UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
GESTIÓN DEL RIESGO DEL NEGOCIO
ELÉCTRICO GLOBAL DE UNA EMPRESA
ENERGETICA
AUTOR: DOMINGO JOSÉ LAINO GARCÍA
MADRID, SEPTIEMBRE 2008
Autorizada la entrega de la tesis al alumno:
Domingo José Laino García
EL DIRECTOR DE LA TESIS
Manuel Fernández
Fdo: Fecha: 30/09/2008
VoBo del Tutor de la Tesis
Carlos Batlle
Fdo.: Fecha: 30/09/2008
Agradecimientos
Hoy he llegado al final de la tesis pero he comenzado a vivir un nuevo sueño en el
aspecto profesional y personal, dado que es el final del camino del Master, pero es
el comienzo de un mundo de oportunidades que me permitirá cambiar mucho de
los paradigmas que había asumido en mi vida de Ingeniero. Todo esto no hubiera
sido posible sin el apoyo y compresión de mi familia, mis amigos de Gas Natural,
mis amigos del Master y de las llaves que siempre estuvieron dispuestos a
brindarme su comprensión, apoyo, cariño y energía positiva en los momentos más
difíciles en los que el cansancio quería ganarme la batalla.
Mi primer agradecimiento es a PAPA DIOS que siempre me llevo en sus brazos
cada vez que caminaba en este nuevo mundo de conocimientos y me iluminó para
superar los miedos de tomarme un año sabático lejos de casa, dejar la rutina del
trabajo y volver exitosa esta maravillosa experiencia.
A mi hermosa bebita Bibi por el amor y el animo que me daba a cada instante para
que cumpliera con la meta trazada y principalmente por toda la comprensión que
me brindó durante cada instante que no le dedique por estar concentrado en
colocar el punto final a la tesis. ¡Muchas gracias amor, cada día te amo más!
A mi precioso bebe Paolo la gran bendición que llegó a nuestras vidas y a la que
he robado tiempo precioso de sus primeros meses pero espero dedicarle a partir
de este momento lo mejor de mí y espero que cuando crezca se sienta orgulloso
de este sueño hecho realidad alcanzado por su padre. ¡Paolo te quiero mucho
bebe! Jamás olvidaré que la primera noche que trasnoche contigo se encendió la
luz que me permitió superar los escollos que no me habían permitido terminar la
tesis.
También quiero agradecer a mis padres y hermanos que me dieron todo el cariño
y comprensión desde el instante que decidí viajar a España, y me acompañaron
con sus oraciones cada día que pasaba lejos en el hogar.
Un agradecimiento muy especial a mi tutora y amiga Marian, sin tus excelentes
ideas, ayuda y apoyo no hubiera sido posible finalizar esta tesis. Eres una
campeona y te deseo muchos triunfos y bendiciones al lado de Iñaki.
Toda esta experiencia de la tesis y del Master la volvieron espectacular mis
amigos de Gas Natural, Ana y Rosa, no tengo palabras como agradecerle la
amistad que me brindaron y la oportunidad de compartir con ustedes y aprender
con sus enseñanzas acerca de negocio eléctrico en España y de la gestión del
riesgo. Agradezco a los otros chicos y chicas de Gas Natural por cada rato de
esparcimiento y conocimiento compartido en los cafetines y en las diferentes
actividades que me permitieron departir con ustedes (Mario, Esther, Javier R.,
Emilio, Leticia, Javier T., Manel, Francisco, Elenas, Fernando, Guillermo, Ricardo,
Margarita).
Como olvidar a quienes con su amistad me hicieron sentir siempre en mi país,
muy agradecido con María, Cesar V. Alezeia, Emilio, Amaya, Joaquín, Coralia,
Cesar M., Natalia, Jaime, Carlos, Joanne, David, Elsa, Manolo, Olivia, Gabriel y
Patricia con lo que pude compartir diariamente tantas experiencias profesionales y
conocimientos que me facilitaron la comprensión de la regulación española y la
forma de hacer buenos negocios en el sector energético español.
Unas palabras de agradecimiento para cada uno de los profesores y
profesionales de Comillas que a través de sus enseñanzas cambiaron mi visión
del sector energético y la forma de analizar la regulación eléctrica y los problemas
a los que nos vemos enfrentados diariamente en nuestro trabajo. Gracias Ignacio
Pérez Arriaga, Carlos Vázquez, Carlos Batlle, Pedro Linares, Tomas Gómez,
Álvaro Baillo, Michel Rivier, Andrés Ramos y a los demás profesores del sector
energético español.
Finalmente, quiero agradecer a mi familia barranquillera en España, quienes me
dieron el apoyo y la energía necesaria para nunca rendirme durante el Master,
muchas gracias a Juan Pablo, Leo, Gise, Gisela Porto, Javi, Rosana, José, Angie,
Blas, Diana, Alfredo, Samuel, Eliana, Luis Fer, Patricia, Ricardo y a quien no haya
mencionado que sepa que no los he olvidado sino que el Master ha terminado
pero a Curramba están invitados todos.
Índice
1. INTRODUCCIÓN …………………………………………………………………… 2
2. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Y LA GESTIÓN DEL RI ESGO……. 10
2.1 Aspectos Generales…………………………………… ……………………... 11
2.1.1 La electricidad 11
2.1.2 Del Marco Legal Estable a la liberalización del sector eléctrico 12
2.2 El mercado de emisiones de CO 2 …………………………………………. 16
2.2.1 El Protocolo de Kyoto 16
2.2.2 La Directiva de Vinculación 18
2.2.3 El Esquema Europeo de comercio de Emisiones (EU- ETS) 19
2.2.4 Riesgos del comercio de emisiones 21
2.3 Las centrales de ciclo combinado y los parques eólicos…………… . 24
2.4 Los ciclos combinados …………………………………………………… .. 27
2.4.1 Características 27
2.4.2 Beneficios y riesgos 28
2.5 Los parques eólicos …………………………………………………………. 34
2.5.1 Características 34
2.5.2 Beneficios y riesgos 38
2.5.3 Aleatoriedad del viento 43
2.5.4 Los huecos de tensión 45
2.5.5. Los desvíos del mercado 46
2.6La gestión del riesgo ………………………………… ……………………… 47
2.6.1 Fundamentos de la gestión del riesgo 47
2.6.2 La medida del riesgo 51
2.6.3 Valor en riesgo (VaR) 52
2.6.4 Métodos para calcular el VaR 56
2.6.5 Fundamentos de la herramienta de gestión del riesgo 57
2.6.6 Teoría de riesgos aplicada al negocio eléctrico 58
3. LA HERRAMIENTA DE GESTIÓN DEL RIESGO.…………………………… . 63
3.1 Descripción general de la herramienta de gestió n del riesgo.………. 64
3.2 Estructura de la herramienta de gestión del rie sgo…………………… 66
3.2.1 Variables de Escenario 68
3.2.2 Variables de Estrategia 72
3.2.3 Variables de Riesgo 76
3.3 La simulación Montecarlo y las funcionalidades de la herramienta... 78
3.3.1 Simulación Montecarlo independiente para cada riesgo 80
3.3.2 Simulación Montecarlo de exposición del riesgo para una estrategia 80
3.3.3 Simulación Montecarlo para un riesgo fijo 82
3.3.4 Simulación sin riesgos o análisis de sensibilidad estático 83
3.3.5 Simulación Montecarlo de Montecarlos para análisis de estrategias 84
4. LA NUEVA HERRAMIENTA DE GESTIÓN DEL RIESGO……………… ……. 87
4.1 Generalidades………………………………………………………………….. 88
4.2 Modelado de la opcionalidad de los ciclos comb inados…………… .. 89
4.3 Modelado de la internalización del coste del CO 2…………………….... 93
4.4 Modelado de los parques eólicos………………………………………… . 97
4.5 Modelado del mercado de CO 2…………………………………………….. 105
4.5.1 Los precios del mercado de CO2 107
4.5.2 Los planes de asignación gratuita de los derechos de emisión 109
4.6 Estructura de la nueva herramienta de gestión d el riesgo…………… 115
5. ANÁLISIS DE GESTIÓN DEL RIESGO………………………………………… 1 18
5.1 Aplicación del modelo de gestión del riesgo………… ………………… 119
5.2 Caso de Análisis de Riesgos de Empresa Energéti ca de España….. 125
5.3 Caso ejemplo II: Aumento del precio de emisione s de CO2 ………… 130
5.4 Caso ejemplo III: Reducción de asignación de em isiones de CO 2…. 132
5.5 Caso ejemplo IV: Incorporación de centrales a c arbón……………… 134
5.6 Caso ejemplo V: Incorporación de centrales hidr áulicas…………… . 137
5.7 Caso ejemplo VI: Gestión de combustibles………………… …………. 140
6. CONCLUSIONES………………………………………………………………… 146
6.1 El mix tecnológico equilibrado…………………………………………… 147
6.2 La gestión del riesgo en las empresas energétic as españolas……. 150
7. BIBLIOGRAFIA..……………… ………………………………………………… 155
Índice de Figuras Figura 1. Cadena de valor tradicional en el negocio de la energía eléctrica …….. 13
Figura 2. Cadena de valor de la industria liberalizada ……………………………… 14
Figura 3. Metas establecidas en el reparto interno de carga de la UE …………… 17
Figura 4. Balance Asignación y Emisiones CO2 (ton) España 2007 …………….. 20
Figura 5. Estructura de la producción bruta del régimen ordinario ………………... 25
Figura 6. Cobertura de la demanda eléctrica ………………………………………… 25
Figura 7. Estructura de la energía adquirida al régimen especial …………………. 26
Figura 8. Demanda eléctrica en España asociada a la temperatura ambiente …… 27
