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Monografía MBA Finanzas, UGM / E.C.H. Correo Electrónico: [email protected] 1 - 63

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Alumno: Sr. Elio Cuneo H.

Octubre 2003


Al hijo de Terrarossa: Giuseppe. A Rosa y sus bisnietos: Nicole y Giovanni.


PPrróó ll ooggoo

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.


ÍÍnnddiicceess ddee CCoonntteenniiddooss..

1. La Reestructuración de la Industria Eléctrica en Chile. 7 1.1. Privatizaciones. 7 1.2. Marco Legal. 8 2. La Industria de la Generación de Energía Eléctrica en Chile. 9 2.1. Centros Despacho Económicos de Carga, CDEC. 9 2.2. Características de la Generación de Energía Eléctrica. 10 2.3. De los Sistemas Eléctricos de Chile. 11 3. Sistema SING y su Industria de Generación de Energía Eléctrica. 12 3.1. Competidores y Potencia Instalada del Sistema. 12 3.2. Demanda Proyectada para el SING. 12 3.3. Transacciones de Electricidad, Características de los Precios. 13 3.4. Nivel de Sobrecapacidad en el SING, posibles razones de su existencia. 15 3.5. De la Competencia en el SING. 17 3.6. Volatilidad de los Precios Spot en el SING. 18 3.7. Precios Mercado Spot sin Falla Unidades. 21 4. Sistema SING: Volatilidades que deben ser consideradas en las proyecciones de

Flujos de Caja para una empresa suministradora de Energía Eléctrica. 21

4.1 Costos Marginales. 22 4.2 Nivel de Demanda SING. 22 4.3 Indisponibilidad de Unidades Generadoras, FOR. 22 4.4 Nivel de Demanda Máxima del Cliente. 23 4.5 Factor de Carga del Cliente. 23 5. Modelo Financiero de Flujo de Caja Considerado. 23 5.1. Aspectos Técnicos. 24 5.2. Uso de Software de Aplicación 24 5.3. Aspectos Financieros. 24 5.4. Tasa de Descuento de los Flujos. 25 5.5. Coeficiente de Variación de Variables Económicas, Conceptualización. 25 6. Definición de Empresas Hipotéticas en el SING para los Análisis. 26 6.1. Empresa N°1, Empresa Típica de la Industria. 26 6.2. Empresa N°2, Comercializador. 27 6.3. Indexación de Tarifas de Energía. 27 6.4. Conexión de la Unidad a S/E Crucero. 27 6.5. Incertidumbre Regulatoria. 28


7. Esquemas de Indexación de Tarifas de Electricidad. 28 7.1 Esquema N°1, Indexación Tradicional, relación 90/10, año base 2003. 29 7.2 Esquema N°2, Indexación Mixta, relación 50/50, año base 2003. 29 7.3 Esquema N°3, Indexación 100% CMg, año base 2003. 29 7.4 Esquema N°4, Indexación 100% CMg, año por año. 29 7.5 Indexación de tarifa de potencia. 29 8. Evaluación de Riesgos Financiero de las Empresas: Variables de Evaluación. 30 8.1 Variables de Interés a Estudiar, Efecto Distribución de Probabilidades. 30 8.2 Análisis de Esquemas de Indexación Tarifas, Empresa N°1 y Comercializador. 30 8.3 Análisis de Sensibilidad Empresa Nº1. Contratos con distintos Indexadores de

tarifa de energía. Escenarios Mixtos. 31

8.4 Análisis de Traspaso de riesgo Empresa Nº2, Comercializador al Cliente. Calculo de Tarifas. Escenarios Mixtos.

32

9. Evaluación de Riesgos Financieros de las Empresas: Análisis de Resultados. 33 9.1 Escenario Común: Empresa N°1. 33 9.2 Escenario Mixto: Empresa N°1. 42 9.3 Escenario Común: Comercializador. 46 9.4 Escenario Traspaso de Riesgo del Comercializador al Cliente. 54 10. Conclusiones. 58 11. Anexos. 60 Anexo N°1: Características de las Empresas. 61 1. Empresa Hipotética N°1, Empresa Típica. 2. Empresa Hipotética N°2, Comercializador.


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.

1.1. 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,


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 1992. 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.

1.2. 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


definición de los estándares de calidad de servicio y una nueva reglamentación para la operación de los CDEC, reemplazando el reglamento de 1985. Al mismo tiempo, también en 1998, se modifica la Ley N°18.410 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


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.

2.2. 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


cara en generación en la hora respectiva y que permite aportar el KWH adicional de suministro a la red.

2.3. 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:

2.3.1 Sistema Interconectado Central, SIC.

Se extiende entre Tal-Tal y la Isla Grande de Chiloé, con una potencia instalada de 6.737 MW a diciembre del 2002. La demanda máxima durante dicho año alcanzó los 4.878 MW y con una generación anual de 31.971 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.

2.3.2 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 185.148 Km2, 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 1.420 MW y la generación anual de energía llegó a 10.400 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 10% 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.


• 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.

3.1. Competidores y Potencia Instalada del Sistema.

A diciembre del año 2002, la potencia total instalada en el SING asciende a un total de 3.634 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 0 781 158 0 24 963 26.5% Electroandina - Edelnor 13 688 770 173 107 1.751 48.2% Norgener - AES Gener 0 643 277 0 0 920 25.3% Total 13 2.112 1.205 173 131 3.634 100.0%

() Las empresas están reunidas según la existencia de al menos un accionista común.

Del total de 3.634 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 3.211 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.

3.2. 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


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. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Bajo 1355 1477 1549 1584 1682 1722 1796 1875 1907 1936 1960 1955 1983 Medio 1426 1519 1624 1719 1817 1860 1934 2014 2060 2089 2093 2081 2108 Alto 1497 1606 1775 1984 2081 2130 2204 2280 2354 2383 2349 2323 2348

En forma gráfica, las demandas entregadas asumen las siguientes curvas de crecimiento:

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 2.000 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.

Proyección Demanda SING [MW]

1,100

1,300

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Alta Media Baja


• Precios Libres.

A este mercado pueden acceder los consumidores, a quienes se les denomina clientes libres, que tienen una potencia conectada mayor a 2.000 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: 360 MW. Minera Escondida: 310 MW. El Abra: 100 MW. Minera Collahuasi: 90 MW. Minera Zaldivar: 65 MW. Minera Cerro Colorado: 42 MW. Minera Soquimich. 40 MW. Fundición Altonorte: 35 MW. Minera Mantos Blancos: 32 MW. Minera Tesoro: 25 MW. Minera Lomas Bayas: 25 MW. Minera Michilla: 20 MW. Minera Quebrada Blanca: 15 MW. Minera Ivan: 5 MW. Otros Menores: 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.


In y e cc ió nE m p re s an

In y e c c ió nE m p re s a1

R e t iro C o m p a rt id oE m p re s a s1 y n

C lie n te R e g u la d o

R e t iroE m p re s a1

C lie n te L ib re

R e t iroE m p re s an

C lie n te L ib re

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. 3.4. 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 2004.

Costos Marginales SING por Mes, Ene 1995 - Dic 2002, [US$/MWh]

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Ene-95 Feb-96 Mar-97 Abr-98 May-99 Jun-00 Jul-01 Ago-02


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:

• 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,

Demandas Máximas SING, 1994 - 2002 [MW]

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002


permanece constante, e independiente de la relación oferta - demanda del sistema en términos de capacidad.

