades. A través del presente escrito, se efectuó un análisis de flujos de caja futuro para dos empresas hipotéticas que operan en el Sistema Interconectado del Norte Grande, SING, cuando se enfrentan a la decisión de firmar contratos de suministro eléctrico con clientes finales con distintos niveles de demanda, por lo que necesitan evaluar el esquema de indexación de las tarifas, su impacto en los flujos de caja, como del aporte al VAN de la empresa, tanto en valores medios esperados y sus volatilidades asociadas. Adicionalmente, se entregaran los resultados de los análisis efectuados en términos anuales de ingresos, costos y de aporte adicional de los accionistas, esto ultimo ante el evento que la empresa no resulta viable y surge la necesidad de efectuar un aumento de capital por parte de los dueños. Todos los análisis se realizan sobre un horizonte de evaluación de las empresas de 15 años, con tasas de descuento típicas de la industria. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 3-63

4 Índices de Contenidos. 1. La Reestructuración de la Industria Eléctrica en Chile Privatizaciones Marco Legal La Industria de la Generación de Energía Eléctrica en Chile Centros Despacho Económicos de Carga, CDEC Características de la Generación de Energía Eléctrica De los Sistemas Eléctricos de Chile Sistema SING y su Industria de Generación de Energía Eléctrica Competidores y Potencia Instalada del Sistema Demanda Proyectada para el SING Transacciones de Electricidad, Características de los Precios Nivel de Sobrecapacidad en el SING, posibles razones de su existencia De la Competencia en el SING Volatilidad de los Precios Spot en el SING Precios Mercado Spot sin Falla Unidades Sistema SING: Volatilidades que deben ser consideradas en las proyecciones de 21 Flujos de Caja para una empresa suministradora de Energía Eléctrica. 4.1 Costos Marginales Nivel de Demanda SING Indisponibilidad de Unidades Generadoras, FOR Nivel de Demanda Máxima del Cliente Factor de Carga del Cliente Modelo Financiero de Flujo de Caja Considerado Aspectos Técnicos Uso de Software de Aplicación Aspectos Financieros Tasa de Descuento de los Flujos Coeficiente de Variación de Variables Económicas, Conceptualización Definición de Empresas Hipotéticas en el SING para los Análisis Empresa N 1, Empresa Típica de la Industria Empresa N 2, Comercializador Indexación de Tarifas de Energía Conexión de la Unidad a S/E Crucero Incertidumbre Regulatoria. 28 Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 4-63

5 7. Esquemas de Indexación de Tarifas de Electricidad Esquema N 1, Indexación Tradicional, relación 90/10, año base Esquema N 2, Indexación Mixta, relación 50/50, año base Esquema N 3, Indexación 10 CMg, año base Esquema N 4, Indexación 10 CMg, año por año Indexación de tarifa de potencia Evaluación de Riesgos Financiero de las Empresas: Variables de Evaluación Variables de Interés a Estudiar, Efecto Distribución de Probabilidades Análisis de Esquemas de Indexación Tarifas, Empresa N 1 y Comercializador Análisis de Sensibilidad Empresa Nº1. Contratos con distintos Indexadores de 31 tarifa de energía. Escenarios Mixtos. 8.4 Análisis de Traspaso de riesgo Empresa Nº2, Comercializador al Cliente. Calculo 32 de Tarifas. Escenarios Mixtos. 9. Evaluación de Riesgos Financieros de las Empresas: Análisis de Resultados Escenario Común: Empresa N Escenario Mixto: Empresa N Escenario Común: Comercializador Escenario Traspaso de Riesgo del Comercializador al Cliente Conclusiones Anexos. 60 Anexo N 1: Características de las Empresas Empresa Hipotética N 1, Empresa Típica. 2. Empresa Hipotética N 2, Comercializador. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 5-63

6 Análisis de Riesgo Financiero de una Empresa de Suministro Eléctrico del SING, vía simulación de Montecarlo. 1. LA REESTRUCTURACIÓN DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN CHILE. Un proceso de reestructuración del sector eléctrico chileno comenzó en 1978 y formó parte de los cambios en la industria, que llevaron a la reestructuración y privatización del sector de energía eléctrica en general. El principal objetivo explícito de este proceso fue promover una mayor eficiencia en el desarrollo de la industria, a través de: Separar el rol regulador del rol empresario del Estado; Abrir la posibilidad de competencia a través de la incorporación del sector privado en la industria; Introducir el concepto de eficiencia en la fijación de tarifas y, al mismo tiempo, mejorar el perfil financiero de las empresas del sector, asegurando su autofinanciamiento. De esta manera, en el proceso de reestructuración del sector eléctrico, se observan tres fenómenos interrelacionados: el proceso de privatización, la determinación de un nuevo marco legal y la formación de una institucionalidad para ordenar, normar y fiscalizar el sector Privatizaciones. El proceso de privatizaciones se enmarcó en el objetivo general de largo plazo del sector eléctrico, que fue el de establecer las condiciones de eficiencia económica sin subsidios cruzados. Se buscaba eficiencia económica en tres aspectos, optimización en la asignación de los recursos, vía precios correctos, menores costos de producción, y un aumento en la disponibilidad y confiabilidad de suministro. Por otro lado, el Estado asumiría el rol subsidiario, focalizando su esfuerzo en las actividades no desarrolladas por el sector privado y un énfasis en los programas de ayuda social para ir en socorro de los sectores más necesitados. Los principales mecanismos de privatización usados fueron: devolución en acciones de los aportes financieros reembolsables, que los usuarios hacían al solicitar servicio, licitación pública, remate de paquetes de acciones en la bolsa, y venta al público de pequeños montos de acciones, denominado capitalismo popular que en algunas ocasiones contempló cupos reservados para los trabajadores de las mismas empresas privatizadas. Para fomentar la participación del sector privado, se establecieron reglas claras y estables, que fomentaban la competencia. Es así como por medio del capitalismo popular, Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 6-63

