Incertidumbres en el mercado eléctrico y riesgos asociados Hugh Rudnick Foz do Iguaçu - PR Brasil, 25 de Abril de 2014
Agenda Crisis del sector eléctrico en Brasil y Chile Incertidumbres en los mercados eléctricos Herramientas de análisis Técnicas de simulación y optimización Técnicas de manejo del riesgo Incertidumbre a nivel del sistema Expansión de la generación/transmisión (caso Chile) Abastecimiento/ racionamiento (caso Brasil) Incertidumbre a nivel de agentes Contratos de suministro Gestión financiera de contratos 2
Incertidumbres y riesgos del mercado Mercado eléctrico es muy particular: -demanda de energía debe ser satisfecha en forma instantánea, sin posibilidad de almacenamiento -demanda debe ser abastecida a través de redes, en las que se cumplen ciertas leyes y se debe respetar restricciones Mercado incorpora muchos agentes y el uso de recursos diversos, que deben ser coordinados en el tiempo por un operador central. Se enfrentan incertidumbres diversas, que implican riesgos para el sistema y los agentes involucrados. Necesidad de desarrollar herramientas que permitan minimizar los riesgos. 3
Crisis de abastecimiento en Brasil Vaciamiento de embalses Riesgo de racionamiento Distribuidoras sin contratos Altos precios en mercado de corto plazo (mercado spot) Grandes volúmenes de subsidio del Estado para compensar tarifas finales Construcción de nuevas centrales hidroeléctricas casi paralizada Expansión limitada del sistema de transmisión Brownouts en Campinas, Rio de Janeiro, ciudades del nordeste y del sur. Finalmente, políticos dicen no existe crisis, todo está muy bien, no existe riesgo de racionamiento, y el sistema brasileño es "la envidia de países desarrollados". 4
Crisis de abastecimiento en Brasil Brasil tiene grandes recursos energéticos propios: -hidroelectricidad (70% de capacidad instalada y 80/85% de energía generada) -biomasa -gas natural -petróleo Mercado mixto-gran presencia estatal Capacidad:129.452 MW 5
Se reduce energía almacenada 100% % EARM SIN Ref: PSR 90% 80% 89% 88% 84% 83% 82% 75% 75% 80% ENA média anual (%) 70% 60% 50% 40% 63% 69% 66% 61% 58% 59% 77% 75% 72%72% 67% 62%61% 63% 60% 57% 47% 55% 46% 55% 49% 44% 43% 43% 40% 38% 37%33%31% 39% 40% 30% 20% 10% 0% Jan 11 Mar 11 May 11 Jul 11 Sep 11 Nov 11 Jan 12 Mar 12 May 12 Jul 12 Sep 12 Nov 12 Jan 13 Mar 13 May 13 Jul 13 Sep 13 Nov 13 Jan 14 Mar 14 Los embalses se vacían a lo largo de los años, incluso con pleno despacho de las termoeléctricas desde el 2012 6
Esvaziamento inédito de Itaipu Ref: PSR A profundidade do esvaziamento em 2013 e 2014 é inédita 7
Riesgo de racionamiento 8
Altos precios de la energía 9
Grande imbróglio 10
Crisis abastecimiento en Chile Vaciamiento de embalses (sequía de varios años) Riesgo de racionamiento No hay riesgo, mucha capacidad instalada diesel Distribuidoras sin contratos Altos precios en mercado de corto plazo (mercado spot) Grandes volúmenes de subsidio del Estado para compensar tarifas finales Construcción de nuevas centrales hidroeléctricas casi paralizada Expansión limitada del sistema de transmisión Brownouts en Campinas, Rio de Janeiro, ciudades del nordeste y del sur. Finalmente, políticos dicen no existe crisis, todo está muy bien, no existe riesgo de racionamiento, y el sistema brasileño es "la envidia de países desarrollados". 11
Crisis de abastecimiento en Chile Chile es muy pobre en recursos energéticos propios: > 73% importado Mercado totalmente privado Capacidad: 18.461 MW (14,3% de Brasil) 12
