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Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para Una Planta Generadora De Energía No Despachada Centralmente Santiago de Jesús Castro Rojas Proyecto de grado de Ingeniería Industrial Director Julio Villarreal Navarro Co Asesor Alejandro Lucio Chaustre Jurado Juan Diego Ortiz Ortiz Universidad de los Andes Departamento Ingeniería Industrial Bogotá D.C. 2015
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Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para Una
Planta Generadora De Energía No Despachada
Centralmente
Santiago de Jesús Castro Rojas
Proyecto de grado de Ingeniería Industrial
Director
Julio Villarreal Navarro
Co Asesor
Alejandro Lucio Chaustre
Jurado
Juan Diego Ortiz Ortiz
Universidad de los Andes
Departamento Ingeniería Industrial
Bogotá D.C.
2015
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
2
Contenido
Introducción ..................................................................................... 3
Contextualización ............................................................................ 6
Procedimientos y Requisitos Necesarios Para el Funcionamiento de
Una Planta Generadora de Energía ................................................ 8
Primera Fase ................................................................................ 8
Segunda Fase .............................................................................. 9
Tercera Fase ................................................................................ 9
Conexión Al Sistema de Transmisión Nacional............................. 9
Licencia Ambiental ...................................................................... 10
Solicitud Diagnóstico Ambiental de Alternativas ....................... 10
Solicitud Licencia Ambiental .................................................... 11
Modelo de Gestión Financiera PNDC ............................................ 11
Descripción de la Planta Generadora ABC ................................. 12
Fuentes de Ingresos ................................................................... 13
Contratación Bilateral – OTC ................................................... 14
Bolsa de Energía ..................................................................... 15
Cargo por Confiabilidad ........................................................... 17
Análisis de Alternativas de Fuentes de Ingreso .......................... 21
Costos ..................................................................................... 21
Escenario Bolsa ....................................................................... 22
Escenario Contatos Bilaterales ................................................ 25
Introducción a una Nueva Alternativa de Cobertura Financiera .. 27
DERIVEX S.A. ......................................................................... 28
Conclusiones y Recomendaciones ................................................ 36
Bibliografía .................................................................................... 39
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
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Introducción
La energía eléctrica se ha convertido a lo largo del tiempo en un activo
fundamental para el óptimo funcionamiento de una sociedad tanto para la
convivencia del día a día de las personas de la vida cotidiana, como un recurso
fundamental para el desarrollo de procesos industriales necesarios para el
crecimiento económico de una sociedad en particular. La alta demanda de este
recurso (más de 5623 GWh durante el mes de mayo de 2015) obliga a que
existan altas fuentes de oferta para que exista un equilibrio y se puedan
satisfacer las necesidades planteadas por una población (XM S.A. E.S.P, 2015).
Alrededor del consumo de energía eléctrica en Colombia se ha planteado un
sistema para su óptimo aprovechamiento, el cual es fundamental conocer a
fondo para poder realizar un análisis sobre el impacto del mercado de energía
en el país.
El sistema eléctrico en Colombia básicamente consta de cuatro etapas
fundamentales: la generación de la energía por parte de las plantas que
producen y venden el recurso, la transmisión de la energía a plantas
transformadoras, la distribución de estas plantas del recurso a todo el país y
posteriormente la comercialización del activo (Acolgen, 2014).
Gráfico 1. (XM S.A. E.S.P, 2015)
Es importante recalcar que en Colombia la mayor fuente de generación de
energía eléctrica es la hidráulica, la cual corresponde al 65.94% de la energía
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producida, siendo el restante producido por fuentes en su mayoría térmicas (XM
S.A. E.S.P, 2015). Esto hace que la energía producida sea de una fuente pura,
la cual es ecológica y amigable con el medio ambiente, a su vez hace que el
precio de generación del recurso no sea significativo en comparación a otras
fuentes generadoras, pero a su vez la generación se ve expuesta a factores
externos decisivos como las condiciones climáticas.
Como lo explica Villarreal (2008) en su artículo académico “Incentivos y
estructura del nuevo cargo por confiabilidad en el sector eléctrico en Colombia”
en los últimos 15 años el sector de la energía eléctrica ha experimentado
procesos de reforma y reestructuración en busqueda de mayores eficiencias, lo
que ha significado la desregulación por parte del estado y la introducción de
competencia en las actividades de generación y comercialziación de la energía.
Por lo cual ha sido fundamental en Colombia la creación de una bolsa de energía,
la cual es manejada por XM, la cual es una subsidiaria de ISA, con el objetivo de
contruir una estructura competitiva del mercado energético de forma similiar a
como funcionan los mercados de capitales.
La formación del precio spot de la bolsa energía eléctrica es el resultado del
diferencial entre la oferta y la demanda, del manejo adecuado del recurso hídrico,
de la disponibilidad y el precio del gas natural y de otros combustibles, y de la
tasa de cambio (Acolgen, 2014). Básicamente los productores de electricidad
determinan la formación del precio spot a partir de su oferta, y el precio se va
ajustando según la demanda pasiva en la formación de precio, operando de
forma simultánea a manera de subasta, hasta lograr un ajuste que determina el
precio spot del activo a una hora determinada del día. Es necesario mencionar
que según la hora del día va a existir una demanda diferente, por lo cual el precio
va a variar a lo largo del día.
A pesar de que como se ha mencionado se ha establecido un mercado que
busca un mayor eficiencia para el mercado eléctrico energético en Colombia,
este cuenta con un problemas significativos pues la alta volatilidad de los precios
spot de la bolsa lo cual genera una dificultad para la asignación de los costos
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variables en sus proyecciones y esto está siendo la causa de un alto riesgo en
la desestabilización de los flujos de caja de las empresas generadoras de
energía, lo cual crea un alto riesgo de inversión de infraestructura necesaria para
el desarrollo del país. Esta alta volatilidad en los precios de la energía se debe
básicamente a tres factores fundamentales: En primera medida la energía no se
puede almacenar, lo cual dificulta el balance óptimo entre la oferta y la demanda
en tiempo real. Segundo, al Colombia ser un mercado emergente donde la
demanda diaria es dominada por el mercado regulado, se genera una
inestabilidad. Y el tercer factor es la hidro-dependencia para la generación de
energía, lo cual hace que ante la eventual aparición de fenómenos climáticos
como “El niño” o “La niña” toque recurrir a fuentes de energía más costosas.
Gráfico 2. (XM S.A. E.S.P, 2015)
Esta volatilidad tiene como consecuencia que los generadores de energía
eléctrica en Colombia, no tengan seguridad en la estructura de sus flujos futuros,
debido a la incertidumbre que proyecta el mercado, lo cual reduce
sustancialmente la cantidad de posibles inversionistas en el mercado, lo cual
mejoraría la calidad y eficiencia del producto en material de costos y de calidad.
Es por eso que como medida para reducir esa volatilidad en el precio se plantea
la introducción de instrumentos derivados, que permitan establecer una
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estabilidad en los flujos proyectados de los generados, inclusive ante cambios
bruscos en los precios de la energía, lo cual generaría la entrada de nuevo capital
y la competitividad del mercado. Esto sería la causa para que las empresas
generadoras de energía lograran una consolidación y convirtieran el mercado de
energía eléctrica en un sector altamente atractivo, que genere inclusión en la
competitividad, liquidez para el mercado, nuevas inversiones y crecimiento del
tamaño de mercado y desarrollo en infraestructura, el cual se traduce en la
construcción de nuevas plantas generadoras que impulsen el crecimiento de la
economía colombiana.
