Incertidumbres en mercados eléctricos · 2020. 9. 8. · en que ha ido evolucionando la...
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Hugh Rudnick
Conferencias Rama Estudiantil IEEE Capítulo Técnico Estudiantil de la Power Engineering Society
Universidad Nacional de San Juan – ArgentinaSeptiembre 2005
IncertidumbresIncertidumbres en en mercadosmercados elelééctricosctricos
Pontificia Universidad Católica de ChileDepartamento de Ingeniería Eléctrica
•Procesos de reforma de mercados eléctricos latinoamericanos enfrentados a importantes cambios del entorno que condicionan sus desarrollos. •Crisis de abastecimiento y crecientes incertidumbres han puesto a prueba reformas y actuar de agentes privados y del Estado. Origen en condiciones extremas naturaleza mas cambios entorno político y económico, tanto al interior de países como a nivel global. •Incrementos de precios de los combustibles a nivel mundial.•Como consecuencia de estos cambios, -algunos países han abandonado sus procesos de desregulación y han regresado a mayor intervención del Estado (Argentina). -otros han reorientado su accionar, modificando el carácter de las reformas (Brasil). -otros han profundizado los procesos de liberalización, flexibilizando señales económicas para lograr mejores ajustes de mercados ante incertidumbres (Chile).
La presentación describe la forma en que se han enfrentado estas incertidumbres en la región y los desafíos que surgen en su tratamiento futuro.
En particular, se realizará un análisis crítico de la forma en que ha ido evolucionando la regulación eléctrica chilena, sometida a dos situaciones extremas, una sequía centenaria y la reducción imprevista del suministro de gas natural de Argentina, generando incertidumbres crecientes en las fuentes energéticas.
TEMARIO
•Mercados energéticos América Latina – gas y electricidad – beneficios de la integración
•Procesos desregulación América Latina –avances y retrocesos
•El caso chileno
•Investigación análisis de inversión con incertidumbre
• Centroamérica
Se espera integrar varios países cuyo consumo eléctrico es bajo. Deben integrarse para obtener una escala adecuada.
• Mercosur
Países con alto consumo eléctrico para el estándar regional, con abundantes recursos energéticos (hidroelectricidad y gas natural).
• Comunidad Andina
Países presentan abundantes recursos energéticos que pueden mejorar su uso.
Población (millones habs).
Consumo Eléctrico (TWh).
610 KWh/hab
2.050 KWh/hab
1.400 KWh/hab
36 22
103 143
232 477
Los mercados de Latino América
-una de las regiones más dinámicas de interacción entre electricidad y gas natural
-significativas reservas de gas natural y de capacidad hidroy altas tasas de crecimiento de la demanda
-necesidad de diversificar fuentes energéticas-reformas económicas abriendo espacios para inversiones privadas-desarrollo de una infraestructura de interconexiones eléctricas y gasíferas
-macro dificultades económicas y políticas de algunos países produciendo crisis energéticas regionales
Los mercados de gas y electricidad
Latino América – visión globalReforma del sector
Source: Olade, EIA
ARGENTINA27.000 MW36%H;64%T
CENTRO AMERICA7.500 MW
45%H;55%T
BRASIL73.000 MW90%H;10%T
COLOMBIA13.100 MW
64%H;36%T
CHILE10.600 MW40%H;60%T
MÉXICO42.500 MW
23%H;67%T
Total Installed Capacity (2001)221 GW (57%H, 43%T)
5.1
2.3
0.5
3.7
0.4
-0.6
1.6
4.5
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE
Tasa
de
crec
imie
nto
anua
l del
PIB
90
92
94
96
98
100
102
104
106
Índice del PIB per cápita
Tasa de crecimiento PIB PIB per cápita (Índice 1997=100)
El crecimiento económico
Sud América: Potencial HidroVenezuela50,00 GW10,9%
9,7%
8,7%
31,3%
5,7%
13,5%
20,3%
Perú61,83 GW
Bolivia38,85 GW
Chile26,05 GW
Colombia93,09 GW
Brasil143,38 GW
Argentina44,50 GW
SOURCE: OLADE – Organización Latinoamericana de Energía
Sud América: Reservas Gas NaturalVenezuela4,1 TCM(147 TCF)
TCM: Trillones de Metros Cúbicos