Altos precios de la energía vs OECD Japón 1 Eslovaquia 2 República Checa 3 Alemania 4 Chile 5 Austria*** 6 Irlanda 7 España 8 Portugal 9 Turquía 10 Bélgica 11 Hungría 12 Suiza 13 Reino Unido 14 Eslovenia 15 Grecia 16 Polonia 17 Francia 18 Holanda 19 Luxemburgo 20 México 21 Dinamarca 22 Finlandia 23 OCDE* 24 Suecia 25 Israel 26 Estonia* 27 Nueva Zelanda 28 Noruega 29 Estados Unidos 30 Korea** 31 Precio energía industrial Precio energía residencial 1 Hungría 2 Eslovaquia 3 Alemania 4 Polonia 5 España 6 Dinamarca 7 Portugal 8 Turquía 9 República Checa 10 Italia 11 Chile 12 Austria 13 Eslovenia 14 Irlanda 15 Bélgica 16 Holanda 17 Japón 18 Reino Unido 19 Estonia* 20 Suecia 21 Nueva Zelanda 22 Grecia 23 Luxemburgo 24 OCDE 25 Finlandia 26 Francia 27 México 28 Israel 29 Suiza 30 Korea 31 Estados Unidos 32 Noruega 33 Canadá* 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 350 US$/MWh 300 250 200 150 100 50 0 13
Licitaciones (leilãos) desiertas TWh año 60 50 40 2013 2 2013 1 Energía contratada Demanda clientes regulados Futuras Licitaciones 30 20 10 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 14
Dimensiones ambiental y social 15
Agenda Crisis del sector eléctrico en Brasil y Chile Incertidumbres en los mercados eléctricos Herramientas de análisis Técnicas de simulación y optimización Técnicas de manejo del riesgo Incertidumbre a nivel del sistema Expansión de la generación/transmisión (caso Chile) Abastecimiento/ racionamiento (caso Brasil) Incertidumbre a nivel de agentes Contratos de suministro Gestión financiera de contratos 16
Características del suministro eléctrico Productos Energía Potencia o capacidad Servicios complementarios Atributos renovables (bonos, certificados, entre otros) Tipos de clientes Regulados No regulados Mercados Corto plazo Largo plazo US$/MWh 350.0 300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 Generación diaria septiembre Curva oferta 30 septiembre Curva oferta 15 septiembre 0.0 1 500 1000 1500 2000 2500 MW Fuente: Systep, Curva de oferta SING Sept. 2013 28 25 22 19 16 13 10 7 4 Día 17
Incertidumbres y riesgos del mercado Incertidumbres a nivel de sistema Oferta de generación futura- adelantos o retrasos de inversiones Naturaleza/climático Hidrología Tormentas eléctricas Eventos extremos (terremotos, tsunamis) Precios de combustibles (petróleo, carbón, gas) Niveles de demanda (volumen)a largo y corto plazo (fluctuaciones diarias y estacionales) Incertidumbre legal y/o regulatoria Nuevos impuestos (emisiones) o subsidios cruzados Tasas de interés y tasas de cambio Capacidades de redes de transmisión (congestión) Técnica (fallas de instalaciones)-disponibilidad Racionamiento Incertidumbres a nivel de agente Desarrollo futuro de la oferta de competidores Precios spot futuros 18
Evolución de la estructura del mercado eléctrico: Competencia mercado mayorista A principios de los 80 s Integración vertical Monopolios Estado regulador Incertidumbres asumidas por el Estado como único agente Desregulación y mercado mayorista Se distinguen tres segmentos en el mercado: generación, transmisión y distribución Generadores negocian directamente con distribuidoras y grandes clientes Mercado de compra y venta competitivo. Desregulación del mercado Generador Generador Generador Generador Generador Distribuidora Distribuidora Distribuidora Gran consumidor Consumidores Países en donde se aplica: Chile (1982) Perú (1993) Otros.. Mercado mayorista Sistema de Transmisión Consumidores Consumidores 19
Evolución de la estructura del mercado eléctrico: Competencia comercialización Generador Generador Generador Generador Generador Separa las redes de distribución (monopolio) de la comercialización de la energía Introduce competencia en la comercialización del energía Comercializador Mercado mayorista Sistema de Transmisión Comercializador Comercializador Mercado comercializador Sistemas de Distribución Gran consumidor Clientes finales pueden negociar sus tarifas de acuerdo a sus preferencias Consumidores Consumidores Consumidores Países en donde se usa: Reino Unido (1989) Colombia (1994) Brasil (1998) EE.UU... Consumidores 20