La presente tesis busca ejemplificar un modelo de gestión de riesgo financiero
para una planta térmica generadora de energía eléctrica no despachada
centralmente, para lo cual será necesario mostrar todo el procedimiento que
tiene que llevar a cabo un inversionista, desde el registro del proyecto de
generación, hasta la estructuración de los ingresos de la planta.
Lo que se busca es explorar las fuentes de ingreso que tienen estas plantas
generadoras de energía dentro del Mercado de Energía Mayorista a partir de las
negociaciones realizadas bilateralmente con comercializadores y consumidores
dentro de los mercados regulado y no regulado, y como estos generadores
pueden realizar una cobertura adecuada de su fuente de ingresos dada la alta
volatilidad del precio de la energía a raíz de los cambios climáticos del país.
A partir de la información obtenida se procederá al estudio y evaluación de
instrumentos derivados de energía utilizados en otros países, analizando el
impacto que podrían tener dentro del mercado colombiano. Después de todas
estas etapas se podrá concluir sobre la viabilidad de la implementación de estos
instrumentos en el país.
Contextualización
Para poder realizar el modelo de gestión de riesgo de una planta generadora de
energía eléctrica, es pertinente empezar describiendo los tipos de plantas
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generadoras según la reglamentación establecida en el mercado colombiano.
Como lo explica Ramírez (2014) en el trabajo “Impacto de las plantas menores
de generación en la determinación del precio Spot para el Mercado de Energía
Mayorista Colombiano” en el mercado colombiano según reglamentación existen
cuatro tipos de plantas generadoras:
Plantas Despachadas Centralmente (PDC), son plantas conectadas al
Sistema Interconectado Nacional (SIN), las cuales cuentan con una
capacidad de generación mayor a 20 MW y están obligadas a ofertar su
energía al despacho central. (CREG, 1994)
Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC), son plantas conectadas
al Sistema Interconectado Nacional (SIN), las cuales cuentan con una
capacidad de generación mayor o igual a 10 MW y menor a 20 MW, las
cuales tienen el derecho de elegir si ofertan su energía al despacho
central o no. (CREG, Resolución 086, 1996)
Plantas Auto-generadoras, son plantas administradas por personas
naturales o jurídicas, cuya intención es conectarse al Sistema
Interconectado Nacional (SIN) con el único fin de producir energía
eléctrica para satisfacer sus propias necesidades. (CREG, Resolución
084, 1996)
Plantas Cogeneradoras, son plantas administradas por personas
naturales o jurídicas, cuya intención es conectarse al Sistema
Interconectado Nacional (SIN) con el propósito de generar energía para
el consumo propio, pero a su vez para el consumo de terceros, dado que
pueden vender sus excedentes en el Mercado Eléctrico Mayorista,
siempre y cuando cumplan con todos los requisitos exigidos por la
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
Como el modelo de gestión de riesgo financiero que se va a realizar es sobre
una planta con una capacidad menor a 20 MW, todos los análisis a partir de este
momento van tener en cuenta las regulaciones correspondientes a una Planta
No Despachada Centralmente (PNDC).
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Procedimientos y Requisitos Necesarios Para el
Funcionamiento de Una Planta Generadora de Energía
Para llevar a cabo la inversión en una planta generadora en Colombia, antes de
poner en marcha el proyecto, toca tener en cuenta una serie de procedimientos
y requisitos solicitados por la Unidad de Planeación Minero Energética
pertinentes para la adecuada ejecución del mismo y la posible operación en él
Sistema Interconectado Nacional (SIN). Dado que es la única manera de que el
mercado energético se mantenga regulado y todos sus participantes puedan
proveer un adecuado uso del sistema sin perjudicar a ninguno de los actores
participantes.
Para facilitar la inscripción y el registro de generadores y cogeneradores la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), dividió el proceso en tres
fases, dentro de las cuales cada proyecto debe cumplir una serie de requisitos
para poder avanzar dentro de del proceso de registro y conexión de la planta a
la red. Como lo contempla la Resolución 638 de 2007 (UPME, 2007) las fases
con sus respectivos requisitos se dividen de la siguiente manera:
Primera Fase
Formato de Fase 1 (Documento exigido por la UPME para el registro del
proyecto a la respectiva fase).
Certificado vigente de constitución y gerencia de la entidad promotora
ante la Cámara de Comercio
Constancia de finalización de estudios de pre factibilidad, expedida por la
empresa que adelantó los diferentes estudios.
Resumen del estudio de pre factibilidad.
Copia de la carta con radicado del Ministerio de Ambiente Vivienda y
Desarrollo Territorial o la Corporación Autónoma Regional respectiva, en
donde el promotor solicita a dichas entidades si el proyecto requiere de
Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA), estudio de impacto
ambiental o no requiere ninguno de ellos.
Mapa de localización del proyecto
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Segunda Fase
Formato de Fase 2 (Documento exigido por la UPME para el registro del
proyecto a la respectiva fase).
Acto administrativo mediante el cual la autoridad ambiental, Ministerio de
Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial o Corporación Autónoma
Regional respectiva, decide sobre la alternativa presentada en el
diagnóstico ambiental de alternativas, estudio de impacto ambiental o
establece que el proyecto no requiere licencia ambiental.
Resumen del estudio de factibilidad.
Información respecto a posible esquema financiero.
Información respecto a posible esquema empresarial.
Información respecto a opciones de compra de terrenos.
Tercera Fase
Formato de Fase 3 (Documento exigido por la UPME para el registro del
proyecto a la respectiva fase).
Licencia Ambiental expedida o acto administrativo mediante el cual la
autoridad ambiental, Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo
Territorial o Corporación Autónoma Regional respectiva, decide que el
proyecto no requiere licencia ambiental.
Cronograma de ejecución del proyecto.
Información respecto a posible esquema financiero definitivo.
Información respecto a posible esquema empresarial definitivo.
Concepto de aprobación de la conexión a la red, emitido por la UPME.
Conexión Al Sistema de Transmisión Nacional
Como se observar uno de los principales requisitos expuestos en la tercera y
última fase para el registro apropiado de proyectos de generación ante la UPME
es el concepto de aprobación de la conexión a la red, el cual es a su vez emitido
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por la UPME. Como fue descrito anteriormente el sistema eléctrico nacional
consta además de la generación de otras etapas dentro de su cadena de
suministro, siendo una de las más importantes la distribución de la electricidad.
En este caso los agentes transportadores u operadores de red propietarios del
punto de conexión al cual quiere acceder la planta generadora, a los cuales toca
hacer efectiva la solicitud para lo cual se debe enviar al transportador los
estudios. Una vez el transportador haya analizado los estudios y establecido un
concepto, este remitirá el estudio, el formato tramitado y su concepto, para que
la Unidad de Planeación Minero Energética emita un concepto.
El generador deberá elaborar un estudio de alternativas de conexión e informar
a la UPME la intención de conectarse a la red, a su vez deberá presentarle al
transportador directamente implicado un estudio de conexión del proyecto que
quiere ejecutar (UPME, n.d.), el cual debe contener los siguientes análisis:
Análisis Eléctrico, el cual debe contemplar análisis de flujos de carga,
corto circuito y estabilidad.