7 impulsado por el gobierno de la época, la propiedad de las empresas quedó repartida entre muchos inversionistas nacionales y extranjeros, naturales e institucionales. En el proceso de reestructuración, el subsector de generación fue considerado como una industria proveedora de tipo mayorista, con condiciones para un desarrollo descentralizado y competitivo. En el caso de la distribución, y a pesar de ser un servicio público operable por particulares, no se requería que permaneciera como empresa estatal. Bastaba tener un marco regulatorio en el cual se garantiza la cobertura generalizada, que caracteriza a los servicios públicos, como también la rentabilidad demandada por la empresa privada en sus inversiones. Algunos hitos destacables en el proceso de privatización son: en 1980, la privatización de las primeras distribuidoras, SAESA y FRONTEL; entre 1983 y 1987 las distribuidoras Chilectra Metropolitana y Chilectra V Región; y entre 1988 y 1990 se privatizó ENDESA, incluyendo su sistema de transmisión, todo lo anterior en el caso del Sistema Interconectado Central, SIC. En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, el proceso de privatización fue más tardío, se inicio con la separación de la empresa Edelnor, la cual integraba las etapas de generación y distribución. En el caso de la distribución, que incluía el abastecimiento a las principales ciudades de la I y II región, dio origen a las empresas de distribución Emelari, Eliqsa y Elecda. Efectuado lo anterior se inicio el proceso de privatización de Edelnor en Posteriormente en el año 1996 se privatiza la central termoeléctrica Tocopilla, propiedad de Codelco, dando origen a la empresa Electroandina S.A. con capitales belgas. Estas dos empresas, en conjunto con la llegada de nuevos actores al sistema, producto de un fuerte incremento de la demanda, dio origen a un mercado de alta competencia con la bajada consiguiente en los precios Marco Legal. En 1982 se dicta la actual Ley General de Servicios Eléctricos, el DFL Nº1, que entrega a la CNE, Comisión Nacional de Energía, y a la SEC, Superintendencia de Electricidad y Combustibles, atribuciones normativas y fiscalizadoras, respectivamente. El DFL Nº1 regula la producción, transporte, distribución, concesiones, servidumbres, precios, condiciones de calidad y seguridad. El propósito del DFL Nº1 fue promover la competencia en generación, y regular transmisión y distribución. El DFL Nº1 de 1982 fue complementado en 1985 con el Reglamento de Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte, a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). Buscando el perfeccionamiento de los cuerpos legales, en 1998 entra en vigencia el Reglamento Eléctrico de la Ley General de Servicios Eléctricos, Decreto Supremo N 327. Este decreto especifica muchas de las normas contenidas en la ley, aproximándose en la Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 7-63

8 definición de los estándares de calidad de servicio y una nueva reglamentación para la operación de los CDEC, reemplazando el reglamento de Al mismo tiempo, también en 1998, se modifica la Ley N de creación de la SEC, fundamentalmente aumentándose sus atribuciones y poderes de fiscalización, incluyendo multas sustancialmente mayores a las anteriormente vigentes. 2. LA INDUSTRIA DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CHILE. La industria de la generación de energía eléctrica en Chile desde el punto de vista de la operación de las mismas, para efectos del presente trabajo, es posible describirla sobre la base de tres aspectos principales: Centros de Despachos Económicos de Carga, CDEC. Características de la Generación de Energía Eléctrica. Transacciones de Electricidad, Características de los Precios. Al efectuar una descripción de cada uno de los aspectos anteriormente mencionadas, se tiene que: 2.1. Centros Despachos Económicos de Carga, CDEC La operación interconectada de las distintas unidades de generación de las empresas, se efectúa a través de la unión de centros de consumo y generadoras de distinta naturaleza admitiendo que los excesos de oferta en un nudo de la red sean aprovechados en otros nudos, permitiendo con ello funcionar con márgenes de reserva rodantes o en giro utilizable en todo el sistema. Esto último evita tener capacidad instalada de reserva en cada nudo, lo que permite globalmente optimizar el tamaño y momento de las nuevas inversiones. Con esto se consigue: Minimizar los costos de producción mediante el uso e instalación de generadores con costos de producción baratos. Reducir las necesidades locales de capacidad o potencia instalada. Mejorar la confiabilidad, seguridad y calidad de suministro a los usuarios o clientes conectados al sistema interconectado. De acuerdo con la legislación chilena, la operación de centrales interconectadas, como ocurre en los casos del SIC y el SING, se debe realizar centralizadamente por el CDEC respectivo. En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SING) fue constituido el 30 de julio de 1993 en cumplimiento de las disposiciones legales establecidas en los artículos 81 y 91 del D.F.L. N 1 de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, y de las contempladas en el Decreto Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 8-63