Incertidumbre en la Demanda 700 Proyección de crecimiento de demanda Industrial para Zona Norte 600 500 EL MORRO MW 400 300 200 PASCUALAMA CASERONES 100 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Crecimiento Esperado de Demanda por Nuevos Proyectos (Systep) Proyección ITD Abril 2009 (CNE) Evolución demanda largo plazo Ritmodematerialización Distintas exigencias en transmisión 21
Incertidumbre precios combustibles Costos de combustibles pueden experimentar drásticas variaciones, muy difíciles de preveer. 22
Incertidumbre disponibilidad hidrológica Energía almacenada en embalses en Chile 23
Agenda Crisis del sector eléctrico en Brasil y Chile Incertidumbres en los mercados eléctricos Herramientas de análisis Técnicas de simulación y optimización Técnicas de manejo del riesgo Incertidumbre a nivel del sistema Expansión de la generación/transmisión (caso Chile) Abastecimiento/ racionamiento (caso Brasil) Incertidumbre a nivel de agentes Contratos de suministro Gestión financiera de contratos 24
Incertidumbres en la expansión Generación Incertidumbre en mercados competitivos Inversiones respondiendo a precios de largo plazo Transmisión Dependiente de la generación y su expansión Adelantándose o siguiendo a la generación? Alternativas de planificación y tratamiento de la incertidumbre Simulación de escenarios alternativos futuros Aplicación del criterio de minimizar el máximo arrepentimiento 25
Incertidumbre expansión de la oferta Expansión generación Chile central próximos 10 años. MW 1600 1400 1200 1000 800 600 Quinteros GNL Guacolda 3 1312 1336 Ventanas 3 Guacolda 4 Campiche 546 530 Los Cóndores Ñuble San Pedro Cardones Guacolda 5 Alfalfal 2 650 Aysén (Baker 1) 660 Aysén (Pascua 2.2) 565 Aysén (Pascua 2.1) 1020 400 340 200 0 50 25 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Pasada Embalse Otros Eólica Carbón Dual Diesel 26
Se puede invertir en forma anticipada? 27
Invertir en forma anticipada Ventajas Permite la conexión de generación a tiempo y la convergencia a un menor costo en el largo plazo. Permite tener flexibilidad en la transmisión y evitar dimensionamiento a las necesidades de cada proyecto de generación. Desventajas Requiere mayor inversión inicial. Riesgo de capacidad ociosa futura. Puede ser mitigado invirtiendo anticipadamente lo mínimo permitiendo un incremento de capacidad futuro a mínimo costo. Ej: Mayor aislación, espacio extra en estructuras/subestaciones, servidumbre mayor, etc. Sin embargo, agentes no están dispuestos a pagar más de lo que ahora necesitan 28
Metodologías para el manejo del riesgo Simulaciones vía métodos de optimización (se compara escenarios alternativos) Matemáticos Heurísticos Estudios vía optimización estocástica (manejo de la incertidumbre) Métodos Probabilísticos Análisis de Riesgo 29
Métodos de optimización Optimización matemática Optimización heurística Programación Lineal Programación Dinámica Algoritmos Genéticos Teoría de Juegos Más relevante que el método de optimización es la calidad del resultado Rango de validez y el costo de la solución Programación No Lineal Sistema expertos Programación Entera Mixta Simulated Annealing 30
Manejo del riesgo (trade-off/risk) Metodología que intenta optimizar múltiples objetivos, los cuales están en conflicto y asociadas a un riesgo. La medida fundamental del riesgo es la robustez del sistema, frente a la probabilidad de que una decisión o un acontecimiento fortuito, no determine un cambio importante en los costos de operación. La solución es la selección de un plan robusto el cual puede no ser el mejor en ciertos futuros, pero es un buen plan en la mayoría de ellos. 31