Análisis económico de las distintas alternativas, el cual debe incluir la
recomendación final de cuál debería ser la mejor opción.
Licencia Ambiental
Otro de los requisitos esenciales para completar el registro de una planta
generadora ante la UPME, es la obtención de una licencia ambiental que
respalde la ejecución del proyecto, teniendo en cuenta que la generación de
energía es una actividad que puede impactar el medio ambiente.
Dependiendo de la magnitud del proyecto que se quiere ejecutar la licencia
puede ser solicitada al Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial
si el proyecto de generación excede los 100 MW de capacidad, de lo contrario el
trámite debe realizarse a través de la corporación autónoma regional de la zona
(CREG, 2008).
Solicitud Diagnóstico Ambiental de Alternativas
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El primer paso para poder expedir la licencia es la solicitud de la necesidad de
un Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA) el cual tiene como objetivo dar
a conocer toda la información y presentar las opciones que se contemplan para
poder desarrollar el proyecto, para poder evaluarlas y compararlas con el fin de
escoger la más apropiada. Cada una de las opciones presentadas, como lo
contempla la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA, 2015), deberá
tener en cuenta:
El entorno geográfico, con sus características ambientales y sociales
Análisis comparativo de los efectos y riesgos inherentes a la obra o
actividad
Posibles soluciones y medidas de control y mitigación para cada una de
las alternativas.
Solicitud Licencia Ambiental
Una vez la autoridad ambiental a la cual se le haya solicitado el Diagnostico
Ambiental de Alternativas, se procede a solicitar la licencia ambiental, para lo
cual toca aprobar un Estudio de Impacto Ambiental sobre la alternativa
seleccionada. Una vez aprobado este trámite podrá ser otorgada la licencia
ambiental y de esta manera poder avanzar con el registro del proyecto de
generación ante la UPME.
Modelo de Gestión Financiera PNDC
Una vez cumplidos con todos los requisitos contemplados por los Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG) y por la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME) se puede proceder a hacer un modelo de gestión de riesgo
financiero para el tipo de planta que se piensa gestionar en donde se tengan en
cuenta los flujos de efectivo que la planta estaría en condiciones de producir
según el comportamiento del mercado. Es importante mencionar que los análisis
a realizar solo van a tener en cuenta ingresos y egresos por concepto de ventas
que produzca la planta a partir de su generación de energía y el uso de otros
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instrumentos financieros que le permitan tener una estabilidad en sus flujos,
disminuyendo la volatilidad.
En este se modelo se tienen que tener claro la fuente de ingresos que puede
tener una planta no despachada centralmente según la regulación existente en
el mercado y los costos de producción que a su vez afrontará a lo largo de su
vida útil, estructurando una serie de portafolios de opciones de generación de
ingresos según las diferentes alternativas presentadas. La idea es introducir
cada una de las alternativas creando portafolios de referencia, para analizar a
fondo cada opción y concluir acerca de su impacto en la creación de flujos
positivos, con el objetivo de al final conformar una estrategia que permita
combinar las alternativas de manera eficiente maximizando la fuente de ingresos
y a la vez logrando disminuir la ya mencionada volatilidad que presenta el
mercado, la cual si no se trata de manera adecuada puede llegar a tener
repercusiones importantes en la viabilidad del proyecto.
Descripción de la Planta Generadora ABC
Para el análisis planteado en este proyecto se contó con la colaboración de una
planta de generación térmica, la cual funciona a gas, la cual para efectos del
documento va a ser reconocida como ABC.
Como se ha mencionado previamente es una planta que según la Resolución 86
de 1996 de la CREG es catalogada como una Planta No Despachada
Centralmente (PNDC), puesto que cuenta con una capacidad de generación de
19.5 MW de potencia.
El primer paso importante para empezar a definir la estructura de ingresos de la
planta es establecer la cantidad de energía que está en condiciones de generar.
Es de vital importancia recalcar que la energía es un bien que no se puede
almacenar, por lo que todo lo que se produce en condiciones ideales tiene que
ser vendido.
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Una planta de generación térmica no es 100% eficiente, es decir que su
generación de energía eléctrica nunca va a ser igual a la capacidad mencionada,
por un lado porque parte de esa energía se pierde durante la generación y la
segunda y más importante porque es muy difícil que la planta siempre este
trabajando a pleno, es decir las 24 horas del día de los 30 días que tiene un mes.
En una planta de generación eléctrica se conoce como factor de planta, el
cociente entre la energía real que genera la planta durante un periodo que se ha
establecido como un mes, y la energía que esta hubiera generado en caso de
trabajar a tope y estar prendida durante todo el mes, sin descanso. Por
experiencia y por datos históricos de la generación y de las ventas de la planta
ABC dentro del Mercado de Energía Mayorista (MEM) colombiano, los asesores
recomendaron utilizar un factor de planta del 80% para el efecto de los cálculos
a realizar.
De esta manera la generación real esperada de la planta en un mes de
producción se podría establecer de la siguiente manera:
𝐸(𝐴𝐵𝐶) = 19.5 𝑀𝑤 ∗ 30𝑑í𝑎𝑠
𝑚𝑒𝑠∗ 24
ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
𝑑í𝑎∗ 80%
𝐸(𝐴𝐵𝐶) = 11 232𝑀𝑤ℎ
𝑚𝑒𝑠
𝐸(𝐴𝐵𝐶) = 11,232𝐺𝑤ℎ
𝑚𝑒𝑠
Lo que se busca es encontrar la capacidad de generación de la planta a tope,
prendiéndola los 30 días de un mes, las 24 horas del día y multiplicar eso por el
factor definido anteriormente para encontrar el valor esperado de la generación
real de un mes. El conocimiento de la generación real esperada es fundamental
para con base en ese número poder pronosticar los flujos de efectivo, según las
diferentes alternativas de ingreso, que tendrá la planta a través de los 5 años del
horizonte de planeación.
Fuentes de Ingresos
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Una vez establecido el valor esperado de la generación real de la planta de
generación ABC en un mes de producción se puede proceder a la descripción
de las posibles fuentes de generación de ingreso por ventas que puede llegar a
tener la planta.
Contratación Bilateral – OTC
Los contratos bilaterales son compromisos adquiridos entre los generadores y
los comercializadores, para vender y comprar respectivamente cantidades de
energía determinadas, dentro de las cuales las dos partes involucradas se
encargan sin restricción de llegar a un acuerdo en el precio y las condiciones del
contrato.
Estos son una medida de negociación de largo plazo, bajo la cual las plantas
eléctricas pueden negociar la energía generada dentro de un horizonte de
planeación amplio y a su vez con la ventaja de que pueden conseguir una
estabilidad de sus flujos, porque al pactar un precio establecido logran un
cubrimiento de sus ingresos minimizando la exposición a los precios de energía
spot que dicte el mercado. Dentro del mercado colombiano aproximadamente el
65% de la energía generada es vendida dentro del marco de los contratos
bilaterales pactados a largo plazo, mientras que el restante 35% de la energía
es negociado en el mercado de contado (Chaustre Lucio, 2012).
Básicamente estos contratos se pueden describir según la teoría de los
derivados como un contrato Forward, pues estos se pueden definir como una
transacción en la que el comprador y el vendedor acuerdan la entrega de una
determinada cualidad y cantidad de activo en una fecha futura determinada,
donde el precio se fija por adelantado (UK Reuters Limited, 1999). En donde el
generador toma una posición corta y el comercializador una posición larga en
energía.