9 Reglamentario N 6 de 1985, del Ministerio de Minería, teniendo como misión fundamental coordinar la operación del sistema correspondiente. El artículo 81 del DFL N 1 de 1982 establece que los concesionarios que operen sistemas interconectados deberán coordinar dicha operación, a través de la formación de los CDEC con el fin de: Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. Garantizar la operación más económica del sistema. Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión. La obligación que la ley impone a las empresas conlleva a coordinarse en la operación del sistema para lograr diversos objetivos, entre ellos, el primero preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. Cumplido el objetivo anterior, la operación del sistema eléctrico debe efectuarse considerando el menor costo. En la operación real del sistema, es el CDEC el ente que determina la valorización horaria de la energía que se transa entre las empresas de generación de energía eléctrica, a partir de los costos marginales que el sistema presente Características de la Generación de Energía Eléctrica. La industria de la generación eléctrica tiene tres particularidades fundamentales, es un producto no almacenable, por lo que necesariamente el conjunto de centrales conectadas a un sistema eléctrico produce en todo momento lo que se está consumiendo; es una industria altamente regulada, por lo que las decisiones de cómo producir y cuánto no es autónoma de cada empresa y se realiza según criterios de eficiencia de acuerdo a los costos variables de las unidades y de consideraciones de calidad y seguridad de suministro que se maneja en forma centralizada por una entidad independiente a las empresas. El tercer elemento característico es el ser una industria altamente intensa en inversiones de capital, por lo cual el período de retorno es de largo plazo, 20 a 25 años, por lo que los inversionistas necesariamente estarán fuertemente motivados a buscar contratos de suministro de energía eléctrica que permitan minimizar los riesgos y asegurar los retornos sobre la inversión efectuada. Si en algún momento una empresa no esté calzada en su producción respecto del consumo de sus clientes contratados, se genera un mercado de intercambio entre generadoras, tanto en el producto energía como en el de potencia. De ellos, el principal es el de intercambio de energía o mercado spot, en donde se efectúan los saldos horarios de las empresas, generación y déficit, así como el precio asociado a las energías horarias de intercambio que se originan entre las empresas. Este precio de intercambio, conocido como costo marginal, viene definido por el costo variable de producción de la unidad más Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 9-63

10 cara en generación en la hora respectiva y que permite aportar el KWH adicional de suministro a la red De los Sistemas Eléctricos de Chile. Chile posee cuatro sistemas eléctricos interconectados que son independientes entre sí, siendo los dos principales el SING y SIC, los cuales presentan las siguientes características: Sistema Interconectado Central, SIC. Se extiende entre Tal-Tal y la Isla Grande de Chiloé, con una potencia instalada de MW a diciembre del La demanda máxima durante dicho año alcanzó los MW y con una generación anual de GWh. El parque generador está constituido por aproximadamente un 39,8% de unidades térmicas y un 60,2% de unidades de generación hidráulicas. De los cuatro sistemas, el SIC es el más importante por su extensión y capacidad, donde este última concentra el 64,4% de la capacidad instalada del país, abasteciendo al 92,6% del total de la población nacional Sistema Interconectado del Norte Grande, SING. El SING se extiende desde Arica hasta Antofagasta, primera y segunda región de Chile, respectivamente, cubriendo una superficie de Km 2, equivalente al 24,5% del territorio de Chile Continental. Si bien abastece a sólo el 5,72% de la población, que está concentrada mayoritariamente en el borde costero y en lugares distantes unos de otros, es de vital importancia para suplir los altos requerimientos de electricidad por parte de la minería que se desarrolla en la zona. El territorio que abastece el SING es predominantemente de un clima árido. Durante el año 2002 la demanda máxima alcanzó los MW y la generación anual de energía llegó a GWh. El parque generador está constituido por aproximadamente un 99% de unidades térmicas y sólo un 1% de unidades de generación hidráulicas, por lo que la generación del sistema se efectúa sobre unidades que utilizan como combustible: petróleo diesel, petróleo pesado, carbón y gas natural como insumo principal. Las características desérticas de la zona en que opera el SING, la dispersión de la población en pocos y distantes lugares, situados mayoritariamente en el borde costero, y la actividad minera en la región, que representa un 1 del Producto Interno Bruto y un tercio de las exportaciones del país, se traducen en que el SING se caracteriza por: Escasos recursos de agua para usos de generación eléctrica. Centros de consumo de electricidad separados por grandes distancias. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 10-63