3.5. 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 2002. • Reducido tamaño del sistema para lo que es el negocio de generación eléctrica, en

torno a los 1.426 MW para Diciembre del 2004. • 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 60%. • 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 1.200 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.


• 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 90%, se puede visualizar en la curva siguiente:

3.6. 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.

Precios de Nudo SING y SIC. [US$/MWh]

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

Abr-93 Abr-94 Abr-95 Abr-96 Abr-97 Abr-98 Abr-99 Abr-00 Abr-01 Abr-02 Abr-03

SING - Crucero

SIC - Alto Jahuel.


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:

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:

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 2002. Los histogramas obtenidos son los siguientes:

Costos Marginales SING 2002, por día en US$/MWh.

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

1 46 91 136 181 226 271 316 361

Costos Marginales SING 2001, con y sin Falla Centrales.

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

1 46 91 136 181 226 271 316 361CMg con Falla Centrales CMg sin Falla Centrales


Histograma de precios spot año 2001.

Histograma de precios spot año 2002.

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:

0.835 1.133 1.431 1.729 2.027

Voltdad. CMg 2007

Histograma CMg SING 2001.

0

10

2 0

3 0

4 0

5 0

Histograma CMg SING 2002.

0

10

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0


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.

3.7. 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. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Dda. Baja 12.05 13.29 13.76 13.87 14.11 14.24 14.61 14.57 14.97 15.08 15.07 15.08 15.12 Dda. Media 12.60 13.61 13.96 14.24 14.74 14.35 15.08 15.42 16.07 15.36 15.64 15.56 16.36 Dda. Alta 13.47 13.92 14.49 15.12 15.76 15.88 18.08 18.86 20.35 20.74 20.25 19.71 20.23

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 3.6

4. 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.


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. 4.2. 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:

4.3. 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:

1,584 1,684 1,784 1,884 1,984

Dtrbción. Dda. 2007

0.90% 1.20% 1.50% 1.80% 2.10%

Voltdad. Unidad 2007


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:

4.5. 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:

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

0.85 0.93 1.00 1.08 1.15

Dda. Cliente 2007

73% 81% 88% 96% 103%

Factor de Carga 2007


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.

5.2. 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.

5.3. 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.


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 10% anual, valor típico utilizado por la industria de la generación de energía eléctrica.

5.5. 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: 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

Análisis Volatilidad

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

-4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Estrategia N°1 Estrategia N°2 Estrategia N°3


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 10 10 10 D. Estándar 4 2 1 C. Variación 40.0% 20.0% 10.0%

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:

6.1.1. 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.

6.1.2. 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 90%. Los


análisis que se desarrollaran tambien consideran potenciales contratos para ventas totales por 240 y 360 MW.

6.2. Empresa N°2, Comercializador. Con inversión menor en activos de generación, lo suficiente para poder actuar como comercializador de energía, según legislación vigente. Las características de este tipo de empresa son las siguientes:

6.1.3. Capacidad Instalada: La empresa cuenta con un parque de unidades de

generadoras cuya potencia total alcanza los 10 MW, cuyo insumo básico para la producción de energía es petróleo diesel. En el anexo N°1, se especifican las características asociadas a las unidades generadoras, en cuanto a sus aspectos técnicos como variables económicas consideradas en los estudios que se desarrollaran.

6.1.4. 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 90%. Los análisis que se desarrollaran también consideran potenciales contratos para ventas totales por 240 y 360 MW.

Para las dos empresas mencionadas, adicionalmente se consideran los siguientes aspectos

6.3. Indexación de Tarifas de Energía. Con la cartera de clientes mencionadas, y la necesidad de fijar el esquema de indexación necesario para las tarifas de suministro, resulta básico estudiar diversos esquemas de indexación, de manera que minimice el riesgo financiero de la empresa y que adicionalmente incremente el valor de la empresa para los accionistas.

6.4. Conexión de la unidad a S/E Crucero. Se asume que las unidades de las empresas, se encuentran conectada a S/E Crucero, punto de definición de la subestación básica del sistema según legislación actual, por lo que no se considera pago de peajes a terceras empresas.

6.5. Incertidumbre regulatoria.


Se considera para efectos de los análisis, que no existe incertidumbre regulatoria en términos de peajes, o bien cualquier cambio asociado a la temática de peajes, los contratos de las empresas hipotéticas, contemplan un traspaso de costos que se originen por un incremento en los peajes de transmisión por cambios en el marco legal.

7. ESQUEMA DE INDEXACIÓN DE TARIFAS DE ELECTRICIDAD.

En la industria de generación de energía eléctrica, básicamente dos son las variables que están asociadas a la venta de electricidad, estas variables son las siguientes:

• Potencia: Corresponde a la demanda máxima instantánea que un consumidor exige al sistema de generación, y como tal fija el nivel de capacidad instalada que el sistema eléctrico debe tener disponible para suplir la energía requerida por todos los usuarios. El concepto económico de potencia, se asocia a las inversiones necesarias para disponer de la capacidad de generación, según los requerimientos máximos instantáneo de energía de todos los consumidores.

• Energía: Esta asociado a los costos de los combustibles requeridos para generar

electricidad, en el caso de las centrales térmicas corresponde fundamentalmente a precios de los diferentes insumos usados por las unidades, a saber: carbón, gas natural, petróleo pesado y petróleo diesel.

Para el suministro de energía eléctrica a los clientes del sistema, los precios bases de potencia y energía se actualizan de acuerdo a un esquema de indexación que mejor represente la estructura de costos de la empresa. En el caso de la potencia, tradicionalmente se utiliza un esquema que permita mantener el valor adquisitivo que se fijo con el cliente al momento de la firma del contrato. Para el caso de la energía, una estructura tradicional considera la variación de los precios de los combustibles propios de la empresa. La estructura indicada es típica al considerar sistemas que se encuentran en una relación oferta – demanda equilibrada. Al existir un desequilibrio entre oferta y demanda como el existente en el sistema SING, en que los precios del mercado spot se encuentran notoriamente deprimidos, se pueden considerar esquemas de indexación distintos al tradicional para la energía, y que pueden ser más convenientes desde un punto de vista de dar mayor valor a los accionistas, atenuar los riesgos diversificables como minimizar los riesgos por sobreventa de energía, dada la existencia de la sobrecapacidad en el sistema. Los esquemas de indexación factibles de considerar para la venta de electricidad para el SING, y que consideran en el presente estudio, son los siguientes:


7.1. Esquema N°1, Indexación Tradicional, relación 90/10, año base 2003. Considera la actualización de las tarifas de energía eléctrica, bajo un polinomio que considera un ponderador con un 90% de variación del precio del combustible usado por la unidad, más un 10% de la variación sufrida por el costo marginal de energía en el mercado spot. Los valores bases de los indexadores están referidos al año 2003.

7.2. Esquema N°2, Indexación Mixta, relación 50/50, año base 2003. Considera la actualización de las tarifas de energía eléctrica, bajo un polinomio que considera un ponderador con un 50% de variación del precio del combustible usado por la unidad, más un 50% de la variación sufrida por el costo marginal de energía en el mercado spot. Los valores bases de los indexadores están referidos al año 2003.

7.3. Esquema N°3, Indexación por 100% CMg, año base 2003. Considera la actualización de las tarifas de energía eléctrica, bajo un polinomio que considera un ponderador con un 100% de variación del costo marginal de energía, en donde el costo marginal base es el asociado al año 2003.