El tipo de contrato que se realice depende si el usuario final de la energía
pertenece al Mercado Regulado o al Mercado No Regulado. Para el Mercado
Regulado el contrato se rige bajo las estipulaciones de sana competencia entre
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los generadores que le garanticen un precio eficiente al usuario final, para lo que
los comercializadores realizan convocatorias públicas entre los generadores y
asignan la demanda que necesitan cubrir a través de subastas de sobre cerrado,
donde el precio del contrato se establece como el menor precio ofertado. Por
otro lado dentro del Mercado No Regulado, las dos partes involucradas son las
que definen las condiciones a través de negociaciones. Por lo general son
contratos que tienen un mínimo de duración de un año y donde el precio se
establece según los diferentes indicadores del mercado, este contempla los
costos mínimos de producción e históricamente una prima sobre el precio spot,
por el hecho de intercambiar la volatilidad del mercado por un precio constante.
Aunque usualmente suelen tener una parte fija y otra variable, la cual esta
indexada al precio de bolsa en la cual se maneja un esquema donde se
determina un precio techo (máximo) y un precio (mínimo) de liquidación, el cual
genere un beneficio a ambas partes.
Los contratos que se realicen deben ser registrados ante el administrador del
MEM, en donde las dos partes estipulen mutuo acuerdo para:
Cantidad de generación y cantidad demandada por el comercializador
Precio
Garantías establecidas entre las dos partes para el cumplimiento del
contrato
Método de pago
Es importante mencionar que un agente generador de energía tiene la opción de
negociar un contrato bilateral directamente con un usuario no regulado que este
registrado en el MEM, sin necesidad de tener contacto con un agente
comercializador. Estos contratos tienen una prima sobre el precio que
normalmente se manejan entre generadores y comercializadores, debido a que
la atención va a ser directa sin necesidad de intermediación de un tercero, pero
adicionalmente toca incurrir en usa serie de obligaciones adicionales.
Bolsa de Energía
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
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Por otro lado la bolsa de energía, es la alternativa que tienen generadores y
comercializadores de negociar energía en el mercado spot o de contado, en otras
palabras en el corto plazo. Este es un mercado que dadas las regulaciones
establecidas es exclusivo para los miembros del Mercado de Energía Mayorista,
es decir los generadores y comercializadores registrados, los cuales juegan un
papel fundamental en la formación del precio.
Para la determinación del precio de la energía el cual se establece de forma
horaria se utiliza una subasta de una sola punta donde los generadores declaran
su disponibilidad de energía para cada hora del día y a su vez el precio por el
cual piensan ofertarla. El precio ofertado por el generador es un reflejo de los
costos variables de producción y del costo de oportunidad asociado a la
percepción de riesgo y a la incertidumbre. En el caso de una planta térmica como
la ABC, la oferta de precio tiene los siguientes componentes:
Percepción de riesgo
Eficiencia térmica
Costos de operación y mantenimiento
Costo de combustible
Costo de arranque y parada
Teniendo en cuenta las ofertas más económicas se va realizando la asignación
de energía para ser despachada a cada hora del día, según la demanda que es
representada por un agente comercializador.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
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Gráfico 3. (Chaustre Lucio, 2012)
El precio al que se asigna el último recurso de energía que cumpla con la
demanda del mercado a una hora determina del día se le conoce como precio
de bolsa de esa hora especifica del día y es al precio al cual serán remunerados
todos los demás recursos previamente asignados durante la subasta. Como se
mencionó anteriormente las Plantas Despachadas Centralmente están obligadas
a ofertar su energía al despacho central, mientras que las Plantas No
Despachadas Centralmente pueden hacerlo sin que sea una obligación, por lo
cual juegan un papel clave para la conformación del precio (Ramírez, 2014).
El precio de bolsa históricamente como se ha comentado anteriormente ha sido
muy volátil, es una alternativa para los generadores para vender excedentes de
energía que no hayan sido asignados a través de los contratos bilaterales, o para
poder comprar energía para poder cumplir con sus contratos en caso de no
alcanzar a generar la energía establecida previamente con el agente
comercializador.
Cargo por Confiabilidad
Como se mencionó anteriormente la alta volatilidad del precio spot de la energía
eléctrica tiene como consecuencia principal la inestabilidad de los generadores,
pues la alta variabilidad de los precios hace que no se puedan proyectar los
costos variables en sus flujos, y esto resulte en malas decisiones estratégicas
que puedan ser alta mente perjudiciales para la inversión.
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Gráfico 4. (XM S.A. E.S.P, 2015)
Es por eso que fue totalmente necesario buscar una vía alterna, para de alguna
manera lograr una cobertura de los ingresos a través de un esquema de
remuneración estable y constante que les permitiera a los generadores hacer
viables sus inversiones y de esta manera poder atender la demanda de manera
eficiente, a pesar de estar en condiciones críticas de abastecimiento, como un
fenómeno del “niño”, donde la energía es escaza debido a la carestía de recursos
hídricos. Es por eso que nace el Cargo por Capacidad, el cual a pesar de
funcionar por un tiempo, no era totalmente eficiente dado que la variable que
brindaría confiablidad al usuario del sistema no era precisamente la capacidad
de las plantas, si no su energía firme, como bien dice Villarreal (2008) es la
habilidad de entregar energía en periodos de escasez.
A partir de esto nace el cargo por confiabilidad, el cual fue establecido en la
Resolución 71 de 2006, por la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG), el cual es un mecanismo de mercado que reduciría el riesgo de los
generadores y a la vez mejoraría la confiabilidad del sistema, resultando en
energía eléctrica confiable a mínimo costo para los consumidores. A su vez
busca que encontrar una fuente de estabilidad para los ingresos, aumentara la
inversión en plantas de generación, de esta manera mejorando la competitividad
del mercado, todo en busca de un producto más eficiente y como contra parte el
crecimiento de la economía. A pesar de haber cambiado el mecanismo de
mercado el Cargo por Confiabilidad, conservo los mecanismos de liquidación y
recaudo que funcionaron a cabalidad durante el Cargo por Capacidad.
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El producto que va detrás del Cargo por Confiablidad son las Obligaciones de
Energía en Firme, las cuales se pueden describir como un compromiso de los
generadores, los cuales a cambio de una ingreso fijo, se comprometen a
garantizar la generación de su ENFICC (energía firme para cargo por
confiabilidad), en periodos críticos de abastecimiento, lo que garantiza
confiablidad para el sistema a un precio eficiente y competitivo, el cual no se verá
afectado tan drásticamente por las condiciones climáticas.
Analizando las OEF desde el marco de la teoría de opciones, estas funcionan
como una opción call, cuyo subyacente en este caso es la energía firme que el
proveedor este en capacidad de generar (ENFICC).
La prima de la opción sería el valor del cargo por confiabilidad que se le asigna
a los generadores a través de una subasta de reloj descendente, donde los
generadores ofertan su energía firme según los precios que van resultando en la
subasta, en el momento en que la energía ofrecida sea igual a la demanda del
mercado, se cierra la subasta y se les asignan las obligaciones a los generadores
según lo ofertado, al precio bajo el cual cerro la subasta.