Manejo del riesgo (trade-off/risk) Criterios para tomar decisiones: Maximin: Criterio conservador donde se elige lo mejor de lo peor. Maximax: Criterio optimista donde se elige lo mejor de lo mejor. Minmax (mínimo arrepentimiento): Criterio que minimiza el máximo costo de oportunidad. Hurwicz-α: Combinación entre el criterio maximin y maximax asignando un índice de optimismo α. H α = α *Maximax+(1- α)*maximin 32
Criterio MinMax Arrepentimiento El Criterio MinMax Arrepentimiento es una herramienta de toma de decisiones bajo incertidumbre que permite minimizar el riesgo asociado a la ocurrencia de un escenario adverso. Este criterio considera distintos escenarios posibles y un plan de expansión optimizado para cada uno. El plan de expansión seleccionado es aquel que minimiza el máximo arrepentimiento que se cometería si en la realidad ocurre un escenario distinto al escenario para el cual el plan es óptimo. Ventajas Permite distintos escenarios en cantidad limitada. El criterio es independiente de las probabilidades de ocurrencia de cada escenario. 33
Ejemplo aplicación-transmisión Chile Expansión de la transmisión troncal-uso de escenarios Estudio 2006 utilizó sólo un escenario para la expansión del sistema de transmisión troncal, con criterio de mínimo costo. Estudio 2010 modificó metodología, utilizando 3 escenarios y criterio de minimización del máximo arrepentimiento. ETT 2006 ETT 2010 Horizonte de estudio 10 años 15 años N escenarios de expansión de la generación 1 3 Método de análisis Mínimo costo Minimización máximo arrepentimiento Inversión en Líneas de Transmisión (MMUS$) 139,7 712,3 Inversión en Subestaciones Eléctricas (MMUS$) 0,0 89,7 34
Incertidumbres ofrecen oportunidades 2010: Tres escenarios de generación y minimiza máximo arrepentimiento (15 años) 2006: Un escenario de expansión de generación y análisis determinístico (10 años) Cifras en MMUS$ Congestiones Expansiones (licitaciones CDEC) Refuerzos (de las instalaciones existentes) Fuente: JC Araneda, Transelec 35
Incertidumbres en la operación Caso de Brasil a Abril 2014 Declarar o no un racionamiento? Simulación de comportamiento ante diversas hidrologías Método: minimizar el máximo arrepentimiento Aplicación del MinMax por PSR (Mario Veiga Pereira) 36
Decisiones bajo incertidumbre Decisión de racionamiento implica el dilema de elegir hoy entre dos alternativas: racionar o no racionar. Se enfrenta dos posibles arrepentimientos: Arrepentimiento tipo I : decisión de racionamiento se tomó, pero la hidrología seca (desconocida) que se anticipaba no fué tal. La hidrología fué muy favorable. Como consecuencia, mirando hacia atrás, el volumen definido de racionamiento fué mayor que el que finalmente se necesitó. Arrepentimiento es similar a un falso positivo en un examen de laboratorio (un falso positivo de un examen de diagnóstico indica que el parámetro buscado está alterado cuando en realidad no lo está, por lo tanto el resultado induce a error) PSR 37
Decisiones bajo incertidumbre Decisión de racionamiento implica el dilema de elegir hoy entre dos alternativas: racionar o no racionar. Se enfrenta dos posibles arrepentimientos: Arrepentimiento tipo II: la decisión de no racionar (o racionar una cantidad menor) se tomó, pero la hidrología seca tuvo lugar y fué en realidad más severa que lo que se anticipaba. Como consecuencia, mirando hacia atrás, el volumen definido de racionamiento fué menor que el que finalmente se necesitó. Arrepentimiento es similar a un falso negativo en un examen de laboratorio Ambos arrepentimientos son dañinos para la sociedad. Hay que decidir logrando el mejor balance entre ambos arrepentimientos. PSR 38