TCF: Trillones de Pies Cúbicos
60%
11%
10%
3%
1%
4%
3%
Perú0,2 TCM(8,7 TCF)
Bolivia0,7 TCM(23,9 TCF)
Chile0,05 TCM(1,6 TCF)
Colombia0,2 TCM(7,2 TCF)
Brasil (w/o Santos)0,2 TCM(7,8 TCF)
With Santos Basin22,8 TCF
Argentina0,7 TCM(25,8 TCF)
Carga importanteReserva gas naturalReserva hidro
Beneficios de la integración
• Uso integrado de recursos energéticos• Uso eficiente de los recursos disponibles (en
capacidad instalada y transporte)
• Optimización de la operación y despacho
• Complementariedad hidrológica y horaria
• Optimización de reservas
Integración eléctrica latinoamérica
Capacidad 182,2 130,5 43,8 7,9Demanda 106,3 74,3 26,9 5,2Reserva 75,9 56,2 16,9 2,7%Reserva 42% 43% 39% 35%
Latinoamérica Mercosur Andina Centroamérica
ISA 2002
Costo Marginal por MWh
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Arg
entin
a
Bol
ivia
Bra
sil
Chi
le
Col
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Ecu
ador
Para
guay
Perú
Uru
guay
Ven
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la
Cos
to M
argi
nal U
$S/M
wh
Reducción de costos de generación asociados a la interconexión
PARAGUAi
BRASIL
URUGUAI
BOLÍVIAPERU
CH
ILE
MONTEVIDEO
PORTO ALEGRE
SANTA CRUZ
SANTIAGO
BUENOS AIRES
ARGENTINA
SAO PAULO
RIO DE JANEIRO
URUGUAIANA
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LA MORA
LOMA LA LATA
CUIABA
CONCEPCION
CORNEJO
TUCUMAN
SAN JERONIMO
Intercambios de gas
SING2.225 km
SING2.225 kmSING2.225 km
SING2.225 km
SIC1.125 km
SIC1.125 kmSIC1.125 km
SIC1.125 km
Magallanes125 km
Magallanes125 kmMagallanes125 km
Magallanes125 km
Paraná-Uruguayana440 km
Paraná-Uruguayana440 kmParaná-Uruguayana440 km
Paraná-Uruguayana440 km
Bolivia-Brasil3.070 km
Bolivia-Brasil3.070 kmBolivia-Brasil3.070 km
Bolivia-Brasil3.070 km
Avances y Retrocesos
• Década de los 80’s y 90’–el gran salto– El inicio de las reformas en los 80´s
• Chile• Argentina
– La continuación de las reformas en los 90´s• Perú, Colombia, Bolivia, Centro América
– Los experimentos incompletos• Brasil
Trayectorias Procesos Reformas Eléctricas
Trayectorias Procesos Reformas Gas
1990/2002, millones US$
19.40077.500Total
1.0004.500Perú (*)
2.0006.000Colombia
2.3008.000Chile
9.20016.000Argentina
4.90043.000Brasil
GasElectricidad
(*) Hasta 2004 en gas
Inversión privada Sudamérica
Avances y Retrocesos
• Década de los 00’s – el quiebre– El avance de las reformas (el Pacífico)
• Colombia• Chile• Perú
– El retroceso (el Atlántico)• Argentina - la crisis económica y el abandono del camino• Brasil - el racionamiento y la nueva búsqueda• Bolivia - la crisis política
Avances y Retrocesos
• El gran retroceso • Las crisis macroeconómicas y políticas• El Estado interventor- la acción política• El desprecio a las regulaciones y a los contratos• Las negociaciones y el balance de poder como
herramienta de desarrollo• El privilegio del corto plazo
• Acción política versus Regulación• Un camino insostenible en el largo plazo
Riesgo país
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
01/1
0/20
02
01/1
1/20
02
01/1
2/20
02
01/0
1/20
03
01/0
2/20
03
01/0
3/20
03
01/0
4/20
03
01/0
5/20
03
01/0
6/20
03
01/0
7/20
03
01/0
8/20
03
01/0
9/20
03
01/1
0/20
03
01/1
1/20
03
01/1
2/20
03
01/0
1/20
04
01/0
2/20
04
01/0
3/20
04
01/0
4/20
04
01/0
5/20
04
01/0
6/20
04
01/0
7/20
04
01/0
8/20
04
01/0
9/20
04
01/1
0/20
04
Punt
os b
ase
Latin Brasil Chile
México Perú
Una región atractiva al inversionista
Requerida 2004/2008, millones US$
7.20019.100Total
1.5001.100Perú
1.0001.600Colombia
2002.000Chile
2.5003.900Argentina
2.00010.500Brasil
GasElectricidad
Inversión privada Sudamérica requerida
Ciclos políticos cortos ahuyentan inversión
• Gobiernos nuevos tentados a buscar nuevas soluciones, en vez de estabilizar aquellas existentes y asegurar continuidad
• Creación de ciclos políticos mucho más cortos que los ciclos de inversión
• Inestabilidad social y económica y atractivo de medidas de alivio de corto plazo llevando a ciclos políticos aún más cortos.
