incertidumbres en mercados eléctricos · 2020. 9. 8. · en que ha ido evolucionando la...

Hugh Rudnick

Conferencias Rama Estudiantil IEEE Capítulo Técnico Estudiantil de la Power Engineering Society

Universidad Nacional de San Juan – ArgentinaSeptiembre 2005

IncertidumbresIncertidumbres en en mercadosmercados elelééctricosctricos

Pontificia Universidad Católica de ChileDepartamento de Ingeniería Eléctrica

•Procesos de reforma de mercados eléctricos latinoamericanos enfrentados a importantes cambios del entorno que condicionan sus desarrollos. •Crisis de abastecimiento y crecientes incertidumbres han puesto a prueba reformas y actuar de agentes privados y del Estado. Origen en condiciones extremas naturaleza mas cambios entorno político y económico, tanto al interior de países como a nivel global. •Incrementos de precios de los combustibles a nivel mundial.•Como consecuencia de estos cambios, -algunos países han abandonado sus procesos de desregulación y han regresado a mayor intervención del Estado (Argentina). -otros han reorientado su accionar, modificando el carácter de las reformas (Brasil). -otros han profundizado los procesos de liberalización, flexibilizando señales económicas para lograr mejores ajustes de mercados ante incertidumbres (Chile).

La presentación describe la forma en que se han enfrentado estas incertidumbres en la región y los desafíos que surgen en su tratamiento futuro.

En particular, se realizará un análisis crítico de la forma en que ha ido evolucionando la regulación eléctrica chilena, sometida a dos situaciones extremas, una sequía centenaria y la reducción imprevista del suministro de gas natural de Argentina, generando incertidumbres crecientes en las fuentes energéticas.

TEMARIO

•Mercados energéticos América Latina – gas y electricidad – beneficios de la integración

•Procesos desregulación América Latina –avances y retrocesos

•El caso chileno

•Investigación análisis de inversión con incertidumbre

• Centroamérica

Se espera integrar varios países cuyo consumo eléctrico es bajo. Deben integrarse para obtener una escala adecuada.

• Mercosur

Países con alto consumo eléctrico para el estándar regional, con abundantes recursos energéticos (hidroelectricidad y gas natural).

• Comunidad Andina

Países presentan abundantes recursos energéticos que pueden mejorar su uso.

Población (millones habs).

Consumo Eléctrico (TWh).

610 KWh/hab

2.050 KWh/hab

1.400 KWh/hab

36 22

103 143

232 477

Los mercados de Latino América

-una de las regiones más dinámicas de interacción entre electricidad y gas natural

-significativas reservas de gas natural y de capacidad hidroy altas tasas de crecimiento de la demanda

-necesidad de diversificar fuentes energéticas-reformas económicas abriendo espacios para inversiones privadas-desarrollo de una infraestructura de interconexiones eléctricas y gasíferas

-macro dificultades económicas y políticas de algunos países produciendo crisis energéticas regionales

Los mercados de gas y electricidad

Latino América – visión globalReforma del sector

Source: Olade, EIA

ARGENTINA27.000 MW36%H;64%T

CENTRO AMERICA7.500 MW

45%H;55%T

BRASIL73.000 MW90%H;10%T

COLOMBIA13.100 MW

64%H;36%T

CHILE10.600 MW40%H;60%T

MÉXICO42.500 MW

23%H;67%T

Total Installed Capacity (2001)221 GW (57%H, 43%T)

5.1

2.3

0.5

3.7

0.4

-0.6

1.6

4.5

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE

Tasa

de

crec

imie

nto

anua

l del

PIB

90

92

94

96

98

100

102

104

106

Índice del PIB per cápita

Tasa de crecimiento PIB PIB per cápita (Índice 1997=100)

El crecimiento económico

Sud América: Potencial HidroVenezuela50,00 GW10,9%

9,7%

8,7%

31,3%

5,7%

13,5%

20,3%

Perú61,83 GW

Bolivia38,85 GW

Chile26,05 GW

Colombia93,09 GW

Brasil143,38 GW

Argentina44,50 GW

SOURCE: OLADE – Organización Latinoamericana de Energía

Sud América: Reservas Gas NaturalVenezuela4,1 TCM(147 TCF)