Figura 9. Importaciones de España de Crudo 2005 ………………………………… 28
Figura 10. Matriz Energética España 2005 …………………………………………….. 29
Figura 11. Evolución del consumo de gas natural por mercados ………………… 30
Figura 12. Evolución del precio del Brent, Gas Natural y Carbón ………………… 32
Figura 13. Contratos de Cobertura de gas natural …………………………………… 33
Figura 14. Función de distribución anual de los vientos …………………………… 36
Figura 15. Función de distribución de energía del viento ………………………….. 37
Figura 16. Curva de coeficiente de un autogenerador ……………………………… 37
Figura 17. Precios Mercados spot vs CMP ……………………………………………. 39
Figura 18. Origen de los suministros del Sistema Gasista Español ……………… 41
Figura 19. Evolución de energías renovables en España ………………………….. 42
Figura 20. Patrón de producción de energía eólica en España …………………… 44
Figura 21. Demanda Nacional Diaria vs Energía Eólica en España ………………. 44
Figura 22. Huecos de tensión de Energía Eólica en España ………………………. 45
Figura 23. Frontera eficiente del negocio ……………………………………………… 52
Figura 24. Valor en riesgo (VaR) ………………………………………………………… 52
Figura 25. Distribución normal ………………………………………………………….. 55
Figura 26. Criterio de Optimización con riesgo ……………………………………… 59
Figura 27. Plano de Beneficio-Riesgo de las estrategias y frontera eficiente …. 60
Figura 28. Función de utilidad y condición de tangencia …………………………. 61
Figura 29. Distribución de probabilidad del beneficio ……………………………... 65
Figura 30. La nueva cadena de valor del negocio eléctrico ………………………. 66
Figura 31. Modelo económico del negocio eléctrico ………………………………. 67
Figura 32. Modelo de Montecarlo del negocio eléctrico …………………………… 68
Índice de Tablas ix
Figura 33. Mercados de electricidad en Europa …………………………………….. 70
Figura 34. Precios spot del gas natural y crudo ……………………………………. 71
Figura 35. Precios del mercado de electricidad español ………………………….. 75
Figura 36. Parrilla de resultados de Montecarlo para una estrategia especifica 81
Figura 37. Parrilla de resultados por nivel de confianza para Montecarlo ……… 82
Figura 38. Parrilla de resultados de Montecarlo para un riesgo fijo …………….. 83
Figura 39. Parrilla de resultados para análisis de sensibilidad estático ……….. 84
Figura 40. Perfil de riesgo Montecarlo de Montecarlos ……………………………. 86
Figura 41. Perfil de riesgo Montecarlo de Montecarlos ……………………………. 91
Figura 42. Precios históricos del CO2 ………………………………………………... 97
Figura 43. Potencia instalada de parques eólicos en Europa …………………… 97
Figura 44. Balance de energía por tecnología en España ………………………… 99
Figura 45. Predicción de potencia (Vientos fuertes y dirección constante) …… 101
Figura 46. Costes de generación eólica ………………………………………………. 103
Figura 47. Precios del CO2 2006-2007 …………………………………………………. 106
Figura 48. Precios del CO2 2005-2008 …………………………………………………. 107
Figura 49. Comercio de Emisiones de CO2 de generadores ……………………... 111
Figura 50. Nuevo modelo económico del negocio eléctrico ……………………… 113
Figura 51. Relación Beneficio – Riesgo ……………………………………………… 119
Figura 52. Perfil de riesgo objetivo …………………………………………………… 120
Figura 53. Beneficio y riesgo según Montecarlo de Montecarlos ………………. 122
Figura 54. Modelo de evaluación del perfil de riesgo ……………………………... 123
Figura 55. Perfil de riesgo del caso base …………………………………………… 128
Figura 56. Perfil de riesgo del caso ejemplo II …………………………………….. 130
Figura 57. Perfil de riesgo del caso ejemplo III ……………………………………. 132
Figura 58. Asignación de emisiones a plantas térmicas UE …………………….. 135
Figura 59. Perfil de riesgo del caso ejemplo IV ……………………………………. 136
Figura 60. Perfil de riesgo del caso ejemplo V …………………………………….. 138
Figura 61. Costes de abastecimiento GNL vs GNC ……………………………….. 141
Figura 62. GNL vs GNC ……………………………………………………………… 142
Figura 63. Gas Natural Comprimido (GNC) en el mundo ………………………... 142
Figura 64. Consumo de carbón en España ……………………………………….… 143
Figura 65. Perfil de riesgo del caso ejemplo VI …………………………………… 144
Índice de Tablas
Tabla 1. Contaminación ambiental CCGT vs Central Carbón ………………………… 31
Tabla 2. Comparación de tecnologías de generación térmica ………………………. 31
Tabla 3. Estructura del coste del KWh CCGT vs Carbón ………………………….… 33
Tabla 4. Evolución de potencia instalada en régimen especial en España ……….... 41
Tabla 5. Riesgos en la empresa energética ……………………………………………. 48
Tabla 6. Variables de riesgo del negocio eléctrico ……………………………………. 78
Tabla 7. Resultados económicos por unidad de negocio ……………………………. 79
Tabla 8. Distribución normal por unidad de negocio y riesgo ………………………… 80
Tabla 9. Variables de estrategia para Montecarlo de Montecarlos …………………... 85
Tabla 10. Estructura de costes y riesgos para ciclos combinados ………………….. 88
Tabla 11. Precio de venta de generadores eólicos para Montecarlo ………............... 96
Tabla 12. Ingresos de generación eólica para Montecarlo …………………………… 100
Tabla 13. Costes y riesgos de parques eólicos para Montecarlo ……………………… 103
Tabla 14. Emisiones de CO2 del sector eléctrico 2005 ………………………………… 104
Tabla 15. Plan Nacional Español de Asignación de Derechos de Emisión …………. 108
Tabla 16. Ingresos del comercio de emisiones de CO2 ………………………………. 114
Tabla 17. Costes del comercio de emisiones de CO2 ………………………………… 115
Tabla 18. Resultado económico del nuevo modelo del negocio eléctrico ………… 116
Tabla 19. Precios de cierre de mercado OTC de emisiones CO2 ………………… 126
Tabla 20. Variables de Montecarlo de Montecarlos Caso Base …………………….. 127
Tabla 21. Resultados Montecarlo de Montecarlos Caso Base ………………………. 128
Tabla 22. Resultados Montecarlo de Montecarlos caso ejemplo II …………………... 131
Tabla 23. Resultados Montecarlo de Montecarlos caso ejemplo III ………………….. 136
Tabla 24. Resultados Montecarlo de Montecarlos caso ejemplo IV …………………. 133
Tabla 25. Resultados Montecarlo de Montecarlos caso ejemplo V …………………. 139
Tabla 26. Resultados Montecarlo de Montecarlos caso ejemplo VI …………………. 144
1
1
Introducción
0.1 Introducción 2
1. Introducción Al principio del siglo doce, los vendedores de las ferias de muestras medievales
firmaban contratos, llamados Cartas Faire, donde comprometían la entrega futura
de los artículos vendidos. Algunos siglos después, los señores feudales
Japoneses usaban contratos para vender en el mercado los envíos futuros de
arroz, los cuales los protegían del riesgo de mal tiempo o de guerras. También en
el siglo 17 la mayor parte del famoso tulipán holandés se comercializaba a través
de opciones sobre la producción de las flores. La visión abierta del mundo de
aquellos días y el comercio entre los poderes coloniales y colonias aumentó el
transporte notablemente y la demanda buscando una mayor seguridad en las
entregas. El comercio a través de contratos futuros de commodities como el trigo
y el cobre empezaron en el Consejo de Comercio de Chicago en 1865 [Capasso
95].
La gestión de riesgos moderna tiene sus raíces en un número de campos de
investigación, tales como, la investigación del riesgo militar, la planificación de
escenarios, la teoría de precio de las opciones, la planificación de contingencia y
la investigación del riesgo financiero.
Los riesgos personales y comerciales generaron un acercamiento a la gestión del
riesgo. Los seguros en las compañías han sido intencionados típicamente contra
riesgos unilaterales como el fuego o el robo, o contra interrupciones en la
generación por fallos técnicos de las plantas de producción.
A finales de los ochenta y a principios de los noventa cuando los mercados
financieros y de productos se hicieron cada vez más sofisticados, la gestión del
riesgo se desarrollaba en un área especializada con expertos. Muchas
instituciones invertían intensamente en el desarrollo de sistemas para habilitar la
mejor evaluación del riesgo. Los riesgos eran manejados descentralizadamente lo
cual significa que la mayoría de las compañías y sus direcciones carecían de una
perspectiva total de las exposiciones de riesgo de la compañía. Adicionalmente, el
3
tipo de gestión del riesgo era defensiva y estaba enfocada solo a la reducción de
costes directos, lo cual significa que la compañía era forzada a reducir sus costes
discrecionales cuando sus ganancias eran bajas. La desventaja de la gestión
defensiva es que en los malos tiempos puede no haber gastos discrecionales que
reducir, o el coste de oportunidad de reducir inversiones puede ser
prohibitivamente alto.