7.4. Esquema N°4, Indexación por 100% CMg, año por año. Considera la actualización de las tarifas de energía eléctrica, bajo un polinomio que considera un ponderador con un 100% de variación del costo marginal de energía, y según la variación del año respectivo.

7.5. Indexación de tarifa de potencia. Para la indexación de la tarifa de potencia para los cuatro esquemas de actualización de la energía, el valor de la potencia se considera que está en su valor nominal, por lo que durante todo el período de evaluación se mantiene en un valor constante.

8. EVALUACIÓN DE RIESGOS FINANCIERO DE LAS EMPRESAS: VARIABLES DE EVALUACIÓN.

Para evaluar los riesgos que enfrenta la empresa hipotética en el mercado del SING, se consideran los siguientes aspectos:


8.1. Variables de Interés a Estudiar, Efecto Distribución de Probabilidades. Para cada uno de los esquemas de indexación de las tarifas de energía que serán estudiados, se determinarán la distribución de probabilidades de las siguientes variables: • Ingresos totales anuales. • Costos totales anuales. • Flujos de caja anuales después de impuestos. • Necesidad de aportes adicionales de accionistas. • Tarifas anuales pactadas por contratos. • Tarifas anuales mercado spot. • VAN de variables principales: Flujos de caja, Ingresos, Costos y Aporte Adicional de

Accionistas.

8.2. Análisis de Esquemas de Indexación de Tarifas, Empresa N°1 y Comercializador.

De las distribuciones obtenidas para cada variable de interés, se determinarán los valores medios esperados y los coeficientes de variación de cada año. La determinación del coeficiente de variación, permite estimar el nivel de riesgo o volatilidad de los variables que impactan en mayor medida en el desarrollo del negocio. Los análisis desarrollados consideran los siguientes escenarios para cada una de las empresas: 8.2.1. Esquema de Indexación N°1, para ventas de:

• Demanda cliente de 120 MW. • Demanda cliente de 240 MW. • Demanda cliente de 360 MW.

8.2.2. Esquema de Indexación N°2, para ventas de:







En la tabla siguiente, se resumen los casos de las diversos esquema de indexación factibles de usar para la componente de energía de las dos empresas en análisis, como del nivel de ventas considerados:

ANALISIS RIESGO EMPRESAS HIPOTETICAS DEL SING: CASOS EN ESTUDIO

Empresa Hipotética Nº1: Con Importantes Activos Empresa Hipotética Nº2: Comercializador

Esquemas de Indexación Tarifa de Energía en Contrato de Suministro.

Nº1 : Tradicional Nº2 Nº3 Nº4 Cartera Clientes Index 90/10 Index 50/50 Index 100% CMg base 03 Index 100% CMg por Año.

Demanda Nº1 120 MW 120 MW 120 MW 120 MW



8.3. Análisis de Sensibilidad Empresa Nº1. Contratos con distintos Indexadores de tarifa de energía. Escenarios Mixtos.

Se repiten los estudios considerando dos contratos de suministro eléctrico para la empresa N°1, con esquemas de indexación diferentes y nivel de ventas de 240 y 120 MW. Los análisis desarrollados consideran los siguientes escenarios:

8.3.1. Esquema contractual Mixto N°1, ventas de 360 MW,

• Demanda cliente de 240 MW, tarifas se indexán según esquema N°1 • Demanda cliente de 120 MW, tarifas se indexán según esquema N°2

8.3.2. Esquema contractual Mixto N°2, ventas de 360 MW.

• Demanda cliente de 240 MW, tarifas se indexán según esquema N°1. • Demanda cliente de 120 MW, tarifas se indexán según esquema N°3.

8.3.3. Esquema contractual Mixto N°3, ventas de 360 MW.

• Demanda cliente de 240 MW, tarifas se indexán según esquema N°1. • Demanda cliente de 120 MW, tarifas se indexán según esquema N°4.

En la tabla siguiente, se resumen los casos de sensibilidad para la empresa Nº1, considerando escenarios mixtos de indexación y un nivel de ventas total de 360 MW


Empresa Hipotética Nº1: Con Importantes Activos, Escenarios Mixtos Sensibilización.

Esquemas de Mixtos de Indexación, según nivel de ventas.

Mixto Nº1 Mixto Nº2 Mixto Nº3 Cartera Clientes Ventas de 360 MW. Ventas de 360 MW. Ventas de 360 MW.

Demanda Total 240 MW, Esq. Nº1 240 MW, Esq. Nº1 240 MW, Esq. Nº1 de 360 MW. 120 MW, Esq. Nº2 120 MW, Esq. Nº3 240 MW, Esq. Nº4

8.4. Análisis de Traspaso de Riesgo Empresa Nº2, Comercializador al cliente.

Calculo de Tarifas. Escenarios Mixtos. Es indudable que el considerar un esquema de indexación distinto al tradicionalmente usado por la industria, se traduce que indexaciones de tarifas del tipo esquemas N°3 y N°4, transfieren parte de los riesgos del proveedor al cliente. En dicha condición resulta totalmente entendible que si el cliente acepta el nivel de riesgo transferido, los precios unitarios deberían ser inferiores a los considerados para el esquema de indexación N°1, pero en dicha condición, ¿Cuáles deberían ser las nuevas tarifas?. Dado que el mercado considera esquema de indexación del tipo tradicional, las tarifas equivalentes deben ser aquellas que generen el mismo VAN del esquema tradicional. Para su determinación, se calcularon tarifas que originen el mismo VAN medio esperado que resulta de usar el esquema de indexación tradicional, esquema normalmente usado por las empresas con activos de generación propios y que representa la condición típica de mercado. Los análisis desarrollados consideran los siguientes escenarios:

8.4.1. Esquema de Indexación N°3 del Comercializador. Se determinarán las tarifas

equivalentes que el comercializador debería ofertar, con el fin de obtener los mismos VAN que se obtiene en el mercado para los siguientes niveles de ventas:

• Demanda cliente de 240 MW: Corresponde a un escenario contractual de

una empresa calzada en ventas. En el presente estudio, corresponde al VAN de la empresa N°1 con esquema de indexación N°1, y un nivel de ventas de 240 MW, este caso corresponde al indicado en el numeral 8.2.1.

• Demanda cliente de 360 MW. Bajo un escenario de contractual de una

empresa sobrevendida, en que existen 120 MW adicionales a los 240 MW de calce con la capacidad instalada de la empresa. En el presente estudio, corresponde al VAN de la empresa N°1, en un escenario mixto y que se analizó en el numeral 8.3.2.

8.4.2. Esquema de Indexación N°4 del Comercializador: Al igual que en el punto

anterior, se determinaran las tarifas equivalentes que el comercializador debería ofertar, con el fin de obtener los mismos VAN que se obtiene en el mercado para los siguientes niveles de ventas:


• Demanda cliente de 240 MW. : Corresponde a un escenario contractual de

una empresa calzada en ventas. En el presente estudio, corresponde al VAN de la empresa N°1 con esquema de indexación N°1, y un nivel de ventas de 240 MW, este caso corresponde al indicado en el numeral 8.2.1.

• Demanda cliente de 360 MW. Bajo un escenario contractual de una

empresa sobrevendida, en que existen 120 MW adicionales a los 240 MW de calce con la capacidad instalada de la empresa. En el presente estudio, corresponde al VAN de la empresa N°1, en un escenario mixto y que se analizó en el numeral 8.3.2.