Ciclos inversión(15 a 30 años)
Ciclos políticos(4 a 6 años)
Ciclos políticos inestables(duración indefinida)
Fuente: Cambridge Energy Research Associates.
Bolivia
3 Mm3/d3 Mm3/d42 Tcf
Brasil
9 tcf+ 15 + 15 TcfTcf (??)(??)
38 Mm3/d
0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d
Uruguai
31 Tcf
Argentina24 Mm3/d24 Mm3/d
Chi
le
PERU
15 Tcf
5 Tcf
Bolivia3 Mm3/d3 Mm3/d42 Tcf
Brasil
9 tcf+ 15 + 15 TcfTcf (??)(??)
38 Mm3/d
0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d
Uruguai
0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d
Uruguai
31 Tcf
Argentina
31 Tcf31 Tcf
Argentina24 Mm3/d24 Mm3/d
Chi
le
24 Mm3/d24 Mm3/d
Chi
le
PERU
15 Tcf
5 Tcf
PARAGUAi
BRASIL
URUGUAI
BOLÍVIAPERU
CH
ILE
MONTEVIDEO
PORTO ALEGRE
SANTIAGO
ARGENTINA
SAO PAULO
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
MEJILLONESTOCOPILLA
CUIABA
CONCEPCION
Shared hydro stations
Electrical linksGas pipelines
PARAGUAi
BRASIL
URUGUAI
BOLÍVIAPERU
CH
ILE
MONTEVIDEO
PORTO ALEGRE
SANTIAGO
ARGENTINA
SAO PAULO
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
MEJILLONESTOCOPILLA
CUIABA
CONCEPCIONBAHIA BLANCA
EL CONDOR
MEJILLONESTOCOPILLA
CUIABA
CONCEPCION
Shared hydro stations
Electrical linksGas pipelines
El caso de CHILE
SIC & SING48,589 GWh (2004)11,571 MW (2005)
SING(800 km, 3596 MW)
SIC(2200 km, 7975 MW)
AISEN
MAGALLANES
Sistemas eléctricos
-dos redeslongitudinales con 500 y 220 kV (SIC y SING)-dos sistemaspequeños aislados
-no interconectadosentre ellos o con países vecinos
El proceso de deregulación de Chile
•1982 desregulación, 1990 privatización total•Despacho centralizado por operador CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga)
•Despacho económico define costo marginal horario
•Transacciones entre generadores a costo marginal•Contratos financieros
•Sector privado elige tecnologías de generación
•Desarrollo exitoso•Crecimiento en base a inversión privada respondea altas tasas (6 a 8% anual en el SIC, hasta 13% en SING)
•Aunque propiedad de generación muyconcentrada, se logra competencia en contratos
•Búsqueda de nuevas tecnologías•Reducciones de precios
El proceso de deregulación de Chile
Problemas en desarrollo•Alta dependencia de la hidrología- Crisis del 98-99 - primer cambio legal - se responde al corto plazo
•Regulación de la transmisión–incertidumbre en remuneración–expansión según mercado no efectiva
•Alta conflictividad e incertidumbre asociada
El proceso de deregulación de Chile
Incertidumbre en hidrologíaEnergía hidraúlica embalsada en SIC
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Ene
-94
May
-94
Sep
-94
Ene
-95
May
-95
Sep
-95
Ene
-96
May
-96
Sep
-96
Ene
-97
May
-97
Sep
-97
Ene
-98
May
-98
Sep
-98
Ene
-99
May
-99
Sep
-99
Ene
-00
May
-00
Sep
-00
Ene
-01
May
-01
Sep
-01
Ene
-02
May
-02
Sep
-02
Ene
-03
May
-03
Sep
-03
Ene
-04
May
-04
Sep
-04
Ene
-05
May
-05
Sep
-05
GIG
AW
ATTS
HO
RA
(GW
h)
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA
•Nuevo esquema de remuneración–de la libre negociación entre las partes a la decisión
centralizada•Expansión regulada cada 4 años
•El panel de expertos-nueva forma de resolver conflictos y reducir incertidumbre
La primera ley corta-la transmisión
El gran impulso- el gas natural argentino• Producción nacional = 7,0 Mm3/d• Importaciones 2003 = 17,9 Mm3/d • Importaciones marzo 2004 = 20,8 Mm3/d• Uso:
– Electricidad 11.0– Ind-Res-Com 5.0– Planta Metanol 4.8
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Millo
nes
m3
/ día
Consumo
Producción
Importación
El gran impulso- el gas natural argentino
Uso del gas (2003)
Residencial5,2%
Termoeléctrico33,1%
Industrial14,4%
Comercial1,2%
Transporte0,3%
Refinerías y Procesos ENAP
8,2%
Petroquímica (XIIa)37,6%
Evolución parque generación SING
Evolución Matriz de Generación SING
498 611 747 8121021 1094 1153 1221 1360 1416
1567 16001735 1830
2088
1955
0
1000
2000
3000
4000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Pote
ncia
(MW
)
Ciclo Combinado Ciclo Combinado RRestoCarbónD max