Gráfico 5. (XM S.A. E.S.P, 2015)
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El precio de ejercicio de las obligaciones va a equivaler al Precio de Escasez, el
cual es un precio estipulado por la CREG con anterioridad, según parámetros
fijados en la Resolución 71 de 2006 (CREG, 2006). La opción será ejercida en el
momento en que el precio de bolsa de la energía supere durante alguna hora del
día el precio de escasez. Los generadores tienen una posición corta, pues
reciben prima, mientras que los agentes del mercado tienen una posición larga,
pues pagan prima, pero tienen el derecho de ejercer la opción en caso de que
haya desabastecimiento de energía.
Cargo por Confiabilidad Para Plantas No Despachadas Centralmente
En esta tesis se va a hacer énfasis en el cargo por confiablidad para las Plantas
No Despachadas Centralmente, debido a que el modelo de gestión de riesgo
financiero se va a hacer para una planta menor con capacidad inferior a los 20
MW. Según el Artículo 56 de la Resolución 71 de 2006, aquellas PNDC que
tengan contratos de venta de energía en el Mercado de Energía Mayorista se
benefician del cargo por confiabilidad y por lo tanto en caso de que durante al
menos una hora del día el Precio de Escasez supere el precio de bolsa, deberán
producir su ENFICC diaria, la cual tuvo que haber sido declarada previamente.
Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa sea superior al
Precio de Escasez y la Planta no Despachada Centralmente tenga contratos de
venta de energía a Precio de Bolsa de conformidad con la regulación vigente, el
precio del contrato será igual al Precio de Escasez (CREG, 2006).
Liquidación y Recaudo del Cargo Por Confiabilidad
A la hora de la liquidación y recaudo para el cargo por confiablidad hay que tener
en cuenta dos valores a calcular que son fundamentales: el Costo Equivalente
Real de Energía (CERE) y el Costo Equivalente de Energía (CEE). El primero es
utilizado para efectos de la facturación y liquidación y el segundo es usado para
efectos de cotización de bolsa, siendo el precio mínimo con el cual se puede
abrir una jornada.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
21
Para las Plantas No Despachadas Centralmente para el cálculo del CERE se
tiene en cuenta únicamente las ventas realizadas en bolsa, por lo cual las ventas
a través de contratos bilaterales que se hagan no se ven impactadas por este
ítem, funcionando como un incentivo para que las plantas menores generen
como mínimo su ENFICC, siguiendo con el orden de brindarle mayor confiablidad
y estabilidad al mercado, la cual es la consigna principal.
El valor a distribuir a los generadores por concepto de Cargo por Confiabilidad
equivale a la suma de la Remuneración Real Individual Diaria de todo el mes
para cada unidad de generación. Y el valor a recaudar equivale al producto entre
el Costo Equivalente Real de Energía (CERE) y las ventas realizadas en bolsa
durante el mes, para las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC).
Con el valor para recaudar y el valor a distribuir de cada planta se calcula un
valor neto, que equivale a la diferencia entre del valor a distribuir y el valor a
recaudar. En caso de que esta expresión sea positiva, se generará un saldo a
favor del generador, en caso contrario se creara un cobro al mismo.
Análisis de Alternativas de Fuentes de Ingreso
Lo que se busca a continuación es buscar la conformación de unos escenarios
de referencias que puedan ser evaluados y sirvan como base para la
estructuración de un portafolio eficiente que maximice el flujo de efectivo de la
planta y a su vez logre una reducción considerable de la incertidumbre que se
observa en el mercado de energía.
Costos
Para el análisis de los diferentes escenarios se va a usar un valor esperado del
costo de generación de un kilovatio-hora para la planta de generación. El valor
que se define como un costo incremental variable se toma como referencia con
base en rendimientos históricos y se soporta en la opinión de los asesores
expertos.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
22
El costo de generación suele oscilar entre un rango de 100 y 130 kwh para una
planta térmica a gas, como la ABC. Pero el valor esperado del costo se define
como 117 kwh, el cual además de ser congruente con los datos históricos
obtenidos, es un valor que sirve como referencia, pues primero se sitúa como un
punto intermedio en caso de que el precio suba o baje drásticamente, al final
siempre va a converger al valor esperado y segundo es establecido como un
referente de mercado dentro de los generadores a la hora de hacer las modelos
de gestión de riesgo de las plantas.
Este costo de 117 kwh se ajusta en base a tres componentes. El primero el costo
por kwh correspondiente a la utilización de los diferentes equipos en la planta,
después el costo por kwh correspondiente a la conexión de la planta al Sistema
Interconectado Nacional dependiendo del operador del punto de contacto a la
red y por último y más importante para una planta térmica el costo
correspondiente al consumo de gas necesario para la generación. El contrato
que maneja la planta ABC es uno de tipo take or pay, donde la planta se
compromete con su proveedor a pagarle el gas que ha sido pactado a través de
un contrato en caso de que este se consuma o no. Es por esto que la planta
buscará estar en actividad la mayor parte de su tiempo, produciendo energía
firme dado que aun así no produzca, por el tipo de contrato este rubro va a tener
un impacto directo dentro de la estructura de ingresos de la planta.
Para la evaluación de las alternativas a través del horizonte de planeación a este
ítem es necesario hacerle un ajuste por concepto de inflación en el tiempo a
causa de los renglones mencionados anteriormente que componen la
conformación del costo, para que su valor sea un estimado más representativo
de los flujos futuros.
Escenario Bolsa
En el primer escenario se busca analizar el desempeño de los flujos de caja de
la planta ABC bajo una exposición del 100% de su generación al mercado del
contado, rigiéndose por el precio de bolsa spot de energía.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
23
Para la proyección de los flujos es importante hacer una proyección del
comportamiento del precio de la energía para el horizonte de evaluación del
escenario. Como plantea Villarreal (2008) en la teoría para modelar el
comportamiento del precio de la energía se suelen utilizar modelos como:
movimientos brownianos geométricos, procesos de reversión a la media y
procesos de reversión con saltos de Poisson, pero dadas las características del
mercado energético colombiano, el cual es hidro-dependiente y como se ha
mencionado anteriormente se ve afectado por cambios climatológicos como el
fenómenos del niño o de la niña, ninguno de los modelos mencionados se ajusta
de manera correcta a su comportamiento (Villarreal Navarro & Córdoba de la
Rosa, 2008).
Es por eso que se optó por utilizar un promedio histórico de los precios de bolsa
versión TX1, los cuales se definen como el promedio ponderado del precio de
bolsa de todas las horas de un mismo día, como mejor estimador del
comportamiento de la energía en un periodo de 5 años. Para que la serie a
analizar tuviera validez se contempló un periodo de 10 años, dentro de los cuales
el precio ha tenido muchas altas y bajas y ha atravesado por varios fenómenos
climatológicos que tuvieron un alto impacto en la estructura de precio de la bolsa.
Tabla 1. Elaboración propia, datos XM (2015)
Como se esperaba el precio de bolsa en el periodo de análisis tuvo una
volatilidad muy marcada ($63.58 por kwh). El precio máximo tuvo un pico de
$381.74 por kwh y fue registrado en mayo del 2014, mientas que el precio
mínimo fue $44.42 por kwh y fue registrado en mayo de 2012. Se puede
evidenciar que los fenómenos climatológicos no son estacionales y son difíciles
de predecir, dado que en el año 2012 se puede evidenciar un fenómeno de la
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
24
niña, pero dos años más tarde por la mima época se puede identificar un
fenómeno del niño, lo cual genera un comportamiento en el precio de bolsa
totalmente opuesto.