En la tabla siguiente, se resumen los casos de las diversos esquemas de indexación factibles de usar para la componente de energía de las dos empresas en análisis, como del nivel de ventas consideradas:

Empresa Hipotética Nº2: Comercializador, Escenarios Traspaso de Riesgo

Calculo de Tarifas por Traspaso de Riesgo.

Esquema Nº3 Esquema Nº4 Cartera Clientes búsqueda de igual VAN búsqueda de igual VAN

Demanda Nº1 Ventas de 240 MW Ventas de 240 MW con Esquema Nº1 con Esquema Nº1

Demanda Nº2 Ventas de 360 MW Ventas de 360 MW con Esquema Mixto Nº2 con Esquema Mixto Nº3

9. EVALUACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS DE LAS EMPRESAS: ANÁLISIS

DE RESULTADOS.

Los análisis de los diferentes escenarios, según la empresa, se resumen sobre la impresión de gráficas que reúne la información de los flujos anuales como del indicador de riesgo, CVF, sobre todo el período de análisis.

9.1. Escenario Común: Empresa N°1.

9.1.1. Flujos Anuales Empresa N°1, según Esquema de Indexación y Nivel de Ventas.

a) Empresa N°1: Flujos de Ingresos Anuales por Esquemas de Indexación y C.

Variación Asociado.


Nivel Demanda Cliente de 120 MW.



b) Flujos de Costos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.

Flujos Ingresos, según Index. 120 MW, MMUS$.

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Esquema N°1 Esquema N°2 Esquema N°3 Esquema N°4

C.Variación, según Index. 120 MW.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Esquema N°1 Esquema N°2Esquema N°3 Esquema N°4


0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Esquema N°1 Esquema N°2 Esquema N°3 Esquema N°4


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%



0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Esquema N°1 Esquema N°2Esquema N°3 Esquema N°4





c) Flujos de Cajas después de Impuestos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.

Flujos Costos, según Index. 120 MW, MMUS$.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

2%

4%

6%

8%

10%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

2%

4%

6%

8%

10%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.010.0

20.030.040.050.060.070.080.0

90.0100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

2%

4%

6%

8%

10%






d) Flujos de Aportes Anuales de Accionistas por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.

Flujos Caja, por Index. 120 MW, MMUS$.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%25%50%75%

100%125%150%175%200%225%250%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


Flujos Caja, según Index. 240 MW, MMUS$.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

25%

50%

75%

100%

125%

150%

175%

200%

225%

250%


Flujos de Caja, según Index. 360 MW, MMUS$.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%25%50%75%

100%125%150%175%200%225%250%






Aportes Accionistas, según Index. 120 MW, MMUS$.

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0



0%25%50%75%

100%125%150%175%200%225%250%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

25%

50%

75%

100%

125%

150%

175%

200%

225%

250%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%25%50%75%

100%125%150%175%200%225%250%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



e) Tarifas Anuales de Contrato según Esquema de Indexación y C. de Variación Asociado.

f) Tarifa Media Mercado Spot, Valor Monómico a factor de carga del 90% más C. de Variación Asociado.

g) VAN de Flujos Anuales de Ingresos, Costos, de Caja después de impuestos y Aportes de Accionistas, en conjunto con C. Variación según esquema de indexación.


Tarifas Spot por Index. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Index. Tarifas Spot

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%


Tarifas Contrato N°1, por Index. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Index. Tarifas Contrato N°1

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%


VAN Variables según Index., Venta 120 MW, MMUS$.

0100200300400500600700800900

1,000

F.Caja Ingresos Costos Aporte A.


C.Variación según Index. Venta 120 MW.

0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%

100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%200.0%220.0%240.0%






9.1.2. Análisis de Resultados, Esquemas de Indexación Empresa N°1.

Un análisis de los resultados obtenidos para la empresa N°1, considerando los distintos esquemas de indexación planteados, según nivel de ventas y volatilidades obtenidas, resulta posible emitir los siguientes comentarios:

Independiente del volumen de ventas de la empresa, como del esquema de indexación

planteado para la venta de la energía a los clientes, la volatilidad de los costos totales de la empresa, representada por el coeficiente de variación, es relativamente bajo, por lo que para todo el horizonte de estudio, y según el nivel de ventas, se entiende que los costos permanecen relativamente constantes en todo el horizonte de análisis.

La leve volatilidad existente en los costos, de pequeño impacto, se origina tanto por el

efecto salida intempestiva de la unidad, que origina que los costos de producción en dicho momento quedan sujeto a la volatilidad del mercado spot; como a la volatilidad asociada al nivel de demanda máxima y energía consumida por el cliente, y su relación con los saldos de ventas y compras en el mercado spot.


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000




0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%

100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%200.0%220.0%240.0%




0100200300400500600700800900

1,000




0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%

100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%200.0%220.0%240.0%




Desde un punto de vista de los ingresos, estos presentan un nivel de volatilidad que para un esquema de indexación determinado, es relativamente el mismo, esto es resulta independiente del nivel de ventas a clientes finales. Adicionalmente, entre los esquemas de indexación utilizados, las volatilidades presentan diferencias en magnitud.

Aún cuando las volatilidades de los ingresos según esquema de indexación presentan

diferencias, se confirma la tendencia que a mayor volatilidad los ingresos de la empresa se incrementan. Los mayores ingresos, a igual nivel de ventas a clientes, estan asociados a esquema de indexación que presenta una actualización de tarifa de energía según los costos marginales de sistema, destacando en ese sentido el esquema N°3.

En los esquemas de indexación utilizados, un ordenamiento de mayor a menor

volatilidad según el impacto en los ingresos anuales de la empresa, independientes del nivel de ventas, son los esquemas N°3, N°4, N°2 y N°1.

Buscando el calce de riesgos entre ingresos y costos desde el punto de vista de las

volatilidades, y dado que los costos presentan una estructura de alta certidumbre, resulta esencial considerar una estructura tarifaría que permita obtener ingresos que tengan la menor volatilidad posible, en ese sentido los esquemas de indexación N°1 y N°2 son los que presentan menores riesgos.

Además de considerar el calce de las volatilidades mencionadas, es indispensable

tener en cuenta que la minimización de los riesgos pasa por lograr una venta semejante a la capacidad de la central. Lo anterior se ratifica por el nivel de aporte que deben enfrentar los accionistas, este se incrementa si el nivel de ventas es inferior a la capacidad instalada de la central.

Desde la perspectiva de los flujos de caja después de impuestos, estos presentan

altas volatilidades, en magnitud muy superiores a las presentadas por los ingresos anuales de la empresa. Esta diferencia en el riesgo depende tanto del nivel de ventas a clientes finales como del esquema de indexación utilizado para las tarifas a clientes.

Dentro del horizonte de evaluación, los flujos de caja anuales después de impuestos,

presentan altas incertidumbre en los primeros años, para luego caer a un nivel que tiende a estabilizarse. Lo anterior queda dependiendo tanto del nivel de ventas como del esquema de indexación usado para las tarifas.

Desde un punto de vista de la obtención de flujos de caja relativamente constante, los

estudios indican que estos se obtendrían a través de la venta a clientes en un monto semejante a la capacidad instalada de la central, como considerar un esquema de indexación del tipo N°1 para las tarifas. El uso de esquemas indexación adicional, se


pueden ocupar, pero estarían supeditados a niveles de ventas superiores a la capacidad de la central.