Metodología elegida por PSR 1. Definir un monto a ser racionado, de Mayo a Noviembre (en % de la demanda) 2. Simular la operación del sistema hasta Noviembre de 2014 para cada uno de los 1200 escenarios hidrológicos sintéticos, considerando despacho básico térmico y prohibiendo déficit preventivo. Simulaciones considerando factor de fricción (uso mayor de embalses y flujos hidrológicos menores) 3. Calcular la probabilidad de que, en cualquier mes durante la estación seca, el almacenamiento del sistema será inferior al 10% nivel crítico para el funcionamiento del sistema en 2014 4. Calcular la probabilidad de que, a finales de Noviembre, el almacenamiento del sistema será superior al 40% nivel en la que ONS considera que el suministro en el 2015 será asegurado cómodamente 5. La variable estocástica incierta es "nivel de almacenamiento a finales de noviembre 2014 PSR 39
Calculando cuánto racionar 40% Series in which rationing should have been smaller than declared System simulation with ONS s inflows forecast for April 10% Series in which rationing should have been larger than declared Apr/14 May/14 Jun/14 Jul/14 Aug/14 Sep/14 Oct/14 Nov/14 Dec/14 Resultado 14 de Abril: mejor decisión es racionar 8% desde Mayo a Noviembre PSR 40
Agenda Crisis del sector eléctrico en Brasil y Chile Incertidumbres en los mercados eléctricos Herramientas de análisis Técnicas de simulación y optimización Técnicas de manejo del riesgo Incertidumbre a nivel del sistema Expansión de la generación/transmisión (caso Chile) Abastecimiento/ racionamiento (caso Brasil) Incertidumbre a nivel de agentes Contratos de suministro Gestión financiera de contratos 41
Incertidumbre de agentes Mercado spot y mercado de contratos Cuánto contratar via contratos financieros y cuánto vender en el mercado spot? Contrato licitado Ventas a costo marginal de energía CMg (precio spot) Generadores inyección a CMg Transmisor retiro acmg Distribuidor Contrato libre Clientes Libres Contratos financieros 42
Esquemas de venta de energía Ejemplos de mercados de corto plazo Mercado Spot En base a ofertas (ej. Reino Unido, Colombia, EE.UU, España) Marginalista o de costos auditados (ej. Chile, Perú, Argentina) US$/MWh 350.0 300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 Generación diaria septiembre Curva oferta 30 septiembre Curva oferta 15 septiembre 28 25 22 19 16 13 10 7 4 Día 0.0 1 500 1000 1500 2000 2500 MW Fuente: Systep, Curva de oferta SING Sept. 2013 Mercado del día previo Los agentes envían sus ofertas para cada hora del día siguiente (cantidad y precio) Se construyen las curvas de oferta y demanda para cada hora y se realiza la casación Usado en EE.UU, España, Reino Unido, Brasil, Colombia, Nord Pool, etc. 43
Esquemas de venta de energía Mercados de largo plazo Son mecanismos de gestión de riesgo Brindan garantías de suministro Permite la participación de nuevos agentes Generan competencia Incorporación de nuevos productos al mercado Forwards o futuros o swaps Derivados de energía Opciones Opciones de precio spot Opciones de forwards o futuros Virtual Call/put Swing power Cap/floor plant 44
Principales derivados de energía Contrato forward y opciones tipo call GWh/periodo Contratos forward Acuerdo privado no estandarizado que obliga a una parte a entregar energía a cambio de un precio acordado. Generación Periodo MWh Genco Genco does does not not dispatch La demanda no dispatch ejerce and and D buys buys cheap cheap energy energy at at su opción the the spot y spot market compra la market energía D net net expenses a CMg expenses = = spot + premio spot price price por + + option riesgo option (premium) premium Genco La demanda Genco dispatches, ejerce dispatches, D pays su pays de de opción strike strike price y paga price and por and receives la energía receives the the el precio spot de spot revenue ejercicio (strike revenue price) + premio por riesgo D net net expenses expenses = = strike strike price price + + option (premium) option premium premium Opciones tipo call Da al comprador el derecho - pero no la obligación- a comprar energía a un precio predeterminado (strike price) por el pago de un premio por riesgo. 45