TCM: Trillones de Metros Cúbicos

TCF: Trillones de Pies Cúbicos

60%

11%

10%

3%

1%

4%

3%

Perú0,2 TCM(8,7 TCF)

Bolivia0,7 TCM(23,9 TCF)

Chile0,05 TCM(1,6 TCF)

Colombia0,2 TCM(7,2 TCF)

Brasil (w/o Santos)0,2 TCM(7,8 TCF)

With Santos Basin22,8 TCF

Argentina0,7 TCM(25,8 TCF)

Carga importanteReserva gas naturalReserva hidro

Beneficios de la integración

• Uso integrado de recursos energéticos• Uso eficiente de los recursos disponibles (en

capacidad instalada y transporte)

• Optimización de la operación y despacho

• Complementariedad hidrológica y horaria

• Optimización de reservas

Integración eléctrica latinoamérica

Capacidad 182,2 130,5 43,8 7,9Demanda 106,3 74,3 26,9 5,2Reserva 75,9 56,2 16,9 2,7%Reserva 42% 43% 39% 35%

Latinoamérica Mercosur Andina Centroamérica

ISA 2002

Costo Marginal por MWh

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Arg

entin

a

Bol

ivia

Bra

sil

Chi

le

Col

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Ecu

ador

Para

guay

Perú

Uru

guay

Ven

ezue

la

Cos

to M

argi

nal U

$S/M

wh

Reducción de costos de generación asociados a la interconexión

PARAGUAi

BRASIL

URUGUAI

BOLÍVIAPERU

CH

ILE

MONTEVIDEO

PORTO ALEGRE

SANTA CRUZ

SANTIAGO

BUENOS AIRES

ARGENTINA

SAO PAULO

RIO DE JANEIRO

URUGUAIANA

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LA MORA

LOMA LA LATA

CUIABA

CONCEPCION

CORNEJO

TUCUMAN

SAN JERONIMO

Intercambios de gas

SING2.225 km

SING2.225 kmSING2.225 km

SING2.225 km

SIC1.125 km

SIC1.125 kmSIC1.125 km

SIC1.125 km

Magallanes125 km

Magallanes125 kmMagallanes125 km

Magallanes125 km

Paraná-Uruguayana440 km

Paraná-Uruguayana440 kmParaná-Uruguayana440 km

Paraná-Uruguayana440 km

Bolivia-Brasil3.070 km

Bolivia-Brasil3.070 kmBolivia-Brasil3.070 km

Bolivia-Brasil3.070 km

Avances y Retrocesos

• Década de los 80’s y 90’–el gran salto– El inicio de las reformas en los 80´s

• Chile• Argentina

– La continuación de las reformas en los 90´s• Perú, Colombia, Bolivia, Centro América

– Los experimentos incompletos• Brasil

Trayectorias Procesos Reformas Eléctricas

Trayectorias Procesos Reformas Gas

1990/2002, millones US$

19.40077.500Total

1.0004.500Perú (*)

2.0006.000Colombia

2.3008.000Chile

9.20016.000Argentina

4.90043.000Brasil

GasElectricidad

(*) Hasta 2004 en gas

Inversión privada Sudamérica


• Década de los 00’s – el quiebre– El avance de las reformas (el Pacífico)

• Colombia• Chile• Perú

– El retroceso (el Atlántico)• Argentina - la crisis económica y el abandono del camino• Brasil - el racionamiento y la nueva búsqueda• Bolivia - la crisis política


• El gran retroceso • Las crisis macroeconómicas y políticas• El Estado interventor- la acción política• El desprecio a las regulaciones y a los contratos• Las negociaciones y el balance de poder como

herramienta de desarrollo• El privilegio del corto plazo

• Acción política versus Regulación• Un camino insostenible en el largo plazo

Riesgo país

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

01/1

0/20

02

01/1

1/20

02

01/1

2/20

02

01/0

1/20

03

01/0

2/20

03

01/0

3/20

03

01/0

4/20

03

01/0

5/20

03

01/0

6/20

03

01/0

7/20

03

01/0

8/20

03

01/0

9/20

03

01/1

0/20

03

01/1

1/20

03

01/1

2/20

03

01/0

1/20

04

01/0

2/20

04

01/0

3/20

04

01/0

4/20

04

01/0

5/20

04

01/0

6/20

04

01/0

7/20

04

01/0

8/20

04

01/0

9/20

04

01/1

0/20

04

Punt

os b

ase

Latin Brasil Chile

México Perú

Una región atractiva al inversionista

Requerida 2004/2008, millones US$

7.20019.100Total

1.5001.100Perú

1.0001.600Colombia

2002.000Chile

2.5003.900Argentina

2.00010.500Brasil

GasElectricidad

Inversión privada Sudamérica requerida

Ciclos políticos cortos ahuyentan inversión

• Gobiernos nuevos tentados a buscar nuevas soluciones, en vez de estabilizar aquellas existentes y asegurar continuidad