Evolución de precios SIC (monómico) Quillota 220 kV, US$real Abril-04
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Ene
-94
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-95
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-96
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-00
Ene
-01
Ene
-02
Ene
-03
Ene
-04
US
$ / M
Wh
Precio Spot
Precio regulado
Restricciones 2005
Hasta 26/04/05
0
5
10
15
20
25
1-1
8-1
15-1
22-1
29-1 5-2
12-2
19-2
26-2 5-3
12-3
19-3
26-3 2-4
9-4
16-4
23-4
MM
m3/
día
Restricciones
Transferencias
Efectos en Centrales del SIC
-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio
0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto
0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio
-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio
-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo
-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril
NehuencoSan Isidro
Nueva Renca
TaltalMes
Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004
-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio
0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto
0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio
-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio
-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo
-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril
NehuencoSan Isidro
Nueva Renca
TaltalMes
Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004
Mes Central Atacama GasAtacama
Unidad 16 Electroandina
CTM3 Edelnor
Mayo 2004 72,2% 40,7% 49,6%Junio 2004 22,7% 21,5% 11,8%Julio 2004 0,4% 14,3% 0,1%
Agosto 2004 0,0% 0,0% 0,0%
Restricción = (Vol. Requerido - Vol. Inyectado) Vol. Requerido
Efectos en Centrales del SING
Plan indicativo Abril 2004 Plan indicativo Abril 2004
Fecha de entrada Mes Año Obras Recomendadas Potencia
Abril 2006 Hidroeléctrica Pasada :Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW
Septiembre 2006 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kV Subestación Nueva Temuco 220 kV Seccionamiento Nueva Temuco-Puerto Montt
198 MVA
Marzo 2006 Turbina Diesel Cenelca 2 50 MW
Marzo 2007 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV Final:
390 MVA
1400 MVA Abril 2007 Central Ralco Caudal Ecológico 32 MW Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 MW Abril 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 125 MW Abril 2007 Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 MW
Septiembre 2007 Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kV 260 MVA Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW
Diciembre 2007 Cierre Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Diesel capacidad final)
350 MW
Abril 2008 Aumento de Capacidad C° Navia-Polpaico 220 kV 300 MVA Junio 2008 Nueva Línea Charrúa-Nueva Temuco 220 kV 2x500 MVA
Octubre 2008 Ciclo Combinado GNL Quintero I Fuego Adicional (cap. final) Aumento de Capacidad C° Navia-Polpaico 220 kV
385 MW 300 MVA
Octubre 2008 Central Carbón Pan de Azúcar I Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kV
400 MW 166 MVA
Diciembre 2008 Transformación 154-220 Sistema 154 kV Itahue-Alto Jahue 2x400 MVA Junio 2009 Central Ciclo Combinado GNL Concepción I 385 MW Abril 2010 Nueva Línea Cardones - Maitencillo 220 kV 200 MVA
Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia Central Ciclo Abierto GNL Quintero I
145 MW 125 MW
Abril 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW Junio 2010 Central Ciclo Combinado GNL Quintero II 385 MW
Septiembre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Ciclo Abierto GNL Hualpén I 125 MW
Plan indicativo Abril 2005
Julio 2011 Nueva Línea P. Azúcar – Maitencillo 220kV Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kV
235 MVA 220 MVA
Octubre 2011 Central Carbón Maitencillo I 400 MW Enero 2012 Ciclo Abierto GNL Quintero II 125 MW Abril 2012 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW
Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Enero 2013 Ciclo Abierto GNL Quintero III 125 MW Julio 2013 Central Carbón Coronel II 400 MW