Principales derivados Contratos por diferencia* Este instrumento garantiza el pago de la diferencia de precio ente un precio fijado por los participantes y el mercado spot. Fuente: Planning our electric future: a White Paper for secure, affordable and low-carbon electricity, 2011 *Actualmente en discusión en el Reino Unido en el Electricity Market Reform (EMR). 46
Licitaciones de contratos de suministro de largo plazo para clientes regulados Mercados de alto crecimiento de la demanda con necesidad de inversiones intensivas en capital. Sucesivas crisis en los mercados eléctricos originan necesidad de cambios para asegurar expansión eficiente de sus sistemas. Características centrales: 100 % demanda contratada Contratos como instrumentos financieros, respaldados por capacidad o energía firme Procesos de licitación abiertos, públicos y con plazos suficientes Países que implementaron licitaciones: Brasil (2004) Chile (2005) Perú (2006) Colombia (2008) 47
Experiencia internacional en licitaciones de suministro Chile desde 2005 Resultados del proceso de licitaciones en Chile (Energía total adjudicada = 27.366 GWh-año) (pay as bid de sobre cerrado) Año licitación Actualmente se está desarrollando un nuevo proceso de licitación Licitación conjunta para todas las empresas distribuidoras Dos horizontes 2015-2019 2019-2031 Año inicio suministro Duración promedio contratos Precio techo = 129,04 USD/MWh Precio techo TWh/year 60 2013-2 50 40 30 20 10 Precio adjudicación 2013-1 Contracted Energy Energía total Energía adjudicada Energía no adjudicada USD/MWh USD/MWh GWh año GWh año GWh año Licitación 1 2006 2010 11 años 61,70 52,80 14.170 12.766 1.404 Licitación 2.1 2007 2011 12 años 62,70 59,70 14.732 5.700 9.032 Licitación 2.2 2008 2011 12 años 71,06 65,80 1.800 1.800 0 Licitación 3 2009 2010 12 años 125,16 104,31 8.010 7.100 910 Future Auctions 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 48
Experiencia internacional en licitaciones de suministro Chile 2013 Octubre 2013 49
Experiencia internacional en licitaciones de suministro - Brasil Desde el año 2004 Proceso centralizado donde se licita la demanda agregada de las distribuidoras Certificados de energía firme Mecanismo de casación: Licitación Inglesa Licitaciones de energía en base a contratos forward y opciones (tipo call) Precio inicial Precio licitado Precio Gen 1 Gen 1 Gen 1 Gen 1 Gen 2 Gen 2 Gen 2 Gen 2 Gen 3 Gen 3 Gen 3 Gen 3 Gen 4 Gen 4 Demanda Gen 4 Gen 4 Decrecimiento iterativo Tipo de licitaciones: Tipo Duración contrato Motivación del proceso Licitaciones A 5 30 años Introducción de nueva generación (5 años tiempo considerado para la construcción de nuevas centrales) Licitaciones A 3 15 años Introducción de nueva generación térmica (3 años tiempo construcción) y ajuste de las proyecciones de demanda realizada por las distribuidoras Licitaciones A 1 5 8 años Asegurar suministro con centrales existentes 50
Experiencia internacional en licitaciones de suministro - Brasil Desde el año 2005 hasta 2012: Se realizan 25 licitaciones de nueva capacidad (8 específicas para energía renovable) Se contratan 65,000 MW Los contratos tienen un valor de US$ 400 billones La energía renovable corresponde al 60% de la energía (40% mediante hidroeléctricas convencionales y 20% a través de otras renovables) Se han desarrollado 450 nuevos proyectos de generación Precios resultantes de las licitaciones Fecha licitación Precio promedio logrado USD/MWh 12 2004 35.87 04 2005 51.34 12 2005 55.01 06 2006 58.35 09 2007 46.58 11 2008 58.35 05 2009 64.43 02 2010 70.88 Expansión por las subastas corresponde a más de 90% de la nueva generación Fuente: PSR 51