• Creación de ciclos políticos mucho más cortos que los ciclos de inversión

• Inestabilidad social y económica y atractivo de medidas de alivio de corto plazo llevando a ciclos políticos aún más cortos.

Ciclos inversión(15 a 30 años)

Ciclos políticos(4 a 6 años)

Ciclos políticos inestables(duración indefinida)

Fuente: Cambridge Energy Research Associates.

Bolivia

3 Mm3/d3 Mm3/d42 Tcf

Brasil

9 tcf+ 15 + 15 TcfTcf (??)(??)

38 Mm3/d

0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d

Uruguai

31 Tcf

Argentina24 Mm3/d24 Mm3/d

Chi

le

PERU

15 Tcf

5 Tcf

Bolivia3 Mm3/d3 Mm3/d42 Tcf

Brasil

9 tcf+ 15 + 15 TcfTcf (??)(??)

38 Mm3/d

0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d

Uruguai

0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d0,5 Mm3/d

Uruguai

31 Tcf

Argentina

31 Tcf31 Tcf

Argentina24 Mm3/d24 Mm3/d

Chi

le

24 Mm3/d24 Mm3/d

Chi

le

PERU

15 Tcf

5 Tcf

PARAGUAi

BRASIL

URUGUAI

BOLÍVIAPERU

CH

ILE

MONTEVIDEO

PORTO ALEGRE

SANTIAGO

ARGENTINA

SAO PAULO

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

MEJILLONESTOCOPILLA

CUIABA

CONCEPCION

Shared hydro stations

Electrical linksGas pipelines

PARAGUAi

BRASIL

URUGUAI

BOLÍVIAPERU

CH

ILE

MONTEVIDEO

PORTO ALEGRE

SANTIAGO

ARGENTINA

SAO PAULO

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

MEJILLONESTOCOPILLA

CUIABA

CONCEPCIONBAHIA BLANCA

EL CONDOR

MEJILLONESTOCOPILLA

CUIABA

CONCEPCION

Shared hydro stations

Electrical linksGas pipelines

El caso de CHILE

SIC & SING48,589 GWh (2004)11,571 MW (2005)

SING(800 km, 3596 MW)

SIC(2200 km, 7975 MW)

AISEN

MAGALLANES

Sistemas eléctricos

-dos redeslongitudinales con 500 y 220 kV (SIC y SING)-dos sistemaspequeños aislados

-no interconectadosentre ellos o con países vecinos

El proceso de deregulación de Chile

•1982 desregulación, 1990 privatización total•Despacho centralizado por operador CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga)

•Despacho económico define costo marginal horario

•Transacciones entre generadores a costo marginal•Contratos financieros

•Sector privado elige tecnologías de generación

•Desarrollo exitoso•Crecimiento en base a inversión privada respondea altas tasas (6 a 8% anual en el SIC, hasta 13% en SING)

•Aunque propiedad de generación muyconcentrada, se logra competencia en contratos

•Búsqueda de nuevas tecnologías•Reducciones de precios


Problemas en desarrollo•Alta dependencia de la hidrología- Crisis del 98-99 - primer cambio legal - se responde al corto plazo

•Regulación de la transmisión–incertidumbre en remuneración–expansión según mercado no efectiva

•Alta conflictividad e incertidumbre asociada


Incertidumbre en hidrologíaEnergía hidraúlica embalsada en SIC

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Ene

-94

May

-94

Sep

-94

Ene

-95

May

-95

Sep

-95

Ene

-96

May

-96

Sep

-96

Ene

-97

May

-97

Sep

-97

Ene

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May

-98

Sep

-98

Ene

-99

May

-99

Sep

-99

Ene

-00

May

-00

Sep

-00

Ene

-01

May

-01

Sep

-01

Ene

-02

May

-02

Sep

-02

Ene

-03

May

-03

Sep

-03

Ene

-04

May

-04

Sep

-04

Ene

-05

May

-05

Sep

-05

GIG

AW

ATTS

HO

RA

(GW

h)