Los mercados actuales soportan la comercialización de los productos en un
entorno de fuerte competencia, en el cual se presentan reducciones de los
márgenes de beneficio. Las fuerzas de mercados tales como la globalización,
consolidación, ciclos de vida de producto reducidos y avances tecnológicos han
acelerado la madurez del mercado y el concepto de riesgo tiene una interpretación
más amplia. Debido a la simplicidad de la gestión de los riesgos técnicos, la
gestión del riesgo ahora se enfoca en las amenazas dinámicas, entre las que el
precio del mercado es la más crucial. Sin embargo, por primera vez las compañías
tienen tecnología disponible para manejar los requerimientos para una gestión del
riesgo efectiva y centralizada. Los sistemas de recursos obligatorios son utilizados
para evaluar y mejorar la certeza de la asignación del capital en riesgo en los
Mercados inciertos donde la incertidumbre varía con el tiempo y el escenario.
El mercado de electricidad en España ha sufrido grandes cambios. De un mercado
regulado con ninguna o muy baja incertidumbre en los beneficios futuros para las
empresas, se pasó a un entorno de mercado liberalizado y desregulado. Los
precios de la electricidad ya no son determinados por el regulador sino por el
mercado, y en algunos mercados desregulados como California, Suecia o
Noruega se observa una extrema volatilidad en los precios. Este nuevo entorno
hace que para una compañía generadora de electricidad sus beneficios futuros
sean inciertos y se produzca la necesidad de gestionar los riesgos.
La generación eléctrica conlleva riesgos inevitables debido tanto a situaciones
físicas (contingencias en grupos o líneas de transporte, cambios de temperatura
0.1 Introducción 4
que incrementan la demanda, etc.) como económicas (cambios en los precios de
los combustibles, en los tipos de interés, aspectos ambientales, etc.). En el marco
regulatorio tradicional estos riesgos eran soportados, en último término, por los
consumidores. Una de las consecuencias más relevantes de los procesos de
desregulación es que los riesgos que eran soportados por los consumidores o
contribuyentes en los sistemas bajo regulación centralizada, han pasado a ser
soportados por los agentes del sistema incluyendo las compañías de generación.
Es decir, en un sistema en competencia son los propios generadores los que han
de soportar y, por lo tanto, aprender a gestionar estos riesgos. Por ello cobra una
gran importancia el análisis y la gestión del riesgo.
Sin embargo, la incertidumbre no es necesariamente negativa para los
productores de electricidad. De hecho, las centrales de energía eléctrica flexibles
pueden tomar ventaja de los precios volátiles. Las estimaciones tradicionales para
manejar la incertidumbre en los mercados de electricidad fueron enfocadas sobre
el seguimiento de las fluctuaciones de la demanda, donde los precios eran
asumidos en forma determinista. Hoy en día este no es el caso, una nueva
estimación para gestionar el riesgo en el mercado de electricidad es requerida.
La liberalización de los mercados de electricidad trajo consigo una gran cantidad
de riesgos para los participantes, pero también una gran cantidad de posibilidades
y oportunidades. Una de las claves del éxito en el mercado liberalizado es la
habilidad de las compañías para gestionar estos nuevos riesgos.
El riesgo usualmente significa una condición adversa que puede pasar o, en forma
más general, es la incertidumbre sobre el futuro. En los mercados de energía
regulados, la gestión del riesgo se reduce a la gestión de riesgo del precio puro, y
al menos las grandes compañías eléctricas transfieren las pérdidas económicas
ocurridas a los consumidores. Como una consecuencia de esto, la gestión del
riesgo demanda menos atención de las compañías.
5
Inclusive hoy, en los lugares donde los mercados de electricidad y gas no están
totalmente desregulados, los generadores de energía son responsables por la
cadena completa de la energía, y su infraestructura es desarrollada en estas
organizaciones para protegerse del riesgo a través de contratos de largo plazo y
derechos de exclusividad de venta.
La desregulación gradualmente ha abierto muchas partes del mercado de
electricidad a la competencia. El grado de desregulación varía entre las
commodities y las áreas geográficas de los mercados. Entre las commodities de
energía, el mercado de combustibles es el más sofisticado y maduro. Como
resultado del aumento de la eficiencia del mercado seguido por la desregulación,
los consumidores de todos los tamaños, pueden al menos teóricamente,
beneficiarse de las bajas en los costes de las fuentes de suministro. Esto es
porque una mayor gama de participantes interaccionando a ambos lados del
mercado es capaz de asegurar que haya suficiente interés en el movimiento del
precio, en ambas direcciones. Durante la desregulación del mercado eléctrico, los
agentes del mercado han tenido que evolucionar hacia las condiciones de los
negocios internacionales altamente competitivos y una mayor gestión de los
riesgos. Los principales riesgos a los que se enfrentan hoy en día incluyen no solo
los riesgos de precio, sino también los riesgos financieros de las inversiones y los
riesgos de previsión de la demanda.
Existen casos donde la gestión pobre del riesgo ha destruido una compañía. Los
fallos comunes están unidos a posiciones incorrectas de mercado, estrategias
deficientes, errores de modelado o simplemente operaciones de comercialización
con elevado riesgo realizadas sin los estudios respectivos o unas coberturas
adecuadas. La falta de límites del riesgo, información distorsionada, solo control
superficial del riesgo, operaciones de mercado exóticas, o simplemente un pobre
conocimiento acerca del turbulento negocio de la energía han llevado a pérdidas
económicas extremas a algunas compañías, y solo unos pocos casos son
públicamente conocidos. Adicionalmente, la complejidad de los instrumentos
0.1 Introducción 6
financieros ejercidos en el negocio de comercialización y el incremento de los
volúmenes de los contratos financieros parecen ser las tendencias seguidas por la
desregulación. Estas tendencias, junto con la toma de decisiones rápidas
requeridas para transacciones, empujan el riesgo total del negocio a un nivel
donde la gestión del mismo no puede ser desatendida por las compañías
relacionadas con el negocio de la energía.
Por consiguiente, las direcciones corporativas y los accionistas de las compañías
de commodities demandan hoy en día la implementación de sistemas de gestión
del riesgo. Los problemas prácticos relativos a la gestión del riesgo se preocupan
de cómo los procesos planeados son coordinados, evaluados y sincronizados con
el riesgo existente y los controles financieros son necesarios para ahorrar a la
compañía recursos materiales y de dirección. Por ejemplo, las rutinas y culturas
normales que se ejecutan en el negocio, los sistemas disponibles, y las prácticas
de información existentes deben ser cuidadosamente estudiadas, y
posteriormente, renovadas para constituir una práctica de gestión del riesgo
corporativo armonizada y hecha a la medida.
De todos modos, parece que las empresas han aumentado su competencia frente
al riesgo, estableciendo procedimientos de gestión del riesgo relevantes y una
cultura del riesgo en la organización consciente que tendrán mejores
oportunidades de ganancia de una posición financiera más fuerte, credibilidad y
una ventaja competitiva más firme a escala mundial en la integración de los
mercados energéticos.
Actualmente existe un consenso internacional en elaborar acciones concretas para
hacer frente al calentamiento global y el cambio climático, cuyo objetivo final es la
estabilización de los gases de efecto invernadero que causan una peligrosa
interferencia en el sistema climático. A través del Protocolo de Kyoto, el cual fue
ratificado por la Unión Europea en representación de todos sus Estados miembros
en abril de 2002, se establecieron obligaciones concretas para los países
7
industrializados, para la reducción global de algo más del 5% de las emisiones de
Gases de Efecto Invernadero (GEI), respecto a las emisiones de 1990. La Unión
Europea considera el problema del cambio climático dentro de sus prioridades y
se estableció en Europa un régimen de mercado de derechos de emisión, el cual
empezó en enero de 2005 y representa un nuevo entorno para el negocio de
generación de energía eléctrica, con riesgos de precio y volumen evidentes.
Usualmente las decisiones de inversiones con capital privado y de operación de
las plantas de generación eléctrica se tomaban usando procedimientos bien
establecidos. Sin embargo, estos procedimientos no tenían en cuenta los aspectos
ambientales más allá de las obligaciones que establecía la propia regulación
medioambiental al construir una central. Ahora, sin embargo, ante la nueva
perspectiva se requiere internalizar el coste ambiental asociado a las emisiones de
CO2, el cual afecta de forma importante a los costes variables de explotación.
Desde el punto de vista de los productores, el mercado de emisiones supone un
coste adicional asociado a las emisiones de CO2, que debe reflejarse en sus
costes de producción. Para el sistema inicial establecido en Europa pre-Kyoto para
el periodo 2005-2007, la entidad reguladora otorgó un límite de emisiones a cada
central en forma de derechos. De tal forma que las empresas están obligadas a
comprar los derechos que faltan, si su producción supera la asignación gratuita
recibida. De la misma forma, los derechos sobrantes pueden venderse a otro que
los necesite, obteniéndose un beneficio. Para un modelo de mercado marginalista
como el español, este coste adicional se incorpora directamente en los costes
variables de explotación, igual que si se tratase de un combustible más, porque de
forma análoga, se deberá disponer de los suficientes derechos de CO2 a cierre de
año y de periodo para cubrir el total de emisiones efectuadas. De una forma u otra,
los generadores ahora deben decidir si les interesa más seguir produciendo o
vender sus derechos.