Incertidumbres y riesgos en generación Riesgos de la naturaleza Destrucción del proyecto Riesgos de construcción Sobrecosto Riesgos políticos, legales y regulatorios Incertidumbre jurídica / judicialización Riesgo del recurso Discontinuidad o intermitencia Proyecto Riesgo de mercado Insuficiencia de flujo de caja para servir deuda Contratos de suministro permiten disminuir el riesgo de mercado Riesgo de sponsors/ socios No superación del test de tramitación Management/O&M Sobretiempos Riesgos tecnológicos Paralización de la operación 52
Riesgo precio y riesgo producción Riesgo precio Riesgo producción 53
Qué es un contrato forward de energía? Un acuerdo privado, generalmente no estandarizado, que obliga a una parte a entregar una determinada cantidad de un bien o servicio y a la otra parte a comprar dicha cantidad a un precio acordado. Principales elementos incluidos de un contrato Pagos por capacidad Fecha de Inicio Duración del contrato Forma bloque de demanda Peajes Volumen o cantidad de energía Indexación Precio Contrato Penalidades 54
Ejemplos de tipos de contrato PPA (Power Purchase Agreement) Contratos negociados bilateralmente o a través de licitaciones de suministro Estabilización de ingreso (generador) Reduce riesgo de suministro (demanda) Producción Contrato bilateral El cliente compra toda la generación a un precio determinado Generador deja de percibir riesgo de precio y de generación (menor precio de contrato en comparación con PPA) MWh/mes 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 MWh/mes 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 Contrato PPA Excedente Deficit Generación real Contrato PPA Contrato Producción Tolling agreement 0 Generación real Contrato Producción El combustible puede ser entregado por el tomador de la energía Existe un cargo por el uso de las máquinas 55
Componentes relevantes contrato (1 de 2) Precio de energía Depende del tipo de mercado y riesgos asociados Precio aceptable para ambas partes que les permita compartir el riesgo. Relación con costos marginales de largo plazo y costos de desarrollo de tecnología eficiente Volumen de energía Depende de los requerimientos de demanda y puede ser definido bajo diferentes esquemas: bloques fijos consumo/producción Puede ser modulación de demanda a través del día/estacional Ingresos por capacidad Depende del tipo de regulación. Si existe un mercado de capacidad: Puede pagarse al precio y cantidad regulada o negociar un precio distinto Generalmente, son un considerados como un ingreso separado y distinto a la venta de energía. Duración del contrato Corto plazo (0 2 años) Mediano plazo (5-10 años) Largo plazo (10 o más años) 56
Componentes relevantes contrato (2 de 2) Uso del sistema de transmisión Se debe asignar responsabilidad sobre el pago, dependiendo de la regulación local: pass through de los costos a clientes finales cargos a los generadores esquemas híbridos Punto de inyección/retiro Existencia de precios zonales o nodales (desacoples) Indexación Busca mantener el valor real en el tiempo Refleja estructura de costos del generador Cláusulas de revisión Indexación Inicio Licitación Generador CPI Carbón GNL Diesel Suministro AES Gener 31% 69% 0% 0% Licitación 1 2006 Colbún 30% 45% 0% 25% Endesa 70% 15% 15% 0% 2010 Guacolda 60% 40% 0% 0% Licitación 2 2007 Colbún 100% 0% 0% 0% Endesa 70% 0% 30% 0% 2011 Licitación 2.2 2008 AES Gener 100% 0% 0% 0% 2011 AES Gener 100% 0% 0% 0% Campanario 100% 0% 0% 0% Licitación 3 2009 Colbún 100% 0% 0% 0% 2010 Endesa 100% 0% 0% 0% Monte Redondo 100% 0% 0% 0% Index_1 Index_2 Index_N PRECIO energía =PRECIO base a1 +a2 +...+an Index_1o Index_2o Index_No 57