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO RALCO LAJA

•Nuevo esquema de remuneración–de la libre negociación entre las partes a la decisión

centralizada•Expansión regulada cada 4 años

•El panel de expertos-nueva forma de resolver conflictos y reducir incertidumbre

La primera ley corta-la transmisión

El gran impulso- el gas natural argentino• Producción nacional = 7,0 Mm3/d• Importaciones 2003 = 17,9 Mm3/d • Importaciones marzo 2004 = 20,8 Mm3/d• Uso:

– Electricidad 11.0– Ind-Res-Com 5.0– Planta Metanol 4.8

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Millo

nes

m3

/ día

Consumo

Producción

Importación

El gran impulso- el gas natural argentino

Uso del gas (2003)

Residencial5,2%

Termoeléctrico33,1%

Industrial14,4%

Comercial1,2%

Transporte0,3%

Refinerías y Procesos ENAP

8,2%

Petroquímica (XIIa)37,6%

Evolución parque generación SING

Evolución Matriz de Generación SING

498 611 747 8121021 1094 1153 1221 1360 1416

1567 16001735 1830

2088

1955

0

1000

2000

3000

4000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Pote

ncia

(MW

)

Ciclo Combinado Ciclo Combinado RRestoCarbónD max

Evolución de precios SIC (monómico) Quillota 220 kV, US$real Abril-04

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

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Ene

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-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

US

$ / M

Wh

Precio Spot

Precio regulado

Restricciones 2005

Hasta 26/04/05

0

5

10

15

20

25

1-1

8-1

15-1

22-1

29-1 5-2

12-2

19-2

26-2 5-3

12-3

19-3

26-3 2-4

9-4

16-4

23-4

MM

m3/

día

Restricciones

Transferencias

Efectos en Centrales del SIC

-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio

0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto

0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio

-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio

-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo

-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril

NehuencoSan Isidro

Nueva Renca

TaltalMes

Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004

-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio

0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto

0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio

-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio

-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo

-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril

NehuencoSan Isidro

Nueva Renca

TaltalMes

Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004

Mes Central Atacama GasAtacama

Unidad 16 Electroandina

CTM3 Edelnor

Mayo 2004 72,2% 40,7% 49,6%Junio 2004 22,7% 21,5% 11,8%Julio 2004 0,4% 14,3% 0,1%

Agosto 2004 0,0% 0,0% 0,0%

Restricción = (Vol. Requerido - Vol. Inyectado) Vol. Requerido

Efectos en Centrales del SING

Plan indicativo Abril 2004 Plan indicativo Abril 2004

Fecha de entrada Mes Año Obras Recomendadas Potencia

Abril 2006 Hidroeléctrica Pasada :Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW

Septiembre 2006 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kV Subestación Nueva Temuco 220 kV Seccionamiento Nueva Temuco-Puerto Montt

198 MVA

Marzo 2006 Turbina Diesel Cenelca 2 50 MW

Marzo 2007 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kV a 500 kV Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kV Final:

390 MVA

1400 MVA Abril 2007 Central Ralco Caudal Ecológico 32 MW Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 MW Abril 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 125 MW Abril 2007 Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 MW

Septiembre 2007 Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kV 260 MVA Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW

Diciembre 2007 Cierre Ciclo Combinado GNL Quintero I (Ope. Diesel capacidad final)

350 MW

Abril 2008 Aumento de Capacidad C° Navia-Polpaico 220 kV 300 MVA Junio 2008 Nueva Línea Charrúa-Nueva Temuco 220 kV 2x500 MVA

Octubre 2008 Ciclo Combinado GNL Quintero I Fuego Adicional (cap. final) Aumento de Capacidad C° Navia-Polpaico 220 kV

385 MW 300 MVA

Octubre 2008 Central Carbón Pan de Azúcar I Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kV

400 MW 166 MVA

Diciembre 2008 Transformación 154-220 Sistema 154 kV Itahue-Alto Jahue 2x400 MVA Junio 2009 Central Ciclo Combinado GNL Concepción I 385 MW Abril 2010 Nueva Línea Cardones - Maitencillo 220 kV 200 MVA

Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia Central Ciclo Abierto GNL Quintero I

145 MW 125 MW

Abril 2010 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 100 MW Junio 2010 Central Ciclo Combinado GNL Quintero II 385 MW

Septiembre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Ciclo Abierto GNL Hualpén I 125 MW

Plan indicativo Abril 2005

Julio 2011 Nueva Línea P. Azúcar – Maitencillo 220kV Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kV

235 MVA 220 MVA

Octubre 2011 Central Carbón Maitencillo I 400 MW Enero 2012 Ciclo Abierto GNL Quintero II 125 MW Abril 2012 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 100 MW

Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Enero 2013 Ciclo Abierto GNL Quintero III 125 MW Julio 2013 Central Carbón Coronel II 400 MW

Enero 2014 Ciclo Abierto GNL Hualpén II 125 MW Junio 2014 Central Carbón Coronel III 400 MW Enero 2015 Ciclo Abierto GNL Hualpén III 125 MW Junio 2015 Central Carbón Valdivia 400 MW

Plan indicativo Abril 2005

Marzo 2005•Nuevo esquema de licitaciones

–de los precios regulados a la acción del mercado•Distribuidoras licitan contratos a 15 años•Consumos pueden negociar cortes ante racionamiento

La segunda ley corta-reducir incertidumbre

Las decisiones las toman las empresas generadoras cuyo objetivo es maximizar el valor de sus compañíasMercado entrega señales para incentivar inversionesAltos niveles de riesgo e incertidumbreEmpresas toman decisiones desde una perspectiva estratégicaPlanificación/Optimización tradicional no es suficienteTendencia actual de análisis de inversiones en capacidad de generación es utilizar modelos estratégicos, financieros, escenarios, entre otros.

Investigación Análisis Inversiones

Cambio de paradigma en la toma de decisiones de inversión en generación eléctrica

Metodologías de Análisis de Inversiones

Nivel de Desarrollo y Aplicaciones en Mercados Eléctricos

En fase de investigaciónBajo(6) OR y Teoría Juegos

Teóricas/RealesAlto(5) Opciones Reales (OR)

RealesAlto(4) Criterios Decisión

RealesMedio(3) Simulación Escenarios

TeóricasMedio(2) Dinámica Negocios

RealesAlto(1) Estrategia Competitiva

Aplicaciones en MENivel de desarrolloMetodología

Se desarrolla bajo un marco de decisiones estratégicas según las motivaciones de las propias empresasIncorporándose en el análisis las fuentes de incertidumbre y los riesgos que enfrentan las empresasSe incluyen variables blandas (“soft”) como el comportamiento de competidores, reguladores, proveedores, consumidores, capacidades organizacionales, etc.Modelos tradicionales de optimización son utilizados como “benchmark” y/o datos de entradaHerramientas de análisis pueden ser utilizadas en conjunto


Esquemas modernos de análisis

Se basa en el análisis estratégico tradicional que incluye el análisis de la industria, el entorno económico y regulatorioSe trata de identificar todas las posibles fuentes de incertidumbre presentes en el entorno de la empresa y las flexibilidades que estas pueden otorgarEvalúa estructura interna de ventajas competitivas y posicionamiento, además de la sustentación de la empresaDefine las motivaciones y la dirección que las empresas siguenDebe ser el primer paso antes de definir cualquier decisión de inversión


(1) Análisis de estrategia competitiva


(2) Dinámica de negocios

Es un tipo de modelamiento simulado de comportamiento, que trata de entender las acciones de los agentes del mercado como un sistema dinámicoEl concepto básico es el aprendizaje de cómo la industria evoluciona en el tiempo, entendiendo cuales variables son críticas y como intervenir para crear una salida deseableEstos modelos incluyen muchas variables blandas como las reacciones de los reguladores o suposiciones del comportamiento de la competencia Un ejemplo de aplicación es el artículo de Bunn y Larsen (1992) sobre el mercado eléctrico de Inglaterra y Gales, y su evaluación en 1999 por los mismos autores Importante avance de Olsina (2005)