0.1 Introducción 8
En muchos países, la atención sobre las emisiones de CO2 está focalizada sobre
la generación eléctrica, porque es el sector responsable de la mayoría de las
emisiones sujetas a la Directiva Europea del Comercio de Emisiones, con una
cuota del 30% del total. Desde hace unos cinco años, en España las compañías
de generación han orientado sus inversiones a tecnologías como los ciclos
combinados (CCGT), dado que son centrales que tienen una ventaja fundamental
en el aspecto medioambiental como sus emisiones nulas de SO2 y NOx, y las
emisiones de CO2 muy inferiores a las de una central de carbón. Adicionalmente,
el rendimiento de esta tecnología es muy superior a las demás (actualmente en el
entorno del 58% y se espera que supere el 60% en un futuro cercano) y cuenta
con otras ventajas como su relativo corto tiempo de construcción y su bajo coste
de inversión. Actualmente aproximadamente la mitad de las nuevas instalaciones
de generación en Europa son centrales de este tipo.
Otra característica importante de los ciclos combinados es que son
operativamente mucho más flexibles que las centrales térmicas clásicas. En
general, la estrategia para una central de ciclo combinado es que esté
funcionando a plena carga, cuanto más tiempo mejor. Sin embargo, la volatilidad
del precio del pool y los altos precios del gas natural, representan un riesgo
importante para el negocio de la generación de energía eléctrica, que requiere ser
incorporado en los modelos de gestión del riesgo de las compañías a través de la
representación del diferencial de precios o “spark spread” entre el precio del pool
de electricidad, el precio del combustible y el precio de las emisiones utilizado para
su producción.
Otra estrategia utilizada por las compañías de generación para posicionarse
ventajosamente desde la perspectiva de las emisiones de CO2 es el desarrollo de
nuevas tecnologías energéticas no contaminantes que sustituyan a las basadas en
los combustibles fósiles. Es decir, este nuevo entorno ha logrado que las
compañías de generación de energía eléctrica inviertan en una serie de
tecnologías que actualmente están siendo incentivadas desde la legislación
9
europea, como son las energías renovables o de régimen especial, en especial la
eólica, que presenta unas ventajas importantes dado que sus emisiones son
nulas.
Por lo tanto, es importante determinar los riesgos globales a los que se ve
sometida una empresa energética a través de herramientas de gestión de riesgos
que recojan la opcionalidad de los ciclos frente al spread gas-electricidad-
emisiones. Adicionalmente, hay que introducir herramientas que modelen el
comportamiento especial del régimen especial, en concreto, los parques eólicos.
Actualmente la diferencia esencial que no aparece en los modelos de análisis de
riesgos actuales de las empresas es el modelado del precio del CO2. En cierto
modo, los modelos de riesgos estaban incompletos, porque las empresas
eléctricas ya no sólo operan en el mercado eléctrico y en el mercado de
combustibles, como venían haciendo hasta ahora, sino que ahora tienen también
que operar en un nuevo mercado de derechos de emisiones, que tiene
características propias y cuya cuantificación, desde la perspectiva de riesgos, hay
que incorporar a los modelos.
10
2
El mercado eléctrico español
y la gestión del riesgo
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 11
2. El mercado eléctrico español y la gestión del r iesgo
2.1 Aspectos Generales
2.1.1 La electricidad
La electricidad no es un producto almacenable. Esto implica que la energía
eléctrica debe ser consumida en el mismo momento que es producida; por lo tanto
se trata de un mercado en permanente equilibrio. Esto crea problemas de
restricciones y la necesidad de un exceso de capacidad instalada, para atender los
picos de demanda. Por ello, para garantizar un margen de capacidad que asegure
la fiabilidad del sistema, aparece el concepto de pago por garantía de potencia.
La generación eléctrica se caracteriza por ser una producción técnicamente muy
compleja, lo cual se traduce en limitaciones o restricciones técnicas tales como:
costes de arranque y parada, operación en mínimos técnicos o a plena carga,
rampas de subida y bajada, paradas por mantenimientos programados y fortuitas.
Todas estas restricciones tienen consideraciones económicas que se reflejan
sobre el precio final de la electricidad.
La generación eléctrica presenta en algunos casos una dependencia fuerte de la
meteorología. Las plantas hidráulicas se benefician de los regímenes de lluvias y
de los inviernos fríos y húmedos, en los que se produce grandes cantidades de
nieve que se van derritiendo a lo largo del año, mientras que la generación eólica
depende exclusivamente de que haya viento con velocidades adecuadas. Esto
repercute directamente sobre el precio de la electricidad, disminuyéndolo cuando
las condiciones meteorológicas de hidraulicidad y viento son favorables, en
cambio, los años secos hacen que la producción hidráulica disminuya
sensiblemente obligando a generar más con centrales térmicas para cubrir la
demanda, lo cual se traduce en un mayor coste de la electricidad y un mayor nivel
de emisiones contaminantes a la atmósfera.
12
La demanda se caracteriza por ser inelástica; no responde a las variaciones de los
precios a corto plazo, y es cíclica siguiendo los patrones de comportamiento de la
cotidianeidad humana e industrial. De tal forma que en la curva de la demanda
aparecen picos de demanda diarios, horas de llano y horas valle de menor
intensidad en el consumo, así como ciclos semanales entre los que se diferencian
claramente días laborales y días festivos.
Además, existe una correlación fuerte entre la temperatura y el consumo de
electricidad tal que los picos de demanda aparecen en los días de temperaturas
mínimas o máximas, por el uso de la calefacción en los días más fríos y por el uso
del aire acondicionado en los días más calientes. Para determinados generadores,
como los generadores eólicos, la electricidad se genera cuando las condiciones
climáticas son favorables, pero no se relaciona con el patrón de comportamiento
de la demanda.
Por lo anterior, existen escenarios con alta incertidumbre. La incertidumbre se
suele analizar en diferentes alcances: largo plazo (anual), medio plazo (mensual),
corto plazo (diario). Una primera fuente de incertidumbre es la climática, como se
mencionó anteriormente; otra fuente de incertidumbre es de tipo regulatorio, dado
que se trata de un sector en proceso de transformación en el que las reglas están
cambiando para corregir las ineficiencias y defectos que se van encontrando en el
mercado; por último, otras fuentes principales de incertidumbre son las propias de
un mercado liberalizado, por desconocimiento de la evolución de los precios, de
las estrategias de los competidores y de las nuevas inversiones.
2.1.2 Del Marco Legal Estable a la liberalización d el sector eléctrico
Tradicionalmente las empresas eléctricas estaban verticalmente integradas, de
forma que se ocupaban de toda la cadena de valor en el negocio de la energía
eléctrica para hacer llegar la producción en la central hasta el consumidor final
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 13
(Figura 1). Con la liberalización del sector eléctrico se produjeron cambios
fundamentales en la estructura de las empresas eléctricas que tenían
verticalmente integradas las actividades de generación, transporte, distribución y
comercialización de energía en el sector eléctrico bajo la normativa de la
regulación tradicional, pasando a una estructura donde las actividades de
generación y comercialización pueden funcionar integradas o separadas y de
forma competitiva con reglas de mercado, mientras que el transporte y la
distribución se considera que deben seguir operando de forma regulada en
régimen de monopolio natural (Figura 2).
Figura 1. Cadena de valor tradicional en el negocio de la energía eléctrica.
La introducción de competencia en generación eléctrica supuso el abandono de un
sistema en el que las decisiones de inversión y operación obedecían
principalmente a una planificación realizada por la administración y una
explotación unificada desarrollada por el operador de la red (REE – Red Eléctrica
de España). En el Marco Legal Estable (MLE) los generadores tenían asegurada
la recuperación de sus costes siempre que operaran eficientemente, por lo que
actuaban en un contexto de riesgo e incertidumbre mínimos. Sin embargo, al
pasar a operar en un sistema de competencia, como el que actualmente existe en
España, cada empresa toma sus propias decisiones en cuanto a inversión, y
explotación en una situación incierta sin tener la seguridad de que recuperara sus
costes y que su inversión será retribuida en una forma adecuada.
14
Figura 2. Cadena de valor de la industria liberaliz ada.
Esta transformación del sector tiene como objetivo incrementar la eficiencia (y, en
último término, suministrar electricidad a menor coste) mediante la introducción de
competencia en las actividades de generación y comercialización de electricidad.
Este cambio fundamental en la regulación eléctrica española, es el modelo actual
presente en un número importante de países.
El cambio de planteamiento en estas dos actividades del negocio eléctrico
introdujo dos elementos fundamentales que son los que condicionan actualmente
el comportamiento de los agentes del mercado eléctrico: la descentralización de
las decisiones, con lo cual se redujo la dependencia de los planes de la
Administración, y el incremento de los riesgos, pues de forma gradual se redujo la
relativa seguridad que los productores de electricidad tenían con respecto a la
recuperación de sus costes.