El efecto volumen en el nivel de ventas en los flujos de caja, particularmente se

refleja en los niveles de aportes que los accionistas deben efectuar en el horizonte de análisis, que en los casos estudiados se presentan mayormente cuando el nivel de ventas contratadas alcanza los 120 MW, quedando el 50% restante en ventas al mercado spot.

A nivel de VAN, los estudios indican que el VAN de los costos permanecen de la misma

magnitud e independiente del esquema de indexación de las tarifas. La volatilidad asociada es de un valor muy bajo, y de características constantes.

Para los ingresos, la magnitud del VAN es dependiente del nivel de ventas como del

tipo de esquema de indexación ocupado. Independientes del nivel de ventas, los esquemas de indexación ordenados de mayor a menor, en términos de VAN son: Esquema N°3, Esquema N°4, Esquema N°2 y Esquema N°1. El orden señalado, se mantiene en términos de volatilidad.

A nivel de valorización de la empresa, los esquemas de indexación que generan mayor

valor para los accionistas son los asociados a Esquema N°3, Esquema N°4, Esquema N°2 y Esquema N°1. El orden señalado, se mantiene en términos de volatilidad.

Si consideramos las magnitudes asociadas a cada esquema, un resumen con las

variables numéricas para los VAN, se entregan en la tabla siguiente:

VAN, MMUS$, Flujo de Caja Empresa N°1, según esquemas de Indexación y Ventas.

120 MW 240 MW 360 MW Esquema VAN C. Variac. Aporte A. VAN C. Variac. Aporte A. VAN C. Variac. Aporte A.

N°1 49.7 13.8% 1.6 84.2 2.6% 0.0 128.4 2.6% 0.0 N°2 58.1 17.6% 4.7 101.1 8.8% 0.0 153.8 5.6% 0.0 N°3 90.2 24.8% 12.9 165.0 20.5% 3.2 249.3 18.5% 0.7 N°4 64.1 18.9% 6.3 112.6 11.4% 0.1 171.2 8.3% 0.0

Aún cuando puede resultar atractivo la obtención de VAN superiores a los obtenidos

con mínimo riesgo, la selección del esquema de indexación final a ocupar para la venta a clientes finales, deberá quedar bajo la responsabilidad del representante de los accionistas, Gerencia General, de manera de saber si el incremento de VAN compensa el incremento en el riesgo asociado.


A pesar que el VAN puede ser muy atractivo como herramienta para la toma de decisión, no se puede perder de vista que la empresa debe tener la capacidad de generar flujos para sustentarse por si sola, condición que el VAN no refleja, haciéndose necesario buscar herramientas que complementen la decisión por parte de los dueños. En el caso de los estudios efectuados, esta información adicional queda reflejada tanto por la obtención de los coeficientes de variación de los flujos, volatilidades, como del aporte adicional que los accionistas potencialmente deben efectuar a la empresa, según los flujos factibles que la misma desarrolle.

9.2. Empresa N°1: Escenario Mixto.

9.2.1. Flujos Anuales Empresa N°1, según Esquema de Indexación y Nivel de Ventas de 360 MW, con 240 MW vendidos según tarifas esquemas N°1 más 120 MW vendidos según diversos esquemas de indexación, N°2, N°3 y N°4.

a) E. Mixto: Flujos de Ingresos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación

Asociado.

b) E. Mixto: Flujos de Costos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.

Flujos Costos, según Esquema Mixto. MMUS$.

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Mixto N°1 Mixto N°2 Mixto N°3

C.Variación, según Esquema Mixto.

0%

5%

10%15%20%

25%

30%35%40%

45%

50%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


Flujos Ingresos, según Esquema Mixto, MMUS$.

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



c) E. Mixto: Flujos de Cajas Anuales después de Impuestos por Esquemas de

Indexación y C. Variación Asociado.

d) E. Mixto: Tarifa de Contrato N°1 por Esquemas de Indexación a Factor de Carga del 90% y C. Variación Asociado.

e) E. Mixto: Tarifa de Contrato N°2 por Esquemas de Indexación a Factor de Carga del 90% y C. Variación Asociado.

Flujos de Caja, según Esquema Mixto, MMUS$.

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Mixto N°1 Mixto N°2 Mixto N°3


0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


Tarifas Contrato N°1, según Esquema Mixto. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Esquema Mixto, Tarifas Contrato N°1

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Mixto N°1 Mixto N°2 Mixto N°3

Tarifas Spot según Esquema Mixto. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Esquema Mixto. Tarifas Spot

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



f) E. Mixto: Tarifa Media Mercado Spot, Valor Monómico a Factor de Carga del

90% y C. de Variación Asociado.

g) E. Mixto: VAN Flujos Anuales de Ingresos, Costos, de Caja después de

Impuestos, Aportes de Accionista y C. de Variación Asociado.

9.2.2. Análisis de Resultados, Esquemas de Indexación Mixto Empresa N°1.

Un análisis de los resultados obtenidos para la empresa N°1, considerando ventas por 360 MW, en que 240 MW son vendidos usando un esquema de indexación de las tarifas del tipo N°1, y los 120 MW restantes según los esquemas de indexación N°2, N°3 y N°4, resulta posible emitir los siguientes comentarios:

Independiente del esquema de indexación mixto planteado para la venta de la energía

a los clientes representados por los 120 MW, dado que los primeros 240 MW están indexados según el esquema N°1, la volatilidad de los costos totales de la empresa, es relativamente bajo, del orden del 5%, en todo el horizonte de estudio.

La pequeña volatilidad existente en los costos, de menor impacto, se origina tanto por

la volatilidad intrínseca asociada al esquema tipo N°1, como por la indexación del tipo N°2, N°3 y N°4 que se basan en el precio de la energía del mercado spot.

Tarifas Contrato N°2, según Esquema Mixto US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Esquema Mixto, Tarifas Contrato N°2

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


VAN Variables según Esquema Mixto, MMUS$.

0100200300400500600700800900

1,000



C.Variación según Esquema Mixto

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%




La magnitud de los costos en todo el horizonte no es dependiente del esquema de indexación utilizado para indexar los precios de venta.

Desde un punto de vista de los ingresos, la magnitud de los mismos crecen según el

esquema de indexación usada para actualizar las tarifas asociados a los 120 MW vendidos por la empresa. Los mayores ingresos anuales se originan considerando el esquema Mixto N°2, le sigue el N°3 y el N°1

En el caso de la volatilidad de los ingresos, los esquemas mixtos N°1 y N°3 presentan

valores muy parecidos en todo el horizonte de estudio, con un valor que oscila en torno al 5% y 7%. En el caso del esquema mixto N°2, la volatilidad presenta un crecimiento constante que parte en 8 % y termina en torno al 15 %.

Al calzar los riesgos entre ingresos y costos, los resultados indicarían que en el uso de

los esquemas N°1 y N°3, los riesgos de ingreso y costos serían semejantes. El uso del esquema N°2 originaría que ingresos y costos no tengan el mismo riesgo, pues los ingresos presentarían una volatilidad del orden del 15%, respecto a los costos que están del orden del 5%.

Desde un punto de vista de los flujos de caja después de impuestos, estos presentan

volatilidades inferiores al 10%. El esquema Mixto N°2 presenta la más alta, 8%, mientras que la N°3 presenta volatilidad del 2,5%, y el esquema N°1 del 2%.