Consiste en crear “historias” consistentes y plausibles sobre el futuroEs usado como una forma de pensar sobre el largo plazo donde el nivel de incertidumbre es demasiado grande para otras metodologíasLos escenarios son usados para evaluar estrategias, planificaciones y políticas de organizacionesEs exitoso cuando los escenarios forman parte del lenguaje y la memoria de la organización, como herramienta de aprendizajeEn el sector eléctrico latinoamericano ha sido utilizado en el mercado eléctrico de Colombia (UPME)


(3) Simulación de escenarios

Se destaca el criterio de decisión min-max regret (minimiza el máximo arrepentimiento)Trata de evitar seleccionar una solución que pueda tener un mal desempeño en el futuroLa idea es elegir como estrategia óptima a través de matrices de estrategias/escenarios, a la de menor pérdida relativa en el peor de los casosEste criterio es de especial utilidad para empresas del Estado, donde cada inversión mayor es materia de ley y se requiere una planificación que minimice costosHa sido utilizado para obtener planes de expansión óptimos en el mercado eléctrico brasileño


(4) Criterios de Decisión

A diferencia de los métodos de flujos de caja descontados las OR otorgan valor a la flexibilidad de las decisionesSe desarrolla bajo la idea de las opciones financierasUn inversionista puede (pero no tiene la obligación) de invertir para recibir un ingreso futuro en el momento que estime conveniente dependiendo de las condiciones del mercadoModela la incertidumbre de variables contingentes (costos de combustibles, precios eléctricos, demanda, etc.) a través de variables de estado que siguen procesos estocásticosEn general, el criterio óptimo de inversión toma la forma de una región en el espacio de estados donde es óptimo invertir


(5) Opciones Reales


10%Tasa descuento

25%Volatilidad anual precio energía

60%% Operación anual

26Costo Operación [US$/MWh]

40.5Inversión Total [MUS$]

450Costo Inversión [US$/kW]

90Potencia turbina [MW] ∑∞

=

=+

+=0

t MUS$ 07.210%)(1

4.2640.5- turbinaVANt

∑∞

=

=+

+=0

tS MUS$ 46.4310%)(1

8.4040.5- turbinaVANt

(5) Opciones Reales – Ejemplo

Precio medio Energía US$/MWh

P = 35

P = 43.8

P = 26.3

P = 43.8

P = 26.3

0.5

0.5

Si la decisión de inversión se toma en t = 0 :

t = 0 t = 1 t = 2

Inversión en turbina

Pero si la decisión de inversión se toma en t = 1 :

Si el precio de la energía sube, entonces

Si el precio de la energía baja, entonces

∑∞

=<−=

++=

0tB 0 MUS$ 32.39

10%)(10.1240.5- turbinaVAN

t

Se invierte

No se invierte

Considerando la flexibilidad de postergar un año el proyecto, el valor actual neto de la inversión es

MUS$ 2.07 MUS$ 76.1910%1

0.500.543.46VAN >=+

×+×=

Se invierte??

El VAN considerando la flexibilidad de la decisión de inversión es mayor que si no se considera.

Primeras aplicaciones fueron en inversiones de recursos naturales (explotación minera), empresas de I&D y energía (pozos de petróleo) Aplicaciones en mercados eléctricos evalúan las inversiones desde diversos ángulos- Valorización de centrales eléctricas - Resuelve momento óptimo de inversión o desinversión- Ayuda en la elección de tecnologías- Valoriza expansiones de capacidad- Se analizan diversas fuentes de incertidumbre

• Inconveniente: puede resultar matemáticamente complejo


(5) Opciones Reales - Aplicaciones

Murto (2000) considera los efectos de la incertidumbre en el cambio tecnológico y en los ingresos para el momento óptimo de inversión en generación eólicaMurto (2003) evalúa el momento óptimo de inversión cuando se debe elegir entre combustibles fósiles y biomasaTakahashi et al (2003) evalúan las opciones de expansión de capacidad de generación al invertir en plantas medianas de CC versus plantas de mayor tamañoRocha, Moreira y David (2002) estudian la competitividad de la generación termoeléctrica en el mercado brasileño, teniendo en cuenta el nuevo esquema regulatorio