Por tanto, la industria eléctrica basada en la competencia ya evoluciona guiada
por la superposición de decisiones realizadas por múltiples agentes, cada uno con
sus propios objetivos y su particular valoración de la realidad. Esto ha hecho
necesario que las empresas eléctricas en sus procedimientos de planificación y
operación, tengan en cuenta factores, como las posibles acciones de sus
competidores, la incertidumbre respecto a los precios de la electricidad o de los
combustibles o la posibilidad de ganar o perder clientes.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 15
En un mercado competitivo el generador ha de vender su producción, bien a
través de un mercado mayorista organizado, bien tratando directamente con los
clientes. Así pues, el generador no puede saber con exactitud qué volumen de
energía podrá producir ni a qué precio podrá venderlo. En un mercado como el
español, donde la energía eléctrica se negocia fundamentalmente a través de un
mercado mayorista o pool, la predicción del precio de este mercado es una
variable fundamental que determina los ingresos que un generador podrá recibir.
Los generadores pueden tener otros ingresos no directamente derivados del
mercado, tales como la remuneración de capacidad, o las compensaciones por los
costes de transición a la competencia. Estos ingresos también tienen elementos
de incertidumbre, al menos en cuanto a su evolución en el tiempo, por lo que el
generador también ha de preverlos al valorar sus alternativas de inversión.
La toma de decisiones en un contexto de incertidumbre elevada resulta muy difícil
para cualquier empresa. Encontrar financiación para un generador eléctrico que
depende para sus ingresos de los precios resultantes en el mercado mayorista
puede ser complejo, por lo que, en general, las empresas tratan de reducir esos
riesgos mediante contratos que aseguren un determinado nivel de ingresos.1
La empresa eléctrica debe ir más allá de la excelencia tecnológica. Debe producir
más eficientemente que sus competidores, pero ha de ser capaz de vender esa
producción a buen precio. La clave del éxito en este nuevo entorno radica en ser
capaces de gestionar los riesgos adecuadamente: el nivel de riesgo no ha de venir
impuesto por el azar, sino que ha de ser activamente controlado por la empresa.
Los riesgos han de verse como oportunidades de negocio: cada vez existen más
posibilidades de trading y arbitraje, en las que una empresa puede sacar partido
1 Las entidades financieras han desarrollado la capacidad de evaluar este tipo de inversiones y los riesgos asociados. Existen muchos casos de las denominadas Merchants plants, grupos que han sido financiados a pesar de depender exclusivamente del precio del pool para su remuneración.
16
de su cartera de activos, de su cercanía a los clientes y de su conocimiento de los
mercados energéticos.
2.2 El mercado de emisiones de CO 2
2.2.1 El Protocolo de Kyoto
El Protocolo de Kyoto, firmado por España en 1997 y ratificado en febrero de
2005, es el principal instrumento de la comunidad internacional para hacer frente
al cambio climático y minimizar su impacto. El Protocolo de Kyoto establece unos
objetivos de emisión para los países desarrollados, que se han comprometido a
reducir sus emisiones agregadas de los seis gases invernadero más importantes
(aunque el CO2 es el que tiene un mayor peso) al menos un 5 % de promedio
sobre los niveles de 1990. Esa reducción debe lograrse durante el período 2008-
2012 [Lejarraga 04].
Con su adhesión al Protocolo, la UE-15 se comprometió a reducir un 8 % sus
niveles de emisiones equivalentes de CO2 respecto a las existentes en 1990
basados en un reparto interno de carga entre sus estados miembros, que consiste
en restringir diferentes porcentajes de emisión a diferentes estados miembros para
alcanzar su meta de reducción del 8%. Por ejemplo, Italia debe reducir sus
emisiones un 6,5% y Alemania lo debe hacer un 21%, mientras que España y
Suecia podrán aumentar sus emisiones en un 15% y un 4% respectivamente. La
Figura 3 muestra las metas de los estados miembros de la Unión Europea (UE).
Para que el Protocolo de Kyoto entrara en vigor (es decir, que los objetivos de
emisión fueran vinculantes legalmente) debió ser ratificado por al menos 55 países
que representan el 55 % de las emisiones totales de CO2 de 1990. Con la
ratificación de Rusia, en febrero de 2005, se cumplió este criterio y el Protocolo
entró en vigor.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 17
Figura 3. Metas establecidas en el reparto interno de carga de la UE
En realidad, el Protocolo de Kyoto ofrece un cierto grado de flexibilidad con
respecto al cómo, dónde y cuándo se hace la reducción de las emisiones. Para
ofrecer esa flexibilidad y para disminuir los costes de la reducción de emisiones,
se han previsto tres mecanismos: el comercio internacional de derechos de
emisión (CIE), el mecanismo para un desarrollo limpio (MDL) y la aplicación
conjunta (AC).
El comercio internacional de derechos de emisión (CIE) que permite negociar con
los derechos de emisión de Kyoto entre estados soberanos y requiere la existencia
de una serie de requisitos de elegibilidad. El CIE se ha desarrollado desde el
principio del primer período de compromiso de Kyoto (2005-2007).
El mecanismo de desarrollo limpio (MDL) está pensado para proyectos de
reducción de emisiones en países en que no hay objetivos de emisión según el
Protocolo, es decir, en naciones en desarrollo. Las reducciones de emisiones de
CO2 derivadas de proyectos de MDL generan créditos de emisión (las llamadas
reducciones certificadas de emisiones o RCE), que se pueden vender en los
18
mercados internacionales de forma equivalente a un derecho de emisión y ser
utilizados para cumplir con la normativa.
La aplicación conjunta (AC) se refiere a proyectos en países ya comprometidos
con un objetivo de emisión (otros países industrializados y países con economías
en transición). Las reducciones logradas a partir de proyectos de AC generan
créditos de emisión (conocidos como unidades de reducción de emisiones o URE).
Si se cumplen ciertas condiciones, dichas unidades pueden utilizarse también para
cumplir con la normativa.
2.2.2 La Directiva de Vinculación
La Directiva de Vinculación de la UE relaciona el régimen comunitario con los dos
mecanismos flexibles basados en proyectos del Protocolo de Kioto (MDL y AC),
con el objeto de proporcionar una mayor liquidez y flexibilidad al mercado. Con la
aprobación de la Directiva de Vinculación, los créditos derivados de los MDL y las
AC podrán ser adquiridos por las empresas para poder comerciar con ellos o para
poder cumplir con la normativa del régimen comunitario.
Las reducciones derivadas de los MDL han optado a recibir créditos de emisiones
(RCE) desde el 2000, y dichos créditos ya se pueden utilizar para el régimen
comunitario. Los créditos derivados de los proyectos de AC (URE) sólo se podrán
usar después del 2008. El régimen comunitario es el primero en todo el mundo
que reconoce dichos créditos como equivalentes a los derechos previstos en el
propio plan de la UE para la reducción de las emisiones., con lo cual la
introducción del régimen comunitario es una respuesta política clave para alcanzar
los objetivos del Protocolo de Kyoto.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 19
2.2.3 El Esquema Europeo de comercio de emisiones ( EU-ETS)
El régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero de la UE (régimen comunitario) es el más importante jamás puesto en
práctica en el mundo a nivel de empresas de distintos países y de distintos
sectores. Se trata de un régimen que regula los límites y la negociación de las
emisiones de dióxido de carbono (CO2) y que afecta a más de 12,000
instalaciones de cinco sectores industriales básicos de la UE de los 25, cerca de la
mitad de las emisiones de CO2 de Europa.
El régimen está regulado por una directiva de la UE (la Directiva 2003/87/CE, por
la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases
de efecto invernadero en la Comunidad) que ha sido transpuesta a las
legislaciones nacionales de cada uno de los 25 Estados miembros. Los sectores
afectados son: refinerías, metales férreos, pulpa de papel y papel, industria
minera, generadores de electricidad y de calor. Si bien una serie de instalaciones
de sectores no pertenecientes al sector energético y que generan una energía
sustancial también quedan parcialmente cubiertos en este régimen (p. e., aluminio,
químicos, automoción, alimentación y bebidas, etc.).
El primer período de negociación para el régimen es 2005-2007 se ve como una
oportunidad para aprender mediante la práctica. La segunda fase coincidirá con el
período de compromiso de Kyoto (2008-2012) y se espera que contenga objetivos
más rigurosos. Posteriormente, se prevé que habrá más períodos de cinco años
de duración.
En el centro del nuevo régimen está la moneda de intercambio común: los
derechos de emisión. Un derecho de emisión equivale a poder emitir una tonelada
de CO2 desde una instalación regulada por el régimen. La asignación de derechos
para este primer período se ha determinado mediante los planes nacionales de
asignación de derechos preparados por los gobiernos de la UE-25. Las empresas
20
pueden transferirse derechos libremente entre ellas y esos derechos también se
pueden sacar al mercado con el objetivo de lograr una reducción de las emisiones
coste-eficiencia. Cada año, las instalaciones deben hacer entrega de un número
de derechos según las emisiones verificadas de CO2 que hayan emitido el año
previo. Dichos derechos se cancelan y ya no se pueden volver a utilizar. Las
instalaciones con derechos sobrantes pueden venderlos o reservarlos para el
futuro –dentro del mismo periodo-.
Según el Ministerio de Medio Ambiente Español, el balance actual entre la
asignación y las emisiones para el 2007 por sectores se muestra en la Figura 4.