11 Consumo de energía de las ciudades muy inferior al de las empresas mineras. Demanda individual de potencia y energía por parte de las empresas mineras que es significativa respecto del tamaño del mercado. En un comienzo el sistema eléctrico del Norte Grande se desarrolló fundamentalmente con varios subsistemas eléctricos separados, basados mayoritariamente en plantas de generación termoeléctrica. El SING como tal nace a fines de 1987 cuando se interconectan los principales subsistemas asociados a las ciudades de Arica, Iquique, Tocopilla y Antofagasta, con el sistema eléctrico Tocopilla Chuquicamata de Codelco Chile. 3. SISTEMA SING Y SU INDUSTRIA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Competidores y Potencia Instalada del Sistema. A diciembre del año 2002, la potencia total instalada en el SING asciende a un total de MW, repartidos entre tres empresas principales, y que aglutinan un parque generador que utilizan combustible del tipo hidráulico, petróleo pesado, diesel, carbón y gas natural. Un resumen del parque instalado por empresas y combustibles, se indica en el cuadro siguiente: Empresas () Hidro Gas Carbón P. Pesado P. Diesel Total % Celta - Gasatacama % Electroandina - Edelnor % Norgener - AES Gener % Total () Las empresas están reunidas según la existencia de al menos un accionista común. Del total de MW brutos instalados, aquellos que resultan económicamente atractivos de comercializar, corresponden a los asociados a la generación Hidro, Carbón y Gas Natural, con lo cual el total de MW factible de ofrecer a los clientes a los actuales precios de mercado, alcanzan un total de MW. La diferencia respecto al total instalado se utiliza para dar respaldos al sistema cuando las unidades bases se encuentran en mantención programada y/o salen fuera de servicio por una condición forzada Demanda Proyectada para el SING. A diferencia del sistema SIC donde la proyección futura de demanda se encuentra directamente correlacionadas con la tasa de crecimiento del producto interno bruto, los crecimientos del sistema SING, se encuentran dados fundamentalmente por el desarrollo de nuevos proyectos mineros y/o ampliaciones de instalaciones mineras existentes. El Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 11-63

12 efecto del incremento de la demanda de las distribuidoras resulta ser menor, del orden del 1% respecto al total de la demanda total del sistema. Al considerar los aspectos anteriores, una proyección, baja, media y alta, de la demanda futura del sistema SING, en MW, seria la siguiente: Proyección Bajo Medio Alto En forma gráfica, las demandas entregadas asumen las siguientes curvas de crecimiento: 2,500 Proyección Demanda SING [MW] 2,300 2,100 1,900 1,700 1,500 1,300 1,100 Alta Media Baja 3.3. Transacciones de Electricidad, Características de los Precios en el SING. Una empresa generadora que se incorpore a la industria, tiene la posibilidad de comercializar energía eléctrica, sobre la base de cualquiera de los precios que más adelante se mencionan. Cabe destacar que la energía vendida por la empresa no necesariamente coincide en cuanto a volumen con la producida por sus propias unidades, pues las diferencias, a favor o en contra, las salda en el mercado spot. Precios regulados. Este precio es fijado por la autoridad cada seis meses, determina el máximo valor que las empresas generadoras pueden vender a las empresas distribuidoras, las cuales están obligadas a vender a precios regulados a todos sus clientes cuya potencia conectada no sea superior a los KW. En el caso del SING, los precios regulados son los fijados para la venta a las empresas distribuidoras Emelari, Eliqsa y Elecda, las que suministran energía a las ciudades de Arica, Iquique, Tocopilla, Calama, Mejillones y Antofagasta. Dentro del SING, el volumen de energía vendida a las empresas distribuidoras bordea aproximadamente el 15 % del total de la demanda del sistema. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 12-63

13 Precios Libres. A este mercado pueden acceder los consumidores, a quienes se les denomina clientes libres, que tienen una potencia conectada mayor a KW. Los precios de venta de la electricidad, energía y potencia, son libremente acordados con las empresas generadoras en contratos privados, que surgen de llamados de licitación efectuada por los mismos clientes. A nivel del SING, del total de la energía demandada por el sistema, el 85 % corresponde a clientes libres, siendo su mayoría compañías mineras dedicadas a la explotación de cobre, que destacan por ser intensivas en el uso de energía eléctrica para sus procesos productivos. En el SING, el desarrollo de importantes nuevos proyectos mineros comenzó a partir del año 1995, originando incrementos sustanciales en la demanda, como en la incorporación de nuevos actores a la industria de la generación de energía eléctrica, traduciéndose en un mayor nivel de competencia y en una baja relevante en los precios. A nivel de sistema, los clientes libres que conforman los principales consumos de energía, a Diciembre del año 2002, son los siguientes: Codelco Norte: Minera Escondida: El Abra: Minera Collahuasi: Minera Zaldivar: Minera Cerro Colorado: Minera Soquimich. Fundición Altonorte: Minera Mantos Blancos: Minera Tesoro: Minera Lomas Bayas: Minera Michilla: Minera Quebrada Blanca: Minera Ivan: Otros Menores: 360 MW. 310 MW. 100 MW. 90 MW. 65 MW. 42 MW. 40 MW. 35 MW. 32 MW. 25 MW. 25 MW. 20 MW. 15 MW. 5 MW. 20 MW. Precios Spot. Este precio es el utilizado entre los generadores para sus transferencias de energía y potencia de los excedentes o déficit que se produzcan entre su producción y la venta a sus clientes finales. En este mercado, el CDEC es el encargado de realizar la valorización de las transferencias de energía y potencia. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 13-63