En términos de VAN de flujos de caja después de impuestos, el valor más alto se

presenta con el esquema N°2, el cual es seguido por el N°3 y el N°1. Si consideramos las magnitudes asociadas a cada esquema, un resumen con las

variables numéricas para los VAN, se entrega en la tabla siguiente:

VAN, MMUS$, Flujo de Caja por Indexación Mixta.

360 MW Esquema VAN C. Variac. Aporte A.

Mixto N°1 136.7 1.9% 0.0 Mixto N°2 168.6 8.1% 0.0 Mixto N°3 142.7 2.7% 0.0

Si se efectúa una comparación con los VAN obtenidos considerando un solo esquema de indexación, caso de la empresa N°1, para una venta de 360 MW, los resultados serían los siguientes:


VAN, MMUS$, Flujo de Caja según esquema Tarifario de Indexación, Ventas de 360 MW. Esquema única para Tarifas Esquema Mixto para Tarifas

Esquema VAN C. Variac. Aporte A. Esquema VAN C. Variac. Aporte A.

N°1 128.4 2.6% 0.0 Mixto N°1 136.7 1.9% 0.0 N°2 153.8 5.6% 0.0 Mixto N°2 168.6 8.1% 0.0 N°3 249.3 18.5% 0.7 Mixto N°3 142.7 2.7% 0.0 N°4 171.2 8.3% 0.0

Los resultados resumidos de los VAN entregados en la tabla anterior, indicarían que

un esquema de indexación mixto, del tipo N°3 originaría el mayor valor para la empresa con mínimo riesgo asociado, esto es 142,7 MMUS$ con una volatilidad del 2,7%. Valores superiores de VAN se pueden obtener con un nivel mayor de riesgo, por ejemplo un incremento del VAN a 249,3 MMUS$, corresponde un crecimiento del 74,7 %, va acompañado con un incremento del riesgo al 24,8 %, que representa un crecimiento del 679% respecto al valor más bajo.

Nótese que el VAN usando un esquema de indexación tradicional, alcanza un valor de

128,4 MMUS$ con un riesgo del 2,6%, valor que es el más bajo de los obtenidos, a igualdad de riesgo asociado. Lo anterior confirma que una vez alcanzado un nivel de ventas equivalente a la capacidad de la central, el esquema de indexación de los nuevos futuros contratos debe considerar esquema que tomen como base la indexación según variación de los precios del mercado spot.

9.3. Escenario Común: Comercializador.

9.3.1. Flujos Anuales Comercializador, según Esquema de Indexación y Nivel de Ventas:

a) Empresa N°2: Flujos de Ingresos Anuales por Esquemas de Indexación y C.




0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%





b) Empresa N°2: Flujos de Costos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.



0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0



0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%



0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%2%4%6%8%

10%12%14%16%18%20%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018





c) Empresa N°2: Flujos de Cajas después de Impuestos Anuales por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%2%4%6%8%

10%12%14%16%18%20%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0

100.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%2%4%6%8%

10%12%14%16%18%20%


Flujos Caja, por Index. 120 MW, MMUS$.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018





d) Empresa N°2: Flujos de Aportes Anuales de Accionistas por Esquemas de Indexación y C. Variación Asociado.



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%



0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0



0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018





e) Empresa N°2: Tarifas Anuales de Contrato según Esquema de Indexación y C. de



0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

100%

200%

300%

400%

500%

600%

700%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

100%

200%

300%

400%

500%

600%

700%

800%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


Tarifas Contrato N°1, por Index. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Index. Tarifas Contrato N°1

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%



f) Empresa N°2: Tarifa Media Mercado Spot, Valor Monómico a factor de carga del 90% más C. de Variación Asociado.

g) Empresa N°2: VAN de Flujos Anuales de Ingresos, Costos, de Caja después de impuestos y Aportes de Accionistas, en conjunto con C. Variación según esquema de indexación.



Tarifas Spot por Index. US$/MWh

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018


C.Variación, según Index. Tarifas Spot

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%



0100200300400500600700800900

1,000




0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%

10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%




0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000




0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0%

20.0%





9.3.2. Análisis de Resultados, Esquemas de Indexación Empresa Comercializadora.

Un análisis de los resultados obtenidos para la empresa Comercializadora, considerando los distintos esquemas de indexación planteados, según nivel de ventas y volatilidades obtenidas, resulta posible emitir los siguientes comentarios:

Los costos anuales presentados para el comercializador presentan el mismo nivel de

volatilidad, independientemente del nivel de demanda y del esquema de indexación. Lo anterior es distinto a lo presentado en la empresa N°1. La igualdad en las volatilidades, se origina en el hecho que los costos para el comercializador están en función del valor del precio de la energía en el mercado spot. Se debe recordar que el comercializador actúa como trader, comprando en el mercado spot para luego vender a clientes finales.

El nivel de volatilidad de los costos, varía entre el 10% y el 12%, valor superior al

presentado por la empresa N°1, que fluctúa entre el 1% y el 6 % del nivel esperado de los costos.

En términos de costos anuales, la magnitud de los mismos no depende del esquema de

indexación usado para actualizar las tarifas a clientes, dependiendo solamente del nivel de energía vendida a los clientes, como del precio de la energía en el mercado spot.

Los ingresos anuales presentados anualmente, presentan una magnitud que depende

del nivel de ventas, como del esquema de indexación usada para actualizar las tarifas a clientes. En términos de volatilidad, estos presentan la misma magnitud y variación anual, independiente del nivel de venta a clientes finales.

A nivel de esquema de indexación, los ingresos anuales que crecen por efecto de la

indexación usada, son las asociadas a aquellas que consideran una indexación del tipo esquema N°3. Esquemas N°4, N°2 y N°1 siguen en orden ascendente en términos que generan mayores ingresos.


0100200300400500600700800900

1,000




0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%

10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%




El esquema de indexación N°4, es el que origina un mejor calce entre ingresos y costos, desde el punto de vista que presentan la misma magnitud y tendencias desde la perspectiva de las volatilidades asociadas. Lo anterior, resulta totalmente entendible, dado que ingresos y costos toman como base la variación de los precios del mercado spot.

Desde la perspectiva de los flujos de cajas anuales después de impuestos, las

volatilidades obtenidas según el esquema de indexación, presentan tendencias y valores muy parecidos, independientes del nivel de ventas. Los esquemas de indexación que presentan los valores más bajos de volatilidad son el N°1 y el N°2; en todo el horizonte de estudio ambos esquemas presentan los mismos valores.

En el caso del esquema N°3 se presenta una volatilidad creciente, y que va a la par con

el crecimiento del precio de la energía en el mercado spot. Lo anterior se origina por el hecho, que la componente de energía de las tarifas, se indexa según el crecimiento de la energía en el mercado spot respecto a 15,36 US$/MWh, valor base del año 2003.

Otro efecto destacable entregado por los flujos de caja después de impuesto, es el

hecho que un esquema tipo N°1 y N°2, origina una disminución continua en los flujos resultantes. Lo anterior, por el hecho que las tarifas en los esquemas mencionados permanecen relativamente constantes, N°1, o con leve crecimiento N°2, y que no alcanzan a compensar la tasa de crecimiento de los precios en el mercado spot.

Lo anteriormente comentado, se ve ratificado con los aportes de los accionistas los

que se incrementan con el transcurrir del tiempo, en la medida que las tarifas consideran un esquema de actualización del tipo N°1.