Figura 4. Balance Asignación y Emisiones CO 2 (ton) España 2007
(Fuente: Ministerio del Medioambiente)
4.611.156
8.818
-21.701.440
4.971.480
-747.989
-740.788
266.391
106.351
1.406.707
230.260
960.473
525.782
405.802
962.306
277.490
11.097.410
9.438
-44.162.559
8.164.570
-2.024.458
-7.603.527
590.443
750.610
2.887.766
483.749
2.498.217
278.292
1.307.170
2.434.818
792.301
Combustión (1.b - 1.c)
Generación: otros
Generación: carbón
Generación: ciclo combinado
Generación: extrapeninsular
Generación: fuel
Industria: azulejos y baldosas
Industria: cal
Industria: cemento
Industria: fritas
Industria: pasta y papel
Industria: refino de petróleo
Industria: siderurgia
Industria: tejas y ladrillos
Industria: vidrio
2007 Período
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 21
2.2.4 Riesgos del comercio de emisiones
El régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero de la UE (en adelante, régimen comunitario) genera un riesgo
sustancial, si bien crea también potenciales oportunidades, tanto para las
empresas afectadas de forma directa como para aquellas que quieran realizar
trading y arbitraje tratando las emisiones como otro producto financiero. Por ello,
teniendo en cuenta que es el mayor marco normativo de comercio de derechos de
emisión del mundo, genera también nuevos activos y pasivos valorados en miles
de millones de euros, y plantea nuevos retos para las empresas eléctricas.
Los efectos del régimen comunitario son divergentes, sobre todo a causa de la
inmadurez del Mercado y de los continuos interrogantes normativos, en especial
con respecto a las cuotas del período 2008-2012 y a las perspectivas del
Protocolo de Kyoto más allá de 2012. Pero una cosa está clara: los inversores y
las entidades financieras de todo el mundo cada vez son más conscientes de los
riesgos y oportunidades que el cambio climático y el impacto del régimen
comunitario.
Cabe decir que las empresas eléctricas se enfrentan a una doble carga: los
objetivos de reducción de emisiones y el aumento de los precios energéticos, pues
al menos algunos de los costes de generación de los GEI, se repercutirán casi con
toda probabilidad en los precios al por mayor. Las empresas eléctricas deberán
estudiar con calma su estructura de costes y las posibilidades que tienen de
repercutir, a su vez, ese aumento de costes a sus clientes.
La planificación del régimen comunitario ya debería estar más que iniciada, tanto
desde un punto de vista estratégico como a un nivel más concreto, pues habrá
que hacer cambios en prácticamente todas las actividades de la empresa. Si no se
actúa con agilidad ante este nuevo reto, el valor del accionista puede correr
riesgos importantes.
22
El enfoque de la normativa de gases de efecto invernadero aprobada por la UE es
un enfoque de mercado, de modo que las empresas reguladas tienen la opción de
reducir las emisiones, invertir en proyectos de reducción de emisiones a escala
internacional o comerciar con los derechos de emisión en un nuevo mercado
europeo. Con estas opciones surgen nuevos riesgos y oportunidades.
La entrada en vigor del régimen de comercio de los derechos de emisión de la UE
requerirá un cambio en el planteamiento y en la aplicación de los procesos en las
organizaciones. Evidentemente, habrá implicaciones operativas y una necesidad
de demostrar el cumplimiento de la normativa. Así mismo, las empresas tendrán
que comprar o vender derechos de emisión según su situación. Pero las
implicaciones van más allá. Deberán estudiarse todas las actividades de la
organización que tengan relación con los GEI: explotación, comercio, estrategia de
fusiones y adquisiciones, planificación de la inversión, cumplimiento normativo y
medioambiental, fiscalidad y contabilidad. Muchas empresas han avanzado en
aspectos operativos y de sistemas, aunque todavía están intentando desarrollar la
estrategia a largo plazo, así como considerar los tratamientos contables y fiscales.
Es posible que estos temas carezcan de importancia para las compañías con
niveles de emisiones favorables para el período de compromiso inicial (2005-
2007). No obstante, la actualidad sobre las asignaciones futuras han sido menos
benévolas y, sin duda, los desarrollos normativos como el Real Decreto 3 de 2006
han producido una incertidumbre y por consiguiente una respuesta del mercado
menos evidente. Por lo tanto, las empresas deben realizar su planificación a más
largo plazo frente a la serie de posibles escenarios relacionados con el mercado y
la normativa. De hecho, se identifican como principales riesgos estratégicos las
asignaciones para 2008-2012, el futuro de Kyoto y la forma que adoptará el
régimen comunitario después de 2012. Así mismo, existe la posibilidad de un
efecto perjudicial a largo plazo de las limitaciones en los GEI sobre el valor del
accionista y sobre la rentabilidad. Además, del aumento esperado de los precios
energéticos.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 23
Sin duda son importantes las decisiones que tomarán los gobiernos para los
planes de asignación nacionales de 2008-2012. Además, las empresas tendrán
que ir preparando los planes con respecto a los riesgos (y a las oportunidades)
que traen los GEI. Los inversores y las entidades financieras cada vez conocen
más de estos temas relacionados con el cambio climático, y los clientes muestran
también una actitud activa.
Dichos riesgos e incertidumbres sugieren que las empresas deberán centrarse en
una serie de estrategias para sobrevivir y prosperar en el nuevo panorama. Las
opciones que se barajan son la reducción de las emisiones, el intercambio de
derechos de emisión y otros instrumentos relacionados, y la participación en
proyectos para generar permisos o créditos homologables a permisos de acuerdo
con los mecanismos flexibles de Kyoto; nos referimos por ejemplo al Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) o a la aplicación conjunta (AC). En estos momentos
están en marcha proyectos internacionales que generan créditos de CO2 a través
de MDL/AC en un número considerable de países. Hasta la fecha se han tratado,
fundamentalmente, la captación y conversión de gas metano a partir de residuos,
las energías renovables (especialmente energía eólica y biomasa) y los cambios
de combustible a nivel industrial. Por el lado de la oferta, entre los países con
potencial de venta se encuentran la India, Brasil, China y Rusia. Algunas industrias
ya se han implicado en estos proyectos de generación de créditos.
Mientras, sigue habiendo mucho por hacer desde el punto de vista de los
procesos, el marco institucional y normativo sigue en desarrollo y hay temas
pendientes en relación con la contabilidad financiera de las asignaciones y las
emisiones, los contratos y los instrumentos de mercado, el tratamiento fiscal del
comercio de emisiones y las reglas de verificación. Hoy en día las empresas
están al día en temas operativos y de cumplimiento pero que se encuentran en un
escenario mucho menos avanzado desde el punto de vista contable, fiscal y legal
y son cuestiones que no pueden descuidarse.
24
En resumen, las industrias deben demostrar que cuentan con una estrategia sólida
para adaptarse a este marco con restricciones en los GEI, además de probar que
tienen planes claros para gestionar tanto los riesgos comerciales como los
aspectos de cumplimiento del régimen de comercio de derechos de emisión de la
UE.
2.3 Las centrales de ciclo combinado y los parques eólicos.
Las fuentes de energía han condicionado el desarrollo y el crecimiento de las
distintas civilizaciones humanas. Desde los tiempos en que la madera era la
fuente energética por antonomasia, hemos pasado en relativamente poco tiempo
al uso generalizado de combustibles fósiles y, más recientemente, a un interés en
aumento por las fuentes de energía renovables. La energía ha pasado de ser un
recurso autosuficiente a representar un bien de importancia estratégica,
fundamental para el mantenimiento del modelo económico y social.
El uso de distintas fuentes de energía no está exento de impactos ambientales,
especialmente asociados a las energías tradicionales no renovables: efecto
invernadero, contaminación atmosférica, vertidos térmicos, lluvia ácida, residuos,
degradación del suelo. Para la Agencia Europea de Medio Ambiente, los
combustibles fósiles son responsables del 80% de las emisiones mundiales de
dióxido de carbono, así como de óxidos de azufre y de nitrógeno.
Por ello, desde hace tiempo se buscan soluciones a la dependencia respecto a los
recursos energéticos no renovables. La mejora de la eficiencia energética,
ambiental y económica de las técnicas actuales es uno de los caminos
seleccionados para resolver este problema. En el caso español se puede
observar en la Figura 5 la participación actual de las diferentes tecnologías en la
producción bruta de energía eléctrica del 2003 al 2007, en la cual se observa un
fuerte crecimiento de la tecnología de ciclos combinados, lo que corrobora la
teoría de la mejora de la eficiencia energética.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 25
Figura 5. Estructura de la producción bruta del rég imen ordinario
(Fuente: REE 2007)
La otra vía, complementaria a la anterior, es la apuesta por la implantación a gran
escala de energías basadas en recursos renovables, como la energía solar, la
eólica, o la basada en la biomasa. En la Figura 6 se observa la evolución de la
participación de las energías renovables en la cobertura de la demanda y en la
Figura 7 se muestra la estructura de la energía adquirida al régimen especial
donde se observa un incremento significativo de la participación de la energía
eólica.
Figura 6. Cobertura de la demanda eléctrica
(Fuente: REE 2007)
26
Figura 7. Estructura de la energía adquirida al rég imen especial
(Fuente. REE 2007)
También hay que añadir otro dato fundamental que hace más apremiante la
adopción de nuevas alternativas energéticas: desde la industrialización hasta
nuestros días la demanda energética no ha dejado de crecer en el mundo y las
previsiones indican que dicha tendencia va a continuar.