Es importante tener en cuenta que según la regulación del mercado de energía
descrita anteriormente las ventas en bolsa generan un valor a recaudar por
concepto de cargo por confiabilidad de una Planta No Despachada
Centralmente, cuya liquidación equivale al producto entre el Costo Equivalente
Real de Energía y los kwh vendidos en bolsa, a los valores obtenidos por
concepto de venta es necesario restarles este valor y volver a calcular los
ingresos totales. Para el análisis de este escenario se va a utilizar el valor spot
del CERE.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑎 𝑅𝑒𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑟 𝑃𝑁𝐷𝐶 = 𝐶𝐸𝑅𝐸 ∗ 𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝐵𝑜𝑙𝑠𝑎
Para el estimador del precio de la energía calculado como el promedio aritmético
de los precios TX1 por 10 años, se diseñó una simple estructura de costos, en la
cual el ingreso por kwh equivaldría al precio de venta de bolsa menos el costo
variable esperado de generación, este valor iba a ser multiplicado por el número
de kwh que se iba a generar en un año determinado, para obtener las ganancias
proyectadas para un año de producción. Cabe recalcar que este análisis es
aplicable para cualquier año dentro de un horizonte de análisis de viabilidad del
proyecto, debido a que tanto los ingresos por ventas como los costos al cabo de
los años se ven impactados por el Índice de Precios del Productor (IPP), por lo
que se pueden cancelar entre sí.
Tabla 2. Elaboración propia, datos XM (2015)
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
25
Tabla 3. Elaboración propia, datos XM (2015)
Después de realizar el ejercicio teniendo en cuenta la recaudación por concepto
de cargo por confiabilidad, se puede observar que el escenario no es muy
alentador dado que arroja pérdidas significativas, para alcanzar punto de
equilibrio el precio de bolsa debe ser superior a $157. El análisis se hace con
una visión a los precios de largo plazo, es verdad que en la actualidad el precio
oscila entre los $180 y $200 por kwh, pero como se ha venido mencionado el
precio puede cambiar a raíz de un reporte de fenómeno de la niña, donde los
precios caerían dramáticamente y las perdidas serian aún mayores a las
registradas en el análisis.
Escenario Contratos Bilaterales
En el primer escenario se busca analizar el desempeño de los flujos de caja de
la planta ABC bajo una asignación del 100% de su capacidad de generación de
energía a contratos bilaterales pactos con comercializadores para cubrir la
demanda del mercado no regulado.
Como los contratos pactados son a largo plazo, se recurrió a los precios
históricos de los contratos para el mercado no regulado, pero se utilizó el precio
promedio spot, el cual está en $124.92 para fijar un análisis a futuro. Tal como
en el escenario anterior este análisis es aplicable para cualquier año dentro de
un horizonte de análisis de viabilidad del proyecto, debido a que tanto los
ingresos por ventas como los costos al cabo de los años se ven impactados por
el Índice de Precios del Productor (IPP), por lo que se pueden cancelar entre sí.
Contrario al escenario anterior la regulación cobija las ventas a través de
contratos para las Plantas No Despachadas Centralmente, otorgándoles el valor
del CERE, para cada venta que realicen a través de esta alternativa, pues están
incentivando la confiabilidad del sistema a través del CxC.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
26
Tabla 4. Elaboración propia, datos XM (2015)
Tabla 5. Elaboración propia, datos XM (2015)
A pesar de que este escenario proyecta ganancias, si se remite a un índice de la
estructura de costos se puede llegar a la conclusión de que a pesar de ser una
opción atractiva y menos fluctuante que el precio de bolsa, el margen de
rentabilidad del casi 7% reportado en este análisis está lejos de los 20% que
esperan en la planta ABC.
Después de hacer el análisis de los dos primeros escenarios de referencia
propuestos anteriormente, podemos darnos cuenta que dada la alta volatilidad
del mercado de energía si se conformara un portafolio vendiendo energía a
través del mercado de contado y de contratos bilaterales, la situación no es muy
alentadora para una Planta No Despachada Centralmente. Es verdad que a partir
de los contratos no se proyectan perdidas, pero no se obtiene la rentabilidad
deseada por los generadores para poder llevar a cabo el proyecto. Por otro lado
hay que tener en cuenta un aspecto muy importante a la hora de llevar a cabo
los contratos de energía, es que la tendencia es que últimamente estos contratos
no se pactan a un precio fijo, si no que se incluye un componente variable el cual
es indexado a bolsa, lo cual causa los deja expuestos a una mayor incertidumbre
y sin oportunidad de realizar una cobertura total de sus fuentes de ingresos.
Es verdad que la curva del precio de bolsa de energía de los últimos 3 años
siempre ha estado por encima de los precios de los contratos bilaterales, como
se puede observar en la gráfica 4, por lo cual en teoría sería atractivo para el
agente generador que los contratos que se pactan con el comercializador
estuvieran expuestos al mercado spot. Pero mirándolo desde dos puntos de
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
27
vista, no resulta del todo atractivo. Primero, el objetivo de generar un modelo de
gestión de riesgo para un generador es lograr una cobertura adecuada de sus
flujos, bajo la cual este pueda realizar sus proyecciones conociendo con gran
probabilidad como se van a comportar sus ingresos, y no especular con los
precios de mercado pues no es el objetivo social de su negocio. Por otra parte
hay que remitirse a lo mencionado anteriormente, donde se hace énfasis de que
el precio de la energía no es tendencioso, y no se puede pronosticar, hay que
mirar el comportamiento del precio antes del 2012, donde alcanzo a tocar fondo
con un precio de casi $45 kwh.
Introducción a una Nueva Alternativa de Cobertura Financiera
Como se mencionó anteriormente a la hora de negociar un contrato bilateral el
agente generador tiene la oportunidad de hacerlo directamente con un usuario
del mercado no regulado siempre y cuando este esté inscrito en el MEM,
inclusive con la oportunidad de vender la energía a un precio superior que
negociándola con un agente comercializador. El problema de esta estrategia es
que al agente generador tendría que incurrir en usa serie de obligaciones y por
ende en costos asociados a actividades que no hacen parte del objeto social de
sus negocio.
Al atender directamente al usuario no regulado el agente generador a precio de
mercado tiene derecho a un incremento en el contrato de $35 kwh, pero a su vez
tiene que cumplir con el papel del agente comercializador, convirtiéndose en una
especie de Empresa de Servicios Públicos (ESP). Tiene que entrar a establecer
una línea de servicio 01 8000, facturación de la energía que este consume,
servicio de telemedida por ser una planta de generación a gas e inclusive un
departamento de PQR (Peticiones, Quejas y Reclamos). Todas esas
obligaciones se convierten en una carga operativa para el agente generador, lo
que al final hace que esta alternativa además de ser poco atractiva, no sea del
todo rentable.
Por otro lado como se mencionó anteriormente a raíz del alza que ha tenido el
precio de bolsa de energía en los últimos 3 años, los contratos bilaterales han
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
28
dejado de ser pactados a un precio fijo como regularmente se hacía, para pasar
a dejar una parte del precio indexada al comportamiento del precio del activo
subyacente desde un 20 hasta inclusive un 100%. Esto se ha convertido en un
problema para los usuarios del mercado no regulados e inclusive los usuarios
del mercado regulado, debido a que el comercializador a su vez transfiere esa
volatilidad al usuario final, causando que este tenga una inestabilidad en la
proyección de sus costos, lo que es altamente perjudicial para estos.