Desde el punto de vista de los VAN de las principales variables, las volatilidades

presentadas son independientes del nivel de ventas a clientes. A nivel de VAN de los costos, su magnitud depende del nivel de ventas, pero su valor

para las mismas ventas, tienen igual valor. En el caso de los ingresos, el VAN asociado depende de la venta como del esquema de indexación, semejante conclusión se deduce al visualizar el VAN de los flujos de caja.

A nivel de valorización de la empresa, los esquemas de indexación que generan mayor

valor son los asociados a esquema N°3, esquema N°4, esquema N°2 y esquema N°1. No obstante en términos de volatilidad, el orden asociado es N°3, N°1, N°4 y N°2.

Si consideramos las magnitudes asociadas a cada esquema, un resumen con las

variables numéricas para los VAN, se resumen en la tabla siguiente:


VAN, MMUS$, Flujo de Caja Comercializador, según esquemas de Indexación y Ventas

120 MW 240 MW 360 MW

Esquema VAN C. Variac. Aporte A. VAN C. Variac. Aporte A. VAN C. Variac. Aporte A.

N°1 34.6 11.9% 1.7 73.0 11.7% 3.2 111.9 11.3% 4.3 N°2 42.8 2.4% 0.0 89.4 2.2% 0.0 136.1 2.3% 0.0 N°3 74.6 15.6% 0.0 152.2 15.7% 0.0 230.5 15.7% 0.0 N°4 48.6 2.4% 0.0 101.1 2.3% 0.0 153.5 2.2% 0.0

Al igual que para la empresa N°1, puede resultar atractivo la obtención de VAN

superiores a los obtenidos con mínimo riesgo, la selección del esquema de indexación final a ocupar para la venta a clientes finales, deberá quedar bajo la responsabilidad del representante de los accionistas, de manera de saber si el mayor VAN de la empresa compensa el incremento de riesgo.

Para el Comercializador valen los mismos comentarios, respecto a la necesidad de

obtener información adicional que complemente a la entregada por el VAN, en el sentido de individualizar los riesgos asociados a la generación de los flujos anuales para la empresa y accionistas.

9.4. Escenario Traspaso de Riesgo Comercializador al Cliente: Cálculo de Tarifas para VAN semejante de empresa con activos de generación, Referencia Mercado.

9.4.1. Cálculo de VAN y Coeficiente de Variación para tarifas equivalentes por

traspaso de riesgo, según nivel de ventas. a) Empresa Comercializadora, Escenario Traspaso de Riesgo: VAN Flujos de Caja

después de Impuestos y C. Variación Asociado.

Nivel de Demanda de Cliente de 240 MW, Comparación Esquemas Tradicional con esquema N°3 del Comercializador para traspaso de Riesgo.


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Tradicional T. Riesgo Esquema N°3


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



Nivel de Demanda de Cliente de 240 MW, Comparación Esquemas Tradicional

con esquema N°4 del Comercializador para traspaso de Riesgo..

Nivel de Demanda de Cliente de 360 MW, Comparación Esquemas Tradicional

con esquema N°3 del Comercializador para traspaso de Riesgo.


0

100

200

300

400

500

600

700

800




0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0%

20.0%




0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0

100

200

300

400

500

600

700

800




0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0%

20.0%




Nivel de Demanda de Cliente de 360 MW, Comparación Esquemas Tradicional con esquema N°4 del Comercializador para traspaso de Riesgo.


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900




0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%

10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%




0.0

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10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

4%

8%

12%

16%

20%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0

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200

300

400

500

600

700

800

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0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%

10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%




0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018



9.4.2. Análisis de Resultados, Escenario Traspaso de Riesgo.

Al efectuar un análisis de los resultados que se obtuvieron al determinar las tarifas que el comercializador debe ofertar para obtener el mismo VAN que una empresa tradicional, con activos de generación importantes, se concluye lo siguiente:

En los escenarios estudiados para un nivel de ventas de 240 MW, los riesgos de los

flujos de caja después de impuestos, utilizando un esquema de indexación N°3 y N°4 son muy distintos en magnitud. Por un lado se tiene un esquema tradicional que indica un nivel de riesgo que está en el 10%, el esquema N°3 del comercializador indica un nivel de riesgo del 70% en todo el horizonte, mientras que el esquema N°4 indica un valor que varia entre el 4% y el 7%. Lo anterior indicaría una clara tendencia a seleccionar el esquema N°4 por el menor nivel de riesgo.

Para un nivel de ventas de 360 MW, dado que en la referencia tradicional, existe una

sobreventa de 120 MW sobre la capacidad de la empresa generadora, los riesgos asociados a los flujos de caja después de impuestos son distintos, dependiendo del esquema de indexación ocupado para actualizar la tarifa de energía del bloque de 120 MW. Es así como en el caso de usar el esquema N°3, los riesgos asociados bordean como promedio el 30 %, mientras que con un esquema N°4 el riesgo alcanza un valor que bordea el 8 %.

A nivel de comercializador, los riesgos para la venta de 360 MW según esquema N°3

toma un valor que oscila entre el 60% y el 70 %, mientras que con el esquema N°4 alcanza una magnitud del 10 %. Lo anterior confirmaría las bondades de este último esquema.

Al evaluar las tarifas que igualan los VAN del esquema tradicional con las del esquema N°3, para un nivel de venta de 240 y 360 MW, se obtienen los valores que se resumen en la tabla siguiente:

Cálculo de Tarifas Equivalentes Comercializador, por Traspaso de Riesgo Industria Generación, según Esquema N°3

Tradicional (240 MW) y Mixta N°2 (360 MW) Comercializador, Esquema N°3 Demanda Tarifa VAN C. Variac. Aporte A. Tarifa VAN C. Variac. Aporte A.

240 MW 35.00 84.2 2.6% 0.0 30.65 84.3 18.7% 0.0 360 MW 35.00 168.6 8.1% 0.0 32.37 168.2 16.6% 0.0

Los resultados obtenidos indican que la obtención de un VAN semejante al de un esquema tradicional, el comercializador debería ofrecer un nivel de tarifas inferior, en el caso de la venta de 240 MW correspondería a 30,65 US$/MWH, valor


equivalente al 87,57% de la tarifa base de 35,00 US$/MWH. En el caso de una venta de 360 MW, la tarifa asociada sería de 32,37 US$/MWH, valor equivalente al 92,48% del valor base.

Si se repite el análisis para la comparación de los VAN y tarifas asociadas para el

esquema N°4 del comercializador, se obtienen los valores que se resumen en la tabla siguiente:

Cálculo de Tarifas Equivalentes Comercializador, por Traspaso de Riesgo Industria Generación, según Esquema N°4

Tradicional (240 MW) y Mixta N°4 (360 MW) Comercializador, Esquema N°4

Demanda Tarifa VAN C. Variac. Aporte A. Tarifa VAN C. Variac. Aporte A.

240 MW 35.00 84.2 2.6% 0.0 33.71 84.4 1.7% 0.0 360 MW 35.00 142.7 2.7% 0.0 34.42 142.3 2.0% 0.0

Con el esquema N°4, se obtiene un nivel de tarifas para el comercializador superior

respecto al usado con el esquema N°3. En este caso, las tarifa para la venta de 240 MW, alcanzaría una valor de 33,71 US$/MWH, valor equivalente al 96,31% de la tarifa base de 35,00 US$/MWH. En el caso de una venta de 360 MW, la tarifa asociada sería de 34,42 US$/MWH, valor equivalente al 98,34% del valor base. Nótese que el nivel de riesgo obtenido para el VAN es inferior al considerado para el esquema N°3.