14 Inyección Empresan Inyección Empresa1 Retiro Empresan Cliente Libre Retiro Compartido Empresas1 y n Cliente Regulado Retiro Empresa1 Cliente Libre Desde un punto de vista comercial, las empresas generadoras buscan tener una cartera óptima, equilibrando las ventas a clientes libres, regulados y en el mercado spot. La idea básica es comprometer una energía con clientes similar a la energía media producida por sus propias unidades generadoras y minimizar las transferencias en el mercado spot. En el mercado del SING, dado que el mayor nivel de consumo está asociado a clientes libres, intensivos en consumo y gran nivel de demanda, origina que la competencia por la captación de nuevos clientes sea muy fuerte. Esta competencia se incrementa con la existencia de la gran capacidad de generación económica existente, y se puede visualizar a través de la caída en los costos marginales de los últimos años. 60 Costos Marginales SING por Mes, Ene Dic 2002, [US$/MWh] Ene-95 Feb-96 Mar-97 Abr-98 May-99 Jun-00 Jul-01 Ago Nivel de Sobrecapacidad actual del SING. Posibles razones de su existencia. La situación actual del SING en cuanto a nivel de capacidad instalada, se tiende a pensar que se alcanzó producto de una competencia fuera de toda lógica económica, con tres actores grandes que pugnaron por introducir sus proyectos de forma unilateral. Por ello se desarrollaron dos gasoductos desde Argentina y una gran central en Salta, Argentina, conectada eléctricamente al SING vía una línea de transmisión en 345 kv, con lo que la capacidad instalada pasó del equilibrio a una sobreinstalación de 2,5 veces lo necesario, quedando un potencial por desarrollar en los gasoductos igual a la demanda proyectada para el año Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 14-63

15 El fuerte crecimiento en la capacidad instalada del SING, también se explica por: El importante crecimiento en la demanda de energía eléctrica producto de la realización de nuevos proyectos mineros y la ampliación de faenas mineras existentes. Si consideramos las demandas reales presentadas por el SING, en términos de MW, para el período 1994 al 2002, indican altas tasas de crecimiento del consumo, por lo que pudo motivar un alto nivel de competencia entre los proveedores por tomar los contratos de suministro asociados a los nuevos consumos. Lo anteriormente descrito, se refleja en la gráfica siguiente: 1,600 Demandas Máximas SING, [MW] 1,400 1,200 1, La carrera por parte de las nuevas empresas entrantes, de tomar una relativa importante cuota de mercado, por los crecimientos esperados como por los contratos de suministro existente, dado el cambio tecnológico que llevaban las nuevas instalaciones y que reemplazarían el carbón por gas natural. Respuesta de las empresas existentes de no permitir quedar fuera de competencia al mantener unidades generadoras con menor tecnología y menor eficiencia, base fundamental para mantener su nivel de competitividad en el mercado. Los dos últimos efectos mencionados se tradujeron en la incorporación de centrales de última generación que permitían la producción de energía eléctrica sobre la base de gas natural, de notable mejor eficiencia. Este aspecto posibilitó una sustitución tecnológica en la base de generación del SING, desde fuentes con mayores costos variables de operación hacia fuentes con menores costos de producción. Esta sustitución se ve además posibilitada porque la legislación asegura el despacho de unidades de menor costo variable, independientemente de los contratos existentes. Existencia de la normativa legal del pago de potencia firme a aquellos generadores que ingresaban al sistema, independientes si los mismos captaban contratos de suministro o si el sistema requería la presencia de nuevas unidades. A lo anterior se suma el hecho que el precio básico de la potencia para el mercado spot de la generación, Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 15-63

16 permanece constante, e independiente de la relación oferta - demanda del sistema en términos de capacidad De la Competencia en el SING. En el SING, Sistema Interconectado del Norte Grande, existen básicamente tres empresas que están compitiendo en un reducido mercado, por lo cual las expectativas están dirigidas a la concentración en unos pocos, más que al ingreso de nuevas empresas. A lo anterior debe agregarse que a la fecha existen dos gasoductos con capacidad disponible para la potencial instalación de nuevas centrales, lo que concentrará los futuros desarrollos en los propietarios de esos ductos. El nivel de competencia entre los actores existentes es muy alto, en especial por las empresas que participaron en la construcción de los dos gasoductos, los cuales, con el fin de asegurar retornos en las inversiones en transporte de gas como en generación, se traduce en una bajada importante en los niveles de precios de la energía eléctrica. Un resumen que permiten entender el nivel de competencia existente en la industria, se visualiza a través de los siguientes antecedentes: El alto grado de sobreinstalación, a Diciembre del Reducido tamaño del sistema para lo que es el negocio de generación eléctrica, en torno a los MW para Diciembre del La existencia de 6 empresas en el negocio, número que se considera alto para un mercado de las características del SING, por lo que se deberá esperar que en el largo plazo permanezcan sólo dos competidores. La alta concentración de la demanda en pocos clientes, de los cuales el mayor representa 25% de demanda y los 4 mayores el 6. La saturación en el desarrollo de nuevos proyectos mineros para el actual nivel de precio del cobre, (de 76,5 US$c/lb al mes de Junio del 2003). Los incrementos de la demanda se espera que vengan por el desarrollo de ampliaciones marginales de proyectos existentes y/o por una interconexión robusta con el sistema SIC (Al respecto se sabe que se está estudiando interconexiones del orden de 600 a MW de capacidad de transferencia, pero que su desarrollo puede quedar limitado según las incertidumbres legales asociadas al tema de la transmisión). Existe un alto nivel de competencia por la adjudicación de nuevos contratos o por la renovación de los existentes, lo que ha llevado rápidamente a una caída violenta en los precios, incluso mas allá del nivel de equilibrio del largo plazo que se obtienen con las nuevas tecnologías. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 16-63