La sociedad actual consume cuatro veces más energía que hace 40 años, a lo que
hay que añadir el creciente consumo de los países en vías de desarrollo que
aspiran a tener una mejor calidad de vida, siempre ligada al consumo energético.
En la Figura 8 se muestra la evolución del impacto del cambio climático en
España, donde se observa el fuerte incremento de la demanda de 1993 a 2003, el
apuntamiento y desplazamiento de esa demanda, debido a la introducción de
tecnologías como los aires acondicionados para mitigar los efectos de las altas
temperaturas y al efecto de los calentadores para el caso de las bajas
temperaturas en el invierno.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 27
Figura 8. Demanda eléctrica en España asociada a la temperatura
ambiente
En resumen existen dos vertientes existentes en este contexto energético, en
cuanto a formas diferentes de producción de energía: las centrales de Ciclo
Combinado (que utilizan de una forma innovadora y más respetuosa con el medio
ambiente un combustible fósil como es el gas natural) y el régimen especial, y
especialmente, los Parques Eólicos (que utilizan el viento como fuente de energía
renovable). Por consiguiente, la tendencia que se observa en el mercado eléctrico
español en cuanto a los recursos de producción de las empresas es un mayor uso
de este mix de generación apuntando a la eficiencia energética.
2.4 Los ciclos combinados
2.4.1 Características
Los ciclos combinados utilizan gas natural como combustible y es una tecnología
cuyo diseño se basa en la superposición de turbinas de gas con un ciclo de vapor.
Mediante esta técnica se aprovecha el calor residual de los gases de escape
procedentes de la combustión del gas natural en la turbina de gas, generando
vapor en una caldera y aprovechando posteriormente este vapor para obtener más
28
electricidad acoplando una turbina de vapor. Estos gases residuales salen de la
turbina de gas a una temperatura de 500-600 ºC y mientras que su calor asociado
se pierde en las centrales clásicas, en las de Ciclo Combinado se aprovecha su
energía térmica para generar igualmente electricidad. De esta forma, el mismo
combustible sirve para proporcionar electricidad en dos ciclos compatibles y
paralelos.
También podríamos definir una central de Ciclo Combinado como un sistema
energético altamente eficiente, de bajos costes de inversión en comparación con
los restantes sistemas energéticos de generación de electricidad, de un corto
plazo de ejecución, con una gran flexibilidad de operación, con un bajo impacto
ambiental, que puede instalarse próximo a los centros de consumo, con el
consiguiente ahorro en pérdidas por transporte, y sin que sea necesario instalar
nuevas líneas de alta tensión, y usando un combustible, de fácil transporte y
manejo como es el gas natural.
2.4.2 Beneficios y riesgos
Figura 9. Importaciones de España de Crudo
(Fuente: CNE 2005)
Hoy en día, la producción de energía en España como en el resto del mundo
depende del petróleo (así como de otros hidrocarburos) como combustible, siendo
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 29
el país importador de casi el 100% del crudo que utiliza como se muestra en la
Figura 9. Dentro de la matriz energética española el gas ha alcanzado una
participación del 21% (Ver Figura 10)
Figura 10. Matriz Energética España
(Fuente: CNE)
Sin embargo, cada vez son más numerosas, tanto en España como en el resto del
mundo, las centrales térmicas que utilizan gas natural como combustible. La
sustitución de combustibles como el carbón por el gas natural en las centrales
térmicas, junto con la aplicación de técnicas más eficientes y de mejor rendimiento
energético, es una solución más que estimable en el ámbito de la reducción del
impacto ambiental asociado al uso de energías basadas en combustibles fósiles.
En la Figura 11 se observa la evolución del consumo de gas natural por mercados
en España, donde se observa un crecimiento mensual de la demanda del mercado
de generación eléctrica originado en un mayor uso de los ciclos combinados para
la cobertura de la demanda.
30
Figura 11. Evolución del consumo de gas natural por mercados
(Fuente: SEDIGAS- 2007)
Entre los beneficios asociados a este tipo de centrales, en particular para aquéllas
que consumen gas natural, destaca el ahorro de un 35% del combustible en
comparación con el utilizado por las centrales eléctricas convencionales de fuel o
de carbón. Ello implica, en términos de eficiencia energética, un incremento del
rendimiento cercano al 20%. Además, por poseer al menos dos ciclos, estas
centrales tienen un mayor grado de flexibilidad, siendo capaces, en relativamente
poco tiempo, de aumentar o disminuir su producción eléctrica, lo que puede servir
para compensar los vaivenes asociados al consumo.
Pero, sin duda, son los bajos niveles de contaminación asociados a estas
centrales, uno de los valores más apreciados. Aunque dependiendo siempre del
tipo de combustible, estas centrales generan muchas menos emisiones
contaminantes que otras. Como se ha indicado, el gas natural es el combustible
generalmente utilizado para esta tecnología, por lo que dado su carácter de
combustible más limpio el resultado, en términos ambientales, es particularmente
bueno. Y si no, basta con hacer una rápida comparación con las centrales
térmicas clásicas. En primer lugar, se elimina la emisión de partículas. Además, el
uso de gas natural en centrales de ciclo combinado conlleva un ahorro de
combustible con respecto a otras opciones, debido al mayor rendimiento eléctrico
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 31
de las mismas; lo que se traduce en una menor producción de CO2 por Kwh.
generado (Tabla 1).
Tabla 1. Contaminación ambiental CCGT vs Central Ca rbón
Las emisiones de SO2 prácticamente también se eliminan, dado que el
combustible contiene apenas azufre. La emisión de los óxidos de Nitrógeno (NOx)
puede ser también mitigada gracias a la aplicación de mejoras como la inyección
de agua, la cual reduce la emisión de estos compuestos a la vez que aumenta el
rendimiento de la propia turbina. En la Tabla 2 se resumen las principales causas
que han incentivado al auge de las centrales de gas de ciclo combinado y que han
llevado que en los últimos años en mercados liberalizados como el español la
totalidad de las nuevas instalaciones de régimen ordinario pertenezcan a ésta
tecnología.
Tecnología EficienciaCostes de Inversión
Plazo de ejecución
Tiempos de arranque
Ciclo Combinado 49 - 58% 450 €/kW 24 meses 1 hora
Central de F.O. ó Carbón 37 - 45% 800 -900 €/kW 40 meses > 7 horas
Central Nuclear 34% > 1500 €/kW 60 meses > 12 horas
Tabla 2. Comparación de tecnologías de generación térmica
Se han resaltado las ventajas que tienen los ciclos combinados, y el porqué del
entusiasmo por este tipo de instalaciones, sin embargo, no se ha hablado del
precio del combustible, que como componente principal del coste del Kwh., fue
uno de los principales factores motivadores de las inversiones en ciclos
combinados.
32
Cuando entraron en servicio los primeros ciclos combinados el precio del gas
presentaba un escenario de precios bajos, pero hoy el panorama es bien distinto y
los precios del gas a futuro, ligados a la cotización del petróleo, del dólar y a la
presión de la demanda, presenta incertidumbres y un crecimiento y volatilidad
importante de los precios debido a diversos factores como la inestabilidad política
de varios países suministradores, las grandes inversiones requeridas, las
distancias cada vez más crecientes a los mercados finales y la mayor cantidad de
compradores de gas debido a la liberalización de los mercados (Figura 12).
Figura 12. Evolución del precio del Brent, Gas Natu ral y Carbón
(Fuente: Platts 2005)
Para los ciclos combinados, su estructura de costes de producción con esta
tecnología muestra una alta participación del coste del combustible, lo cual indica
que éste constituye un factor de riesgo importante que determina la explotación de
los ciclos combinados, el cual junto a las consideraciones medioambientales
relacionadas con las emisiones de CO2 van a determinar en el futuro la
continuidad o no de las inversiones de las empresas en ciclos combinados (Tabla
3).
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
Ene-92
Ene-93
Ene-94
Ene-95
Ene-96
Ene-97
Ene-98
Ene-99
Ene-00
Ene-01
Ene-02
Ene-03
Ene-04
Ene-05
Ene-06
Natural Gas (HH) Brent Coal
US$/bbl –US$/ton –US$/MMBtu
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
Ene-92
Ene-93
Ene-94
Ene-95
Ene-96
Ene-97
Ene-98
Ene-99
Ene-00
Ene-01
Ene-02
Ene-03
Ene-04
Ene-05
Ene-06
Natural Gas (HH) Brent Coal
US$/bbl –US$/ton –US$/MMBtu
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 33
CosteCiclo Combinado
(400 MW)Ciclo Carbón
(700 MW)Combustible 71% 55%
Inversión 18% 37%Personal 1% 4%
O+M 10% 4%
Tabla 3. Estructura del Coste del Kwh. CCGT vs Ca rbón
Ahora, en vez de aceptar las consecuencias de la exposición a los riesgos de
precios del combustible como una realidad de la vida, lo importante para las
empresas eléctricas que utilizan ciclos combinados es controlar y gestionar este
riesgo de precios e incluso convertirlo en ventaja utilizando la cobertura de riesgos
a través de contratos físicos o financieros.