Es por esta razón que los usuarios del mercado no regulado estarían dispuestos
a pagar un precio mayor por sus contratos, con la condición de que los
comercializadores o generadores le brinden la posibilidad de realizar una
cobertura adecuada de sus costos. Ahí es donde la nace la necesidad de la
generación de un instrumento financiero que lograra la reducción del riesgo de
precio fijando el precio de la energía en el corto y el mediano plazo y permitiera
la gestión activa, en especial de los usuarios finales que no cuenta con más
alternativas que aceptar condiciones de la volatilidad del mercado, causada entre
otras por las condiciones climáticas y el suministro de gas. Condiciones que no
deberían ser del total interés para el usuario, pues no corresponde al objeto
social de sus negocios y además es un problema cuya gestión debe ser un
inherente a los operadores del sector eléctrico (Lucio Chaustre, 2015).
DERIVEX S.A.
Por iniciativa de la Bolsa de Valores de Colombia y XM, el operador del mercado
eléctrico en Colombia y a su vez filial de ISA, en el año 2010 se creó un mercado
de derivados energéticos en el país, que permitiera a los agentes del mercado
mayorista, como a los usuarios finales lograr una cobertura financiera de sus
flujos, mediante la fijación del precio de la energía tanto en el corto (mínimo 1
mes) como en el mediano plazo (máximo 1 año).
El objeto social de esta empresa es la administración de un sistema de
negociación de operaciones sobre instrumentos financieros derivados que
cuenten con la calidad de valor en los términos de los parágrafos 3 y 4 del artículo
2 de la ley 964 de 2005, cuyos activos subyacentes sean energía eléctrica, gas
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
29
combustible y/u otros commodities energéticos y de registro de operaciones
sobre dichos instrumentos (Derivex S.A., 2012).
Para entrar en contexto un derivado se puede definir como un instrumento
financiero que su valor se deriva de un activo subyacente básico y líquido. Los
mercados derivados en el mundo se caracterizan por ser bastante exitosos,
debido a la cantidad de inversionistas a los que pueden atraer y a liquidez
característica del mercado, lo cual lo convierte en algo muy atractivo. Los
inversionistas que utilizan derivados se caracterizan por utilizar tres tipos de
actividades en el mercado: arbitraje, especulación y cobertura. Según el ideal del
proyecto lo que se busca es un actividad de cobertura que se puede interpretar
como el uso de estos instrumentos para reducir el riesgo al que se enfrentan
debido a movimientos potenciales del precio del activo subyacente en el futuro,
debido a la variabilidad de los mercados (Hull, 2012).
La idea de Derivex es poder operar como cualquier bolsa de futuros en el mundo,
en la que sus funciones principales son:
Determinación de las reglas de mercado
Seguimiento y control del cumplimiento de las reglas del mercado
Estructuración de productos derivados energéticos
Definición de servicios de información
Administración de servicios de información
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
30
Gráfico 6. (Chaustre Lucio, 2012)
Como todas las bolsas de futuros, cuenta con el apoyo de una cámara de
compensación, en este caso la Cámara de Riesgo Central del Contraparte
(CRCC), cuya objetivo principal es el de intermediar las operaciones del
mercado, haciéndose responsable de las posiciones de cada contraparte. Las
funciones que le corresponden son:
Gestionar el riesgo de cada contraparte
Definir límites de operación y posición
Netear el riesgo de las operaciones
Administrar garantías
Liquidar diariamente las posiciones
En general Derivex fue establecido como un mercado para el uso de todos
agentes del mercado con exposición al precio spot de la energía, para usuarios
del mercado regulado, para agentes del sector financiero y en general para
cualquier persona con interés de invertir en energía sin riesgo de contraparte
(Derivex S.A., 2012).
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
31
Contrato de Futuro de Electricidad Mensual
A partir de la creación del mercado de derivados energéticos, se configuro el
primer futuro de electricidad en el país, conocido como el ELM o ELS
dependiendo del tamaño del contrato. El subyacente del futuro iba a ser el precio
promedio ponderado de la energía de todas las horas de un día, o precio TX1.
Es un contrato que se caracteriza por ser de liquidación financiera, es decir que
al finalizar el contrato no se hace entrega de ningún bien físico, solo existe una
compensación financiera de las partes involucradas.
Tabla 6. (Derivex S.A., 2012)
El precio del contrato se asemeja al valor de mercado que le puede ofrecer un
agente generador a un usuario del mercado no regulado con la diferencia de que
no tiene que atenderlo e incurrir en las obligaciones que conlleva. A precio de
mercado equivaldría al promedio del valor negociado en un contrato bilateral con
un agente comercializador, más una prima que a valor de mercado está
alrededor de $35 kwh, por el hecho de eliminar la incertidumbre en los flujos y
fijar un precio a corto y mediano plazo.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
32
Gráfico 7. (Lucio Chaustre, 2015)
La gráfica 7 muestra el desempeño histórico del precio del futuro de electricidad
contra el precio histórico spot de la energía en los últimos 5 años. Es un precio
que es menos volátil que el precio spot de la energía, tiene un comportamiento
similar al de los contratos bilaterales a través del tiempo, los cuales a pesar de
cambios drásticos en el clima no sufren modificaciones significativas (Villarreal
Navarro & Córdoba de la Rosa, 2008).
Ejercicio de Cobertura de Precio para un Agente Generador
El contrato de electricidad es un instrumento muy sencillo cuyo único objetivo es
la fijación de precio para eliminar la incertidumbre con respecto a al precio spot
de la energía. Es útil para todos los agentes del mercado, pero como se está
realizando la gestión de riesgo financiero para una planta generadora de energía,
todos los análisis van a ser enfocados hacia la cobertura de un generado.
Supongamos que un agente generador tiene energía que no asigno a través de
contratos en el mercado bilateral y queda expuesto a la volatilidad del precio
spot.
Este tiene la opción de vender esa energía en el contado, pero a su vez realizar
una cobertura de precio a través de un contrato futuro de electricidad. Toma una
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
33
posición corta tanto en el contado, como en Derivex, con el objetivo de fijar un
precio, como se explica a continuación:
𝐼 = {𝑆𝑖 𝑃𝐵 < 𝐸𝐿𝑀 ⇾ (𝐸𝐿𝑀 − 𝑃𝐵)
𝑆𝑖 𝑃𝐵 > 𝐸𝐿𝑀 ⇾ (𝑃𝐵 − 𝐸𝐿𝑀)
𝑈 = 𝑃𝐵 + 𝐼
𝑈 = 𝐸𝐿𝑀
Donde:
𝑃𝐵: 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎 𝑇𝑋1
𝐸𝐿𝑀: 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑
𝐼: 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜
𝑈: 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑒𝑡𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑗𝑒𝑟𝑐𝑖𝑐𝑖𝑜
Para explicar la cobertura del futuro de electricidad se va a utilizar un ejemplo.
Se parte de la suposición de que una planta generadora le sobra 1 Gwh de
energía, la cual no fue asignada en los contratos bilaterales y por ende queda
expuesto aprecio de bolsa. Por lo cual decide realizar una cobertura del precio a
través de Derivex, donde toma una posición corta en contrato por electricidad a
un precio de $150 por un mes a la misma vez que vende su energía en el
mercado de contado.