10. CONCLUSIONES.

De los estudios efectuados considerando distintos esquemas de indexación para tarifas de suministro, como de las características propias de la empresa, en términos de la intensidad en activos de generación que disponga, destacan los siguientes aspectos:

Resulta prioritario la individualización de la magnitud de la volatilidad asociada a los costos propios de la empresa, de manera de enfocar los esfuerzos de la misma, en conseguir ingresos por venta de energía con volatilidades iguales o inferiores. En el caso de la empresa N°1, resultaba prioritario la obtención de contratos de venta de energía con tarifas y un esquema de indexación del tipo tradicional. Volatilidades más altas en los ingresos, aún cuando pueden resultar atractivas desde un punto de vista del VAN de la empresa, van acompañadas de incertidumbre que se pueden traducir en la necesidad de aporte adicional de parte de los accionistas (y/o la obtención de préstamos con instituciones financieras).

En el caso de una empresa con activos de generación importante, y que presentan

unidades que normalmente se encuentran generando en base, el enfoque de la empresa debe estar en conseguir contratos de suministro eléctrico que tiendan al calce con la


capacidad de generación propia de la empresa. En la eventualidad, de lograr ese calce, y obtener contratos adicionales, la empresa comercialmente se transforma en un comercializador de energía, por lo que las tarifas asociadas deberán premiar un esquema de indexación que se base en las variaciones de los precios del mercado spot, (asumiendo que la empresa no considera la obtención de contratos de respaldos con terceras empresas).

Par el caso del comercializador, resulta claro por los estudios realizados, que la venta

de la energía a clientes finales, la variación de las tarifas deberá seguir los cambios que se presenten en los precios del mercado spot. Lo anterior tiene dos efectos, por un lado se logra el calce de los riesgos en los costos de producción, comprar al mercado spot, y por otro traspaso del riesgo propio al cliente final.

Adicionalmente para el caso del comercializador, y dado que el mercado de la

generación normalmente contempla un esquema de indexación de tarifas del tipo tradicional, el comercializador por ser menos intensivo en activos de generación y con costos fijos inferiores, puede ofertar tarifas de suministro menores, considerando el mismo VAN que las empresas de generación con activos importantes.

Las distintas volatilidades obtenidas en los diferentes estudios realizados, destacan

el efecto de la selección del esquema de indexación de las tarifas de energía a los clientes finales, y, por tanto en los ingresos esperados de la empresa; por lo que resulta interesante individualizar cuál de los mismos es el que permite atenuar al máximo la magnitud de la volatilidad en los flujos de caja de la empresa, de manera de minimizar el riesgo asociado al negocio.

Desde un punto de vista de los accionistas del tipo de empresa estudiadas, la

realización de los diversos estudios permite conocer la magnitud y tendencias de las diferentes volatilidades que se ven expuestos los flujos de caja después de impuesto. La característica de este tipo de volatilidad, es propia de la industria del SING, por lo que se debe entender que en la valorización de los VAN vía costos de capital ad hoc, WACC, el riesgo mencionado no se encuentra incorporado, esto último por el hecho que a través de una adecuada diversificación accionaria, los dueños de la empresa pueden eliminar el riesgo propio de cada empresa en que invierten.

El incorporar el riesgo propio de la empresa dentro de la tasa de descuento, podría

ser una manera de incorporar el riesgo al cual se enfrenta la empresa, pero además de ser conceptualmente incorrecto, los estudios realizados para las dos empresas hipotéticas del sistema SING, presentan un amplio rango de magnitud en las volatilidades de los flujos de caja después de impuesto, por lo que no existiría un valor único que deba ser incorporado dentro del WACC para la valorización.


Anexos.


Anexo N°1: Características de las Empresas.


Anexo N°1: Características de las Empresas. 1. Empresa Hipotética N°1: Empresa Típica. Para los estudios desarrollados considerando esta empresa hipotética que se encuentra operando en el sistema SING, se contempla que opera una unidad generadora tipo ciclo combinado, la cual para generar energía eléctrica transporta gas natural desde la zona norte de Argentina, hacia la ubicación de la central en el borde costero de la II Región. La unidad generadora que se considera operando en el SING, contempla las características siguientes: a) Características Técnicas:

• Potencia Bruta: 250 MW. • Porcentaje Servicios Auxiliares: 4 %. • Eficiencia: 50 %. • Tasa Forzada de Unidad: 1,5 %.

b) Características Operativas:

• Días de Mantención Anual: 10 Días. • Días Adicionales de Mantención cada 4 años.: 5 Días. • Potencia Demandada con Unidad Detenida: 1,5 MW. • Pérdidas de Transmisión, % Generación Neta: 1,5 %. • Generación Neta Esperada al Año: 1975 GWh

c) Costos de Operación Principal, Valores Anuales:

• Costo Transporte de Gas: 16 MMUS$. • Costo Mantención Unidad: 3 MMUS$. • Costo Mantención Adicional cada 4 años: 1 MMUS$. • Costo Mantención Sistemas de Transmisión: 0,2 MMUS$. • Costo Personal: 1,5 MMUS$. • Costo Seguros: 0,5 MMUS$. • Capital de Trabajo: 0,5 MMUS$.

d) Variables Económicas de Evaluación del Proyecto:

• Horizonte de Evaluación: 25 Años. • Tasa de Descuento Anual, WACC. 10 %.


• Inversión Unidad más Sistema de Transmisión: 140 MMUS$. • Tasa para Crédito por déficit anual de Accionistas. 10 %. • Costo Variable de Producción: 10,0 US$/MWh. • Potencia Firme Unidad, Sistema Adaptado. 214 MW. • Precio Potencia Firme: 6,3 US$/KW-Mes. • Tasa Impositiva: 17 %.

2. Empresa Hipotética N°2: Comercializador. Para los estudios desarrollado se considera una empresa hipotética que se encuentra operando en el sistema SING, considerando instalaciones propias de un grupo de cuatro unidades generadoras de 2,5 MW cada una, y que utiliza petróleo diesel para la generación de energía eléctrica. Los aspectos técnicos asociados a las unidades son las siguientes a) Características Técnicas:

• Potencia Bruta: 2,5 MW. • Porcentaje Servicios Auxiliares: 2,5 %. • Eficiencia: 36 %. • Tasa Forzada de Unidad: 0,5 %.

b) Características Operativas:

• Días de Mantención Anual, Días Feriados 10 Días. • Pérdidas de Transmisión, % Generación Neta: 1,5 %. • Generación Neta Esperada al Año: Según Despacho

c) Costos de Operación Principal, Valores Anuales:

• Costo Mantención Unidad: 0,2 MMUS$. • Costo Mantención Sistemas de Transmisión: 0,02 MMUS$. • Costo Personal: 0,5 MMUS$. • Costo Seguros: 0,2 MMUS$. • Capital de Trabajo: 0,1 MMUS$.

d) Variables Económicas de Evaluación del Proyecto:

• Horizonte de Evaluación: 25 Años. • Tasa de Descuento Anual, WACC. 10 %. • Inversión Unidad más Sistema de Transmisión: 6 MMUS$. • Tasa para Crédito por déficit anual de Accionistas. 10 %.


• Costo Variable de Producción: 55,0 US$/MWh. • Potencia Firme Unidad, Sistema Adaptado. 8,5 MW. • Precio Potencia Firme: 6,3 US$/KW-Mes. • Tasa Impositiva: 17 %.

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