Enero 2014 Ciclo Abierto GNL Hualpén II 125 MW Junio 2014 Central Carbón Coronel III 400 MW Enero 2015 Ciclo Abierto GNL Hualpén III 125 MW Junio 2015 Central Carbón Valdivia 400 MW
Plan indicativo Abril 2005
Marzo 2005•Nuevo esquema de licitaciones
–de los precios regulados a la acción del mercado•Distribuidoras licitan contratos a 15 años•Consumos pueden negociar cortes ante racionamiento
La segunda ley corta-reducir incertidumbre
Las decisiones las toman las empresas generadoras cuyo objetivo es maximizar el valor de sus compañíasMercado entrega señales para incentivar inversionesAltos niveles de riesgo e incertidumbreEmpresas toman decisiones desde una perspectiva estratégicaPlanificación/Optimización tradicional no es suficienteTendencia actual de análisis de inversiones en capacidad de generación es utilizar modelos estratégicos, financieros, escenarios, entre otros.
Investigación Análisis Inversiones
Cambio de paradigma en la toma de decisiones de inversión en generación eléctrica
Metodologías de Análisis de Inversiones
Nivel de Desarrollo y Aplicaciones en Mercados Eléctricos
En fase de investigaciónBajo(6) OR y Teoría Juegos
Teóricas/RealesAlto(5) Opciones Reales (OR)
RealesAlto(4) Criterios Decisión
RealesMedio(3) Simulación Escenarios
TeóricasMedio(2) Dinámica Negocios
RealesAlto(1) Estrategia Competitiva
Aplicaciones en MENivel de desarrolloMetodología
Se desarrolla bajo un marco de decisiones estratégicas según las motivaciones de las propias empresasIncorporándose en el análisis las fuentes de incertidumbre y los riesgos que enfrentan las empresasSe incluyen variables blandas (“soft”) como el comportamiento de competidores, reguladores, proveedores, consumidores, capacidades organizacionales, etc.Modelos tradicionales de optimización son utilizados como “benchmark” y/o datos de entradaHerramientas de análisis pueden ser utilizadas en conjunto
Metodologías de Análisis de Inversiones
Esquemas modernos de análisis
Se basa en el análisis estratégico tradicional que incluye el análisis de la industria, el entorno económico y regulatorioSe trata de identificar todas las posibles fuentes de incertidumbre presentes en el entorno de la empresa y las flexibilidades que estas pueden otorgarEvalúa estructura interna de ventajas competitivas y posicionamiento, además de la sustentación de la empresaDefine las motivaciones y la dirección que las empresas siguenDebe ser el primer paso antes de definir cualquier decisión de inversión
Metodologías de Análisis de Inversiones
(1) Análisis de estrategia competitiva
Metodologías de Análisis de Inversiones
(2) Dinámica de negocios
Es un tipo de modelamiento simulado de comportamiento, que trata de entender las acciones de los agentes del mercado como un sistema dinámicoEl concepto básico es el aprendizaje de cómo la industria evoluciona en el tiempo, entendiendo cuales variables son críticas y como intervenir para crear una salida deseableEstos modelos incluyen muchas variables blandas como las reacciones de los reguladores o suposiciones del comportamiento de la competencia Un ejemplo de aplicación es el artículo de Bunn y Larsen (1992) sobre el mercado eléctrico de Inglaterra y Gales, y su evaluación en 1999 por los mismos autores Importante avance de Olsina (2005)
Consiste en crear “historias” consistentes y plausibles sobre el futuroEs usado como una forma de pensar sobre el largo plazo donde el nivel de incertidumbre es demasiado grande para otras metodologíasLos escenarios son usados para evaluar estrategias, planificaciones y políticas de organizacionesEs exitoso cuando los escenarios forman parte del lenguaje y la memoria de la organización, como herramienta de aprendizajeEn el sector eléctrico latinoamericano ha sido utilizado en el mercado eléctrico de Colombia (UPME)
Metodologías de Análisis de Inversiones
(3) Simulación de escenarios