(5) Opciones Reales – Ejemplos de Aplicación en ME

Valorización de centrales de punta*Centrales eléctricas que actúan en las puntas pueden ser mal valorizadas con métodos tradicionales (VAN)Este tipo de plantas poseen flexibilidad inherente: reaccionan rápidamente a los incrementos de demanda y coyunturas de operación (prendiendo o apagando turbinas)Margen de Operación (utilidad) depende del despacho y el spread entre precios spot y costos variables de operaciónUtilizando opciones reales se puede encontrar el verdadero valor de dichos activos, porque captura la volatilidad de corto plazo e incorpora la flexibilidad de operación de las turbinas Se modela la flexibilidad de la planta como una serie de opciones de compra (call) sobre el spread y consiste en una opción para cada hora del horizonte evaluado



*FRAYER J., ULUDERE N. (2001), “What is it Worth? Application of real options theory to the valuation of generation assets”, The Electricity Journal Vol. 14, Issue: 8

Se utiliza la tradicional fórmula de Black-Scholes para valorizar opciones, ajustada según las características del mercado eléctricoLos principales inputs del modelo son: (1) los precios futuros de la electricidad y de los costos variables para generar el spread futuro; (2) la volatilidad del spreadEs clave modelar los precios eléctricos según sus características intrínsecas:

- Tendencia del precio a largo plazo es reversión a la media- Poseen saltos provocados por fluctuaciones de demanda y/o cambios en la oferta

Se aplica el modelo para valorizar una central de carbón y una turbina de gas en el noreste de EE.UU. (PJM, Midwest, New England)Los resultados demostraron que la turbina obtuvo un mayor valor debido a la cuantificación de la flexibilidad de operación



*FRAYER J., ULUDERE N. (2001), “What is it Worth? Application of real options theory to the valuation of generation assets”, The Electricity Journal Vol. 14, Issue: 8

Muchos mercados eléctricos a nivel generación tienen características de oligopoliosLas decisiones de inversión que toman las empresas afectan el comportamiento de las demás compañías


(6) Opciones Reales y Teoría de Juegos

Comportamiento Estratégico de Competidores

Entorno Económico

Determinista

Estocástico

Dinámico

Flujos de Caja Descontados Teoría de Juegos

Opciones Reales Teoría de Juegos + Opciones Reales

Estático

Decisiones de Inversión en Generación

La combinación de las teorías de opciones reales y de juegos generan una sofisticada base de análisis de inversionesLa línea de teoría de juegos asociada es la de juegos de derecho preferente (preemptive games) y de guerras de atrición (war ofattrition)La idea básica es el trade-off entre el valor de “esperar” el momento apropiado de inversión (desinversión) que entrega el análisis de OR y el valor estratégico de actuar antes que la competenciaLínea de investigación reciente con bajo desarrollo de aplicaciones en el sector eléctrico



Murto (2003) desarrolla aplicaciones al mercado eléctrico en esta línea de investigación

En un primer artículo en esta línea se modela el análisis de inversiones en un mercado oligopólico, donde las empresas encuentran el momento óptimo de inversión, bajo incertidumbre de la demanda, encontrándose un patrón entre los flujos de caja y las inversiones realizadasEn un segundo artículo se estudia un duopolio en declinamientodonde las firmas deben elegir cuando salir del mercado, el flujo del ingreso es estocásticoUn tercer articulo aplica los conceptos del primero a) en el mercado eléctrico de Finlandia



PARAGUAi

BRASIL

URUGUAI

BOLÍVIAPERU

CH

ILE

MONTEVIDEO

PORTO ALEGRE

SANTA CRUZ

SANTIAGO

BUENOS AIRES

ARGENTINA

SAO PAULO

RIO DE JANEIRO

URUGUAIANA

BAHIA BLANCA

EL CONDOR

PAYSANDU

MEJILLONES

TOCOPILLA

LA MORA

LOMA LA LATA

CUIABA

CONCEPCION

CORNEJO

TUCUMAN

SAN JERONIMO

El sueño de la integración gasífera

• Desafío de integrar los análisis y acciones en los ámbitos gasífero y eléctrico, desarrollando la adecuada infraestructura

• Avance en regulaciones regionales

Hugh Rudnick

Departamento de Ingeniería EléctricaPontificia Universidad Católica de Chile

Santiago, Chile

Email [email protected]/power/

incertidumbres en mercados eléctricos · 2020. 9. 8. · en que ha ido evolucionando la...

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