17 El alto nivel de competencia existente entre las empresas, se puede visualizar a través de la caída en los precios de nudo del sistema SING, referidos a subestación Crucero nivel 220 kv, los que se aproximan a los valores actuales existentes en el SIC. Una gráfica de la variación del valor monómico de los precios, a factor de carga del 9, se puede visualizar en la curva siguiente: 80 Precios de Nudo SING y SIC. [US$/MWh] SING - Crucero SIC - Alto Jahuel Abr-93 Abr-94 Abr-95 Abr-96 Abr-97 Abr-98 Abr-99 Abr-00 Abr-01 Abr-02 Abr Volatilidad de los Precios Spot en el SING. Aún cuando el sistema SING presenta una importante capacidad instalada respecto a las necesidades requeridas para suplir la demanda, el mercado spot de energía presenta importantes variaciones en el nivel de precios, y que se origina fundamentalmente por el desequilibrio entre oferta demanda, al no contar con la inyección de una unidad generadora ante su salida en forma imprevista, originando por tanto, un incremento en los precios, producto de la necesidad de suplir la demanda con unidades de costos variables más altos respecto a las unidades que normalmente se encontraban operando. El fenómeno mencionado, es típico de la industria de generación de energia eléctrica, y se traduce en un incremento en los precios medios del mercado spot, respecto a una condición sin falla de unidades. El incremento mencionado se puede agudizar si el sistema enfrenta déficit de capacidad instalada, sea por falta de nuevas unidades generadoras o bien por condiciones hidrológicas extremas de sequía en sistema con una componente importante de generación hidráulica, caso del SIC. A pesar que se ha mencionado que la variación más importante en los precios spot es originada por la salida intempestiva de unidades, otras fuentes de alteración en los precios, pero relativamente menos importante se origina por aumentos o decrementos relevantes en la demanda, o por cambios en los precios de los insumos básicos para la generación: gas, carbón y petróleo. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 17-63

18 Para entender el efecto de la salida de unidades sobre los precios del mercado spot, considérese la operación del año 2002, y el valor de los costos marginales de energía que las empresas del SING utilizaron para determinar la valorización de las energías transferidas entre las mismas. La variación de los precios diarios se refleja en la curva siguiente: 60 Costos Marginales SING 2002, por día en US$/MWh Los costos marginales indicados, aún cuando pueden presentar fuertes variaciones ante salida de unidades, después de restituido el equilibrio tiende a su valor medio precontingencia, (reversión a la media). El efecto final de la perturbación, es un incremento en el promedio anual de los precios. Para visualizar este último punto, considérese la operación del año 2001, si a los precios spot diarios de energía que incorpora todo el efecto volatilidad anteriormente explicado, se superpone a la misma curva una estimación de los precios ante ausencia de perturbaciones, la diferencia entre las mismas, indicará las variaciones en los precios producto de las contingencias que el sistema presenta. Lo anterior se visualiza en la gráfica siguiente: 50 Costos Marginales SING 2001, con y sin Falla Centrales CMg con Falla Centrales CMg sin Falla Centrales El efecto de la volatilidad en los precios del mercado spot, se puede analizar considerando un análisis estadístico de los precios diarios en un cierto horizonte de tiempo. Para lo anterior, se determinaron los histogramas de los precios diarios tanto para el año 2001 y Los histogramas obtenidos son los siguientes: Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 18-63

19 Histograma de precios spot año Histograma CMg SING Histograma de precios spot año Histograma CMg SING Por la forma de la distribución de los histogramas, visualmente se estima que se aproximan a una distribución de probabilidades del tipo log normal. Para comprobar lo anterior, los datos asociados a los años 2001 y 2002, se analizaron con ayuda del software de aplicación, de manera que vía el análisis de los datos, sea éste software que determine la mejor función de distribución que representa la variación de los precios en el mercado spot. Los análisis efectuados por la vía mencionada, determinó que la función de distribución toma la forma siguiente: Voltdad. CMg Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 19-63