Los contratos de cobertura de riesgo permiten gestionar los costes futuros de gas
natural o cualquier otro combustible. Estos servicios de gestión de riesgos ayudan
a cubrir o gestionar el riesgo de precios. Hay muchos tipos de productos, algunos
de ellos están diseñados para fijar el precio futuro del combustible al nivel hoy
acordado (contratos a plazo, swaps y futuros) y existen otros productos
concebidos para garantizar un precio mínimo o máximo mediante el pago de una
prima (opciones).
Figura 13. Contratos de Cobertura de gas natural
(Fuente: British Petroleum Company)
Por tanto, en lo relacionado con los contratos de cobertura de riesgos, lo más
importante es encontrar una solución a la medida basada en distintos criterios
34
como por ejemplo si el riesgo que corre es conocido/real o si es previsto, cuál es el
nivel de riesgo que está dispuesto a aceptar, qué parte de ese riesgo es posible
cubrir y qué instrumentos de cobertura de riesgos pueden aplicarse en
consecuencia. Algunos de los tipos de cobertura existentes son: los contratos de
precio fijo, de precio indexado, de riesgo limitado, de precio máximo y mínimo u
opciones de compra a precio fijo.
2.5 Los parques eólicos
2.5.1 Características
Los parques eólicos se basan en la utilización del viento como energía primaria
para la producción de energía eléctrica. La energía eólica ha sido un recurso
empleado desde tiempos remotos en diferentes partes del mundo y para diversos
propósitos, dada sus características de recurso energético renovable, limpio y
gratuito.
Desde el punto de vista de la energía eólica, la característica más importante de la
velocidad del viento es su extrema variabilidad, tanto geográfica como temporal.
La variación espacial de la velocidad del viento a gran escala, se describe con la
circulación global, resultado en primera instancia de la radiación solar sobre la
superficie terrestre (que causa diferentes temperaturas de superficie según la zona
de incidencia provocando el movimiento del aire de zonas calientes a frías) e
influenciada por la rotación de la tierra y por la no uniformidad de la superficie
terrestre, por tanto, el viento se produce por las diferencias de temperaturas que
alcanzan diferentes partes de la Tierra.
Un aerogenerador desviará el viento antes incluso de que el viento llegue al plano
del rotor. Esto significa que nunca seremos capaces de capturar toda la energía
que hay en el viento utilizando un aerogenerador. La cantidad de energía
transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire,"d", del área de
barrido del rotor, "A", y de la velocidad del viento, "v".
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 35
La energía cinética de una masa de aire, "m", moviéndose a una velocidad, "v",
responde a la expresión: E = 1/2 mv2. Si el volumen de aire que se mueve es "V"
y tiene una densidad "d" su masa será; m = V . d, con lo que su energía cinética
será: Ec = 1/2 dVv2. Por tanto, la cantidad de aire que llegará al rotor de un
aerogenerador en un tiempo "t" dependerá de: el área de barrido del rotor "A" y de
la velocidad del viento. El volumen del aire que llega al rotor será: V = Avt. La
energía cinética que aporta el aire al rotor en un tiempo "t" será: Ec = 1/2 dAvtv2
Ec = 1/2 dAtv3
Y la potencia aportada al rotor será: Ec = 1/2 dAv3
Con lo cual, la potencia del viento es proporcional al cubo de la velocidad del
viento
Según la ley de Betz2 el máximo ideal que se puede obtener por un aerogenerador
es un 59% de la potencia del viento, dado que un aerogenerador ralentiza el viento
al pasar por el rotor, hasta un 2/3 de su velocidad inicial. Esto significa que no se
aprovecha toda la energía cinética que el viento aporta al rotor. De acuerdo con lo
anterior la velocidad del viento es un dato muy importante para el diseño de un
aerogenerador, ahora bien la velocidad del viento no es constante y varía a lo
largo del tiempo, es por tanto importante medir la velocidad del viento en una
determinada zona en el transcurso de un año o más para comprobar que
velocidades del viento son las más frecuentes.
Para describir la distribución anual de la velocidad de viento se utilizan distintas
funciones de densidad de probabilidad, entre ellas Weibull, Rayleigh, Beta y Log
normal. La mayoría de autores se decantan por la primera dado que es la función
2 "Sólo puede convertirse menos de 16/27 (el 59%) de la energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador".
36
de distribución que mejor representa a la estadística de los vientos, además,
existen diversas opiniones sobre cómo obtener los parámetros Weibull que mejor
aproximan un histograma de frecuencias dado.
Figura 14. Función de distribución anual de los vie ntos
En el eje de las X se han puesto las velocidades del viento en m/s y en el eje de
las Y el tiempo que esas velocidades se han conseguido a lo largo del año,
frecuencia expresada en tanto por uno. En la Figura 14 se observa que los fuertes
vendavales son raros (v>14 m/s) y que los vientos frescos y moderados son
bastante comunes. En este emplazamiento la velocidad media a lo largo del año
ha sido de 7 m/s y la forma de la curva está determinada por un parámetro de
forma de 2. La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un
lugar a otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del
paisaje y de su superficie. Por lo tanto la Distribución de Weibull puede variar tanto
en la forma como en el valor medio.
Es conocido que el potencial de energía por segundo del aire varía
proporcionalmente al cubo de la velocidad del viento. Si se multiplica la potencia
de cada velocidad del viento por la probabilidad de cada velocidad del viento
sacada de la gráfica de Weibull, se calcula la distribución de energía eólica a
diferentes velocidades del viento lo que se llama la densidad de potencia. En la
Figura 15 se observa la cantidad de potencia eólica por m2 de flujo de viento que
puede esperarse del emplazamiento.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 37
Figura 15. Función de distribución de energía del v iento
La curva de potencia de un aerogenerador es la que nos indica la potencia
eléctrica que es capaz de generar para cada velocidad del viento. El coeficiente de
potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la energía del viento
en electricidad. Para calcular el coeficiente de potencia para cada velocidad se
divide el valor de la potencia eléctrica para cada velocidad sacado de la curva de
potencia por el área de barrido del rotor, se saca así la potencia disponible por
metro cuadrado. Posteriormente, para cada velocidad, se divide el resultado
anterior por la cantidad de potencia en el viento por m2. La Figura 16 muestra la
curva del coeficiente de potencia de un aerogenerador típico. Aunque la eficiencia
media de estos aerogeneradores suele estar por encima del 20%, la eficiencia
varía mucho con la velocidad del viento.
Figura 16. Curva de coeficiente de un autogenerador
38
2.5.2 Beneficios y riesgos
Las reservas de todas las fuentes energéticas no renovables son limitadas. En
este punto coinciden las opiniones diferentes de los expertos que optan por el uso
de energías renovables como sustitutas de las tradicionales y de técnicos que ven
esta opción como utópica y sin fundamento. Ambos coinciden en un inicio basado
en la complementariedad de ambas medidas como alternativa a los impactos
causados por el uso masivo actual de tecnologías basadas en combustibles
fósiles.
Además, las emisiones a la atmósfera de los generadores que usan combustibles
fósiles pueden producir problemas serios para la salud pública y el ecosistema, así
como los gases invernadero del sector eléctrico pueden desestabilizar el clima.
Estos impactos irán creciendo, a medida que las compañías utilicen más
combustibles fósiles, con lo cual se exponen a un mayor riesgo regulatorio, legal y
de pérdida de sus inversiones, además, de que sus costes se verán
incrementados en un futuro por efectos de acuerdos como el Protocolo de Kyoto.
Los cambios regulatorios ya han generado nuevos costes para las organizaciones
para tratar de adaptarse al nuevo entorno, ya sea por los cambios tecnológicos
para reducir las emisiones de carbono o por la necesidad de adquirir emisiones de
CO2 para cubrirse del riesgo de una posición corta en cuanto al número de
emisiones requeridas. Así mismo, existe el riesgo legal para las empresas de tener
que entrar a litigios en caso de que quieran ser obligadas a reducir el uso de las
tecnologías a base de combustibles fósiles para disminuir las emisiones, con lo
cual estos riesgos ambientales pueden disminuir la capacidad para las empresas
eléctricas de asegurar sus inversiones y conseguir financiación. Todo este nuevo
entorno puede generar una disminución de la inversión privada, así como, la
pérdida de valor para los accionistas ante una posible reducción de la
competitividad de la empresa en los mercados liberalizados.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 39
Las energías renovables son una alternativa para eliminar estos riesgos y para
mejorar la posición competitiva en el futuro, dada su propiedad de fuente
energética limpia, por tanto muchas empresas han integrado en su portafolio de
generación este tipo de energías de contaminación baja o cero para mejorar su
posición en los mercados. Otro aspecto relevante de los beneficios que
representan las energías renovables es que no requieren ninguna protección legal
extraordinaria contra los riesgos por probables efectos contra la salud o el
medioambiente como consecuencia de las operaciones de la empresa.
Otro beneficio importante es que las energías renovables como la eólica usan
combustible gratuito y los propietarios de los parques solo incurren en costes de
capital y mantenimiento. El gas natural como se muestra en la Figura 17 ya ha
alcanzado valores alrededor de los 18 €/MWh. Las empresas del sector cada vez
están más expuestas al riesgo de la volatilidad de los precios del gas natural,
debido a que la mayoría de inversión en los últimos años se ha hecho sobre
plantas que utilizan este combustible como los ciclos combinados.
Figura