Se destaca el criterio de decisión min-max regret (minimiza el máximo arrepentimiento)Trata de evitar seleccionar una solución que pueda tener un mal desempeño en el futuroLa idea es elegir como estrategia óptima a través de matrices de estrategias/escenarios, a la de menor pérdida relativa en el peor de los casosEste criterio es de especial utilidad para empresas del Estado, donde cada inversión mayor es materia de ley y se requiere una planificación que minimice costosHa sido utilizado para obtener planes de expansión óptimos en el mercado eléctrico brasileño
Metodologías de Análisis de Inversiones
(4) Criterios de Decisión
A diferencia de los métodos de flujos de caja descontados las OR otorgan valor a la flexibilidad de las decisionesSe desarrolla bajo la idea de las opciones financierasUn inversionista puede (pero no tiene la obligación) de invertir para recibir un ingreso futuro en el momento que estime conveniente dependiendo de las condiciones del mercadoModela la incertidumbre de variables contingentes (costos de combustibles, precios eléctricos, demanda, etc.) a través de variables de estado que siguen procesos estocásticosEn general, el criterio óptimo de inversión toma la forma de una región en el espacio de estados donde es óptimo invertir
Metodologías de Análisis de Inversiones
(5) Opciones Reales
Metodologías de Análisis de Inversiones
10%Tasa descuento
25%Volatilidad anual precio energía
60%% Operación anual
26Costo Operación [US$/MWh]
40.5Inversión Total [MUS$]
450Costo Inversión [US$/kW]
90Potencia turbina [MW] ∑∞
=
=+
+=0
t MUS$ 07.210%)(1
4.2640.5- turbinaVANt
∑∞
=
=+
+=0
tS MUS$ 46.4310%)(1
8.4040.5- turbinaVANt
(5) Opciones Reales – Ejemplo
Precio medio Energía US$/MWh
P = 35
P = 43.8
P = 26.3
P = 43.8
P = 26.3
0.5
0.5
Si la decisión de inversión se toma en t = 0 :
t = 0 t = 1 t = 2
Inversión en turbina
Pero si la decisión de inversión se toma en t = 1 :
Si el precio de la energía sube, entonces
Si el precio de la energía baja, entonces
∑∞
=<−=
++=
0tB 0 MUS$ 32.39
10%)(10.1240.5- turbinaVAN
t
Se invierte
No se invierte
Considerando la flexibilidad de postergar un año el proyecto, el valor actual neto de la inversión es
MUS$ 2.07 MUS$ 76.1910%1
0.500.543.46VAN >=+
×+×=
Se invierte??
El VAN considerando la flexibilidad de la decisión de inversión es mayor que si no se considera.
Primeras aplicaciones fueron en inversiones de recursos naturales (explotación minera), empresas de I&D y energía (pozos de petróleo) Aplicaciones en mercados eléctricos evalúan las inversiones desde diversos ángulos- Valorización de centrales eléctricas - Resuelve momento óptimo de inversión o desinversión- Ayuda en la elección de tecnologías- Valoriza expansiones de capacidad- Se analizan diversas fuentes de incertidumbre
• Inconveniente: puede resultar matemáticamente complejo
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(5) Opciones Reales - Aplicaciones
Murto (2000) considera los efectos de la incertidumbre en el cambio tecnológico y en los ingresos para el momento óptimo de inversión en generación eólicaMurto (2003) evalúa el momento óptimo de inversión cuando se debe elegir entre combustibles fósiles y biomasaTakahashi et al (2003) evalúan las opciones de expansión de capacidad de generación al invertir en plantas medianas de CC versus plantas de mayor tamañoRocha, Moreira y David (2002) estudian la competitividad de la generación termoeléctrica en el mercado brasileño, teniendo en cuenta el nuevo esquema regulatorio
Metodologías de Análisis de Inversiones
(5) Opciones Reales – Ejemplos de Aplicación en ME
Valorización de centrales de punta*Centrales eléctricas que actúan en las puntas pueden ser mal valorizadas con métodos tradicionales (VAN)Este tipo de plantas poseen flexibilidad inherente: reaccionan rápidamente a los incrementos de demanda y coyunturas de operación (prendiendo o apagando turbinas)Margen de Operación (utilidad) depende del despacho y el spread entre precios spot y costos variables de operaciónUtilizando opciones reales se puede encontrar el verdadero valor de dichos activos, porque captura la volatilidad de corto plazo e incorpora la flexibilidad de operación de las turbinas Se modela la flexibilidad de la planta como una serie de opciones de compra (call) sobre el spread y consiste en una opción para cada hora del horizonte evaluado