20 Los resultados de los análisis de los datos diarios, en un horizonte anual, determinaron que la forma de la distribución de probabilidades para los precios spot, en tanto /1 del valor medio sin contingencia, es del tipo Gamma. Por lo anterior, es que los análisis a efectuar en el presente escrito, consideran dicho tipo de distribución para las variaciones esperadas de los precios del mercado spot Precios Mercados Spot sin Falla Unidades. Si se consideran las proyecciones de demanda para el SING para los próximos años planteadas en el punto 3.2, así como una estimación de los precios de la energía que pueden estar presente en el mercado spot, vía un modelo ad hoc, pero que no incorpore el efecto volatilidad mencionado, se determinan los siguientes niveles de precios: CMg US$/MWh Dda. Baja Dda. Media Dda. Alta Para los estudios anuales de los precios esperados del mercado spot de la energía, la volatilidad de los mismos, se incorpora a través del uso de una representación vía función de distribución de probabilidad tipo Gamma determinada en el punto SISTEMA SING: VOLATILIDADES QUE DEBEN SER CONSIDERADAS EN LAS PROYECCIONES DE FLUJO DE CAJA PARA UNA EMPRESA SUMINISTRADORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Al considerar una proyección de los flujos de caja que una empresa proveedora de energía en el sistema SING puede enfrentar, normalmente consideran proyecciones sobre la mejor estimación de los valores medios de todas aquellas variables que estan sujetas a variabilidad, consideraciones del tipo función de distribución de probabilidad para las mismas, donde se incluyen valores medios y efecto volatilidad, normalmente no se consideran ni analizan en las proyecciones de flujos de caja. Al considerar la volatilidad de las variables, por el uso de funciones de distribución de probabilidad, permite entender de mejor manera los riesgos intrínsecos asociados al negocio, como desarrollar toda una estrategia frente a la competencia que se enfrenta en el mercado. En el caso del SING, por la presencia de la sobreinstalación resulta interesante conocer el efecto sobre los riesgos de la industria como el desarrollo futuro de la misma. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 20-63

21 Para el sistema SING, las variables que impactan directamente en los flujos de caja de las empresas, que presentan un cierto nivel de volatilidad, y que resultan de interés describirlos por una función de distribución de probabilidad, son las siguientes: 4.1. Costos Marginales. La volatilidad asociada a los precios del mercado spot, factor relevante para el mercado, se representa vía una distribución de probabilidad del tipo Gamma, tal como se explicó en el punto 3.6 del presente informe Nivel de Demanda del SING. Normalmente la industria contempla tres niveles de demanda para el sistema: baja, media y alta. Estas son fundamentalmente dependientes del nivel de desarrollo de los proyectos nuevos o complementarios de las compañías mineras existentes en el sistema. Una descripción probabilística de las demandas de cada año, se representa con una función de distribución del tipo triangular. Ejemplo de lo anterior, considerando las estimaciones de demanda entregada en el punto 3.2 para un año típico, sería la siguiente: Dtrbción. Dda ,584 1,684 1,784 1,884 1, Indisponibilidad de Unidades Generadoras, FOR. La generación de energía eléctrica en el sistema SING, se efectúan sobre unidades generadoras del tipo térmico, su diseño de alta complejidad, se traduce que bajo ciertas condiciones operativas puede fallar originando la desconexión de la unidad del sistema, traduciéndose en un incremento en los costos marginales del mercado spot, por el reemplazo de la misma por unidades de mayor costo variables. La confiabilidad de la unidad generadora, también puede ser representada por una función de probabilidad, en que la tasa de falla, (FOR), puede ser representada por una función de distribución del tipo siguiente: Voltdad. Unidad 2007 Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. 0.9 Correo Electrónico: 1.2 elio.cuneo@gmail.com

22 4.4. Nivel de Demanda Máxima del Cliente. La demanda máxima del cliente, en términos de potencia, también puede estar sujeta a un cierto nivel de volatilidad. Lo anterior refleja el hecho que la demanda máxima a facturar puede variar en torno a un valor, y se origina por efecto del control de demanda del cliente, fallas en sus procesos, mantención de sus instalaciones, conflictos laborales, etc. Para la volatilidad descrita, ésta se puede representar por una función de probabilidad del tipo siguiente: Dda. Cliente Factor de Carga del Cliente. El factor de carga del cliente, es un indicador del nivel de energía que se demanda para un determinado nivel de potencia máxima. El factor de carga, también representa una variable aleatoria, en que su valor medio puede moverse dentro de un mínimo y un máximo. La función de distribución para esta variable, se puede asumir que es del siguiente tipo: Factor de Carga % 81% 88% 96% 103% 5. MODELO FINANCIERO DE FLUJO DE CAJA CONSIDERADO. Para analizar el efecto en los flujos de caja de una empresa que opera en el sistema SING, y poder determinar el impacto de los riesgos a la cual se encuentra expuesta, producto de la presencia de las volatilidades de las variables entregadas en el punto 4, se desarrolló un modelo técnico financiero que permite enlazar la operación de las unidades de la empresa generadora, su interrelación con el despacho de la misma a nivel CDEC, con los flujos de caja anuales que potencialmente se pueden generar en un horizonte de 15 años. El modelo Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 22-63