Si al finalizar el contrato el precio de energía mensual TX1 es igual a $120.54
entonces:
Tabla 7. Elaboración propia, datos XM (2015)
Si al finalizar el contrato el precio de energía mensual TX1 es igual a $174.83
entonces:
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
34
Tabla 8. Elaboración propia, datos XM (2015)
En cualquiera de los dos escenarios el neto de la operación de cobertura para el
generador va a ser igual a $150 Millones, por lo que a fin de al final se termina
vendiendo la energía al precio fijado a través del futuro
𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 ($/𝐾𝑤ℎ) =$150 𝑀𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
1000000 𝑘𝑤ℎ
𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 ($/𝐾𝑤ℎ) = $150 𝑘𝑤ℎ
Escenario Derivex
Se busca plantear un escenario en el cual se analizase el desempeño de los
flujos de caja de la planta ABC bajo una exposición del 100% de su generación
al mercado del contado, pero realizando una cobertura a través de contratos
futuros de electricidad que permitan fijar el precio.
El precio bajo el cual se va a realizar el análisis se va a definir como el valor
promedio de los contratos bilaterales en el Mercado de Energía Mayorista más
una prima que se va a cobrar por garantizar la cobertura de los flujos. El precio
de la prima según las condiciones del mercado y consulta a expertos se
establece en $35.
Como en los escenarios anteriores este análisis es aplicable para cualquier año
dentro de un horizonte de análisis de viabilidad del proyecto, debido a que tanto
los ingresos por ventas como los costos al cabo de los años se ven impactados
por el Índice de Precios del Productor (IPP), por lo que se pueden cancelar entre
sí.
Tabla 9. Elaboración propia, datos XM (2015)
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
35
Tabla 10. Elaboración propia, datos XM (2015)
A simple vista este escenario es bastante favorable pues consigue generar flujo
de efectivo para el generador, pero además la estructura de ingresos logra ser
bastante eficiente, pues genera una rentabilidad un poco menor al 37%, lo cual
puede ser bastante atractiva para el generador.
El problema de esta alternativa es que a pesar de ser llamativa para todos los
agentes del mercado y de permitir entre otras la formación de un precio
ligeramente más alto pero eficiente, la eliminación del riesgo de incumplimiento
de la contraparte y la estabilización de los flujos para todas las partes lo cual
permite hacer una cobertura adecuada para cada uno de los agentes, es una
alternativa que ha sido excluida de la regulación del mercado. Para el caso de
una Planta No Despachada Centralmente, para efectos del mercado sigue
vendiendo su energía a precio de bolsa, exponiéndose a la volatilidad de los
precios, por lo que no se ve beneficiado del cargo por confiabilidad para plantas
menores y se ve penalizado por el pago del CERE para cada kwh vendido.
El escenario real, teniendo en cuenta las regulaciones actuales tendría el
siguiente aspecto:
Tabla 11. Elaboración propia, datos XM (2015)
Donde sigue generando flujos positivos, pero la rentabilidad se ve reducida
considerablemente pasando de un 37% a un 2%, lo cual hace que para una
PNDC no sea la opción más atractiva a pesar de tener todas las características
para serlo y le toque recurrir a los contratos bilaterales, los cuales en teoría
funcionan de manera similar ya que tienen las características de un contrato
forward, pero al ser negociados de manera bilateral en el OTC, carecen de todas
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
36
las garantías que ofrece el futuro de electricidad de Derivex, el cual es
respaldado por la CCRC.
Conclusiones y Recomendaciones
Este trabajo pretende analizar a fondo las opciones de generación de ingreso de
una planta generadora de energía eléctrica y a su vez estudiar algunas de las
alternativas para lograr una cobertura apropiada de los ingresos logrados a
través de instrumentos derivados, que le permitan fijar sus flujos de efectivo para
darle estabilidad a la inversión, minimizando el riesgo y maximizando la viabilidad
del proyecto.
Al ser el sistema eléctrico colombiano muy volátil, en mayor grado a raíz de la
hidro-dependencia del sistema, los agentes generadores del mercado se ven en
dificultades para lograr una estabilidad de sus flujos de caja, lo cual genera que
en muchas ocasiones sus proyectos no sean viables. El mercado de energía
mayorista a lo largo de los años se ha encargo de hacer una excelente labor
garantizando el suministro de energía en el país, con la implementación de
medidas exitosas como el cargo por confiabilidad, el cual le brinda confiabilidad
al usuario a partir de la energía firme que estén en capacidad de producir las
plantas en periodos de escasez de suministros y logra estimular la inversión y la
competitividad en el mercado a través de incentivos económicos.
Actualmente las vías de generación de ingresos para un generador además del
obtenido por concepto de cargo por confiabilidad, son las ventas en bolsa de
energía en el mercado spot y los contratos bilaterales – OTC. Se realizó un
análisis de las alternativas tomando como referencia una planta menor de
generación térmica, donde se plantearon escenarios donde todo lo que se
producía se vendía en un 100% a través de las vías de ingresos mencionadas
anteriormente.
Se pudo concluir que las alternativas dada la volatilidad del precio de la energía
o las diferentes condiciones del mercado en general, o no eran económicamente
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
37
viables y generadoras de valor en el largo plazo, o eran capaces de generar
flujos positivos que fin de cuentas no producían la rentabilidad esperada para un
inversionista.
Se introdujo una alternativa que nacía a partir de una iniciativa privada, con el
objetivo de formar un mercado de derivados energéticos a través de la creación
de una bolsa de futuros de energía los cuales además de ser llamativos por el
hecho de permitir al usuario fijar un precio que le permitiera una estabilidad de
sus flujos, eliminan el riesgo de default de la contraparte, por el hecho de contar
con el respaldo de una cámara de compensación que regulara y gestionara todos
los riesgo asociados.
Se concluyó que a pesar de que la alternativa fuese atractiva para el generador
dado su punto de precio y a su vez para el usuario final, pues le permite realizar
una cobertura de sus gastos fijando un punto de precio, no termina siendo
económicamente atractiva y rentable para el generador de una planta menor
debido a que la regulación no permite que pueda ser incorporada a la operación
de los agentes del mercado, por lo que no se le realiza incentivo por cargo por
confiabilidad.
La recomendación es que se estudie la inclusión de un instrumento como el
futuro de energía eléctrica a la regulación del sistema para que pueda estar al
alcance de todos los agentes del sistema. Si se analiza desde el punto de vista
de la teoría de derivados el contrato bilateral puede ser descrito como un contrato
forward entre dos partes, donde bilateralmente negocian condiciones para fijar
para entregar un activo subyacente a un precio que ha sido pactado con
anterioridad, no difiere del concepto de un contrato de futuros, es más el segundo
al ser respaldado por una cámara de compensación y riesgo elimina el riesgo de
incumplimiento de las dos partes, logrando que las garantías conviertan la
negociación en algo más atractivo y seguro. Es por eso que se puede concluir
que en este momento existe un arbitraje regulatorio entre dos instrumentos que
en el fondo cumplen con la misma función, pero no se les da el mismo trato
legalmente, aun cuando el segundo se pueda definir como un mecanismo de
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
38
contratación trasparente y estandarizado que puede estar al alcance de todos
los agentes del mercado.
Modelo de Gestión de Riesgo Financiero para una Planta Generadora de Energía No Despachada Centralmente
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