Metodologías de Análisis de Inversiones
(5) Opciones Reales – Ejemplos de Aplicación en ME
*FRAYER J., ULUDERE N. (2001), “What is it Worth? Application of real options theory to the valuation of generation assets”, The Electricity Journal Vol. 14, Issue: 8
Se utiliza la tradicional fórmula de Black-Scholes para valorizar opciones, ajustada según las características del mercado eléctricoLos principales inputs del modelo son: (1) los precios futuros de la electricidad y de los costos variables para generar el spread futuro; (2) la volatilidad del spreadEs clave modelar los precios eléctricos según sus características intrínsecas:
- Tendencia del precio a largo plazo es reversión a la media- Poseen saltos provocados por fluctuaciones de demanda y/o cambios en la oferta
Se aplica el modelo para valorizar una central de carbón y una turbina de gas en el noreste de EE.UU. (PJM, Midwest, New England)Los resultados demostraron que la turbina obtuvo un mayor valor debido a la cuantificación de la flexibilidad de operación
Metodologías de Análisis de Inversiones
(5) Opciones Reales – Ejemplos de Aplicación en ME
*FRAYER J., ULUDERE N. (2001), “What is it Worth? Application of real options theory to the valuation of generation assets”, The Electricity Journal Vol. 14, Issue: 8
Muchos mercados eléctricos a nivel generación tienen características de oligopoliosLas decisiones de inversión que toman las empresas afectan el comportamiento de las demás compañías
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(6) Opciones Reales y Teoría de Juegos
Comportamiento Estratégico de Competidores
Entorno Económico
Determinista
Estocástico
Dinámico
Flujos de Caja Descontados Teoría de Juegos
Opciones Reales Teoría de Juegos + Opciones Reales
Estático
Decisiones de Inversión en Generación
La combinación de las teorías de opciones reales y de juegos generan una sofisticada base de análisis de inversionesLa línea de teoría de juegos asociada es la de juegos de derecho preferente (preemptive games) y de guerras de atrición (war ofattrition)La idea básica es el trade-off entre el valor de “esperar” el momento apropiado de inversión (desinversión) que entrega el análisis de OR y el valor estratégico de actuar antes que la competenciaLínea de investigación reciente con bajo desarrollo de aplicaciones en el sector eléctrico
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(6) Opciones Reales y Teoría de Juegos
Murto (2003) desarrolla aplicaciones al mercado eléctrico en esta línea de investigación
En un primer artículo en esta línea se modela el análisis de inversiones en un mercado oligopólico, donde las empresas encuentran el momento óptimo de inversión, bajo incertidumbre de la demanda, encontrándose un patrón entre los flujos de caja y las inversiones realizadasEn un segundo artículo se estudia un duopolio en declinamientodonde las firmas deben elegir cuando salir del mercado, el flujo del ingreso es estocásticoUn tercer articulo aplica los conceptos del primero a) en el mercado eléctrico de Finlandia
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(6) Opciones Reales y Teoría de Juegos
PARAGUAi
BRASIL
URUGUAI
BOLÍVIAPERU
CH
ILE
MONTEVIDEO
PORTO ALEGRE
SANTA CRUZ
SANTIAGO
BUENOS AIRES
ARGENTINA
SAO PAULO
RIO DE JANEIRO
URUGUAIANA
BAHIA BLANCA
EL CONDOR
PAYSANDU
MEJILLONES
TOCOPILLA
LA MORA
LOMA LA LATA
CUIABA
CONCEPCION
CORNEJO
TUCUMAN
SAN JERONIMO
El sueño de la integración gasífera
• Desafío de integrar los análisis y acciones en los ámbitos gasífero y eléctrico, desarrollando la adecuada infraestructura
• Avance en regulaciones regionales
Hugh Rudnick
Departamento de Ingeniería EléctricaPontificia Universidad Católica de Chile
Santiago, Chile
Email [email protected]/power/