23 se desarrolló en Excel y para simular los efectos de la distribución de probabilidades de las variables con incertidumbre, se utilizó un software de aplicación. El modelo desarrollado contempla los siguientes aspectos: 5.1. Aspectos Técnicos. Se consideran los siguientes aspectos asociados a la operación anual de las centrales: Determinación de Nivel de Generación de la Central. Cálculo de costos marginales factibles. Nivel de demanda probable del sistema. Nivel de demanda factible de cliente. Nivel de demanda de energía factible de cliente. Tasa de salida forzada de la central Uso de Software de Aplicación. Se consideran los siguientes aspectos asociados a las variables con incertidumbre. Uso de función de distribución de probabilidades de costos marginales. Uso de función de distribución de probabilidades de la demanda máxima del sistema. Uso de función de distribución de probabilidades de demanda potencia de cliente. Uso de función de distribución de probabilidades de demanda energía de cliente. Uso de función de distribución de probabilidades de tasa forzada de cliente Aspectos Financieros. Se consideran los siguientes aspectos financieros de la empresa. Nivel de ventas a cliente, en potencia y energía. Nivel de ventas al mercado spot, en potencia y energía. Nivel de compras en mercado spot, en potencia y energía. Tarifas anuales actualizadas a cliente, según variación de los indexadores propuestos. Costos estimados de operación anual, generación de energía, mantención unidades, pago transporte gas, cargos por operación CDEC, por administración, por seguros, etc. Aporte adicional de accionistas por déficit flujos de caja después de impuesto. Análisis Flujos de Caja después de impuesto. Determinación de VAN de flujos, de Ingresos, de costos, de caja después de impuestos y del aporte de accionistas. Cálculo de índices de volatilidades, Coeficiente de Variación de Ingresos, Costos, flujos de caja después de impuestos, aporte de accionistas y tarifas por esquema de indexación propuesta. Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 23-63

24 5.4. Tasa de Descuento de los Flujos. Los flujos de caja que se determinen, para efectos de calcular los VAN asociados, se descontarán considerando una tasa de descuento del 1 anual, valor típico utilizado por la industria de la generación de energía eléctrica Coeficiente de Variación de Variables Económicas, Conceptualización. Dada la presencia de variables técnicas y económicas que pueden ser representadas a través de funciones de distribución de probabilidad, y que impactan directamente en los flujos de caja esperados por la empresa, resulta prioritario conocer cuán relevante es la incertidumbre que estas variables generan en los flujos mismos. Es muy común que normalmente en cualquier industria, que aún cuando se reconozca que existen variables que pueden tomar una amplia gama de valores, precios de insumos básicos, proyecciones demanda, paridad monetaria, etc., lo típico es considerar sus valores promedio, olvidando el efecto volatilidad asociada, tanto en las variables básicas, como en los resultados proyectados para los flujos de caja de la empresa. Para entender la idea expresada anteriormente, considérese la siguiente gráfica, que reúne los resultados de flujo de caja de tres posibles estrategias a seguir por una empresa: 8 Análisis Volatilidad Estrategia N 1 Estrategia N 2 Estrategia N 3 Para los ejecutivos de la empresa, el uso de valores promedios de las variables con incertidumbre, daría como resultado que las tres factibles estrategias serían indiferentes, dado que considerar valores promedios de las variables darían el mismo resultado numérico, 10. Sin embargo, al considerar el efecto incertidumbre, producto de incorporar la función de distribución de probabilidades para las variables que tienen un cierto grado de incertidumbre, y que pueden impactar directamente en los costos o en los ingresos de las empresas, resulta necesario determinar una medida del riesgo asociado a cada resultado. Producto de lo anterior, es que normalmente acompañada al valor promedio esperado se calcula el indicador Coeficiente de Variación, el cual cuantifica en términos de porcentaje, la volatilidad o desviación estándar del valor promedio calculado. Para el Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 24-63

25 ejemplo anteriormente entregado, el Coeficiente de Variación de los escenarios estudiados se resumen en la tabla siguiente. Indicador Estrategia N 1 Estrategia N 2 Estrategia N 3 Media D. Estándar C. Variación 4% 2% 1% De los resultados obtenidos, indicaría que la estrategia de menor riesgo para la empresa sería la número 3, por lo que ésta debería ser seleccionada por presentar una volatilidad porcentualmente inferior. Lo anterior, también se podía observar en el ancho de la curva de Gauss de las tres curvas entregadas. Para el desarrollo de la presente monografía, un aspecto relevante para la determinación de los riesgos financieros de las empresas, se basa en determinar además del cálculo clásico del valor promedio esperados de los flujos de caja de cada variable, los coeficientes de variación asociados. Por lo anterior, el sentido dado a los términos coeficiente de variación, riesgo o volatilidad, será el mismo. 6. DEFINICIÓN DE EMPRESAS HIPOTÉTICAS EN EL SING PARA LOS ANÁLISIS. Para los análisis de los riesgos asociados para una empresa generadora en el sistema eléctrico SING, se ha considerado dos empresas hipotéticas que se encuentra operando en dicho sistema. Estas empresas presentan las siguientes características: 6.1. Empresa N 1, Empresa Típica de la Industria. Con gran inversión en activos de generación, la empresa presenta las siguientes características: Capacidad Instalada: La empresa cuenta con una unidad generadora cuya capacidad nominal es de 250 MW, siendo el insumo básico para la producción de energía, gas natural. En el anexo N 1 se especifican las características asociadas a la central generadora, en cuanto a sus aspectos técnicos como variables económicas consideradas en los estudios que se desarrollaran Cartera de Clientes: La empresa generadora considera una cartera de clientes cuya demanda bordea los 120 MW, con contratos en potencial acuerdo, faltando por especificar, las condiciones de indexación de las tarifas de suministro eléctrico. Las condiciones de mercado fijan una tarifa para los clientes de 35 US$/MWH, valor monómico, considerando un factor de carga del 9. Los Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: elio.cuneo@gmail.com 25-63