Desarrollo de estrategia de contratación Definir el camino a seguir Ventas en el spot Nivel de Contratación Indexación? Tipo de contrato? Excedentario Deficitario Tipo de cliente? Riesgo para maximizar ingresos, controlando el riesgo Riesgo diversificable Riesgo construcción Riesgo regulatorio Riesgo hidrológico Riesgo de precios Riesgo no diversificable Covertura o hedge 58
Herramientas financieras para el análisis de riesgo en contratos de suministro Existen diversas herramientas para determinar el nivel o la cantidad óptima de energía, como por ejemplo: Markowitz Downside risk Value at risk Condicional VaR Se busca maximizar la función de utilidad de la empresa: maxu ~ max ~ Var ~ Retornos Índice de aversión al riesgo X X X Frontera eficiente Portafolios de venta de energía Riesgo (σ) 59
Contratos y desarrollo de proyectos Cronograma genérico para el desarrollo de un proyecto Fase Conceptual Prefactibilidad (1 año) Factibilidad (1-3 años) Construcción (1-6 años)* Operación Comercial Estudios del recurso Estudios ambientales Técnicos Inserción en el mercado Financiamiento* Licencia ambiental Ingeniería Definición de operación comercial* EPC-comienza construcción Pruebas Puesta en servicio En la etapa de factibilidad se debe establecer la firma de contratos para así poder obtener financiamiento (Project Finance). 60
Relación contrato - financiamiento Contratos buscan asegurar que el proyecto reciba ingresos suficientes para cubrir un porcentaje de los costos de operación y de las obligaciones de deuda Para desarrollos basados en Project Finance la firma de un contrato de suministro es esencial PPA (1 año) Financiamiento (1 año) EPC Definir esquema de venta y nivel de contratación. Diseñar contrato bancable Definir precio eficiente con riesgo acotado Análisis crediticio del proyecto Contrato como seguro Aprobación del crédito Due diligence Firma de contrato de financiamiento Desembolsos Inicio de construcción Obras civiles Obras electromecánicas Obras eléctricas Pruebas de operación Puesta en servicio EPC: Engineering Procurement Construction 61
Relación Contratos Eléctricos Contratos GNL Producción: Shale Gas, Tight Gas Gas Convencional 4-6 US$/MMBTU 3 US$/MMBTU Transporte Marítimo: 1-2 US$/MMBTU Transporte Chile: Generador: Distribuidoras: 1-3 US$/MMBTU 9-14 US$/MMBTU Fuente: GNL Quintero, GNL Mejillones, Systep 62
Cuándo no son exitosos los mecanismos de contratos de largo plazo de suministro? Riesgo país elevado o riesgo político elevado Riesgo de intervención regulatoria/estatal en el mercado Riesgo crediticio insuficiente del tomador de la energía o ausencia de garantías Mercado de oferta restringido en capacidad o existencia de barreras de entrada para nueva oferta Plazos de licitación inadecuados: para estructurar oferta para el inicio de suministro Mecanismos de indexación inadecuados 63
Incertidumbres y riesgos del mercado Mercado eléctrico tiene variadas incertidumbres y riesgos asociados. Riesgos asociados pueden ser controlados. Hay diversas herramientas de análisis y financieras que permiten dimensionar, valorar y minimizar el riesgo. Los ingenieros y economistas podemos colaborar y aportar con los análisis requeridos. Sin embargo, hay riesgos crecientes de origen ambiental, político y social donde nuestro desafío es colaborar a enfrentarlos, en diálogo con otros agentes de la sociedad. 64
Más información sobre energía en Chile hrudnick@systep.cl Reporte Systep Publicaciones sobre el sector energía Reporte mensual del sector eléctrico Estadísticas del sector www.systep.cl Publicaciones sobre el sector energía Informes de investigación www.ing.puc.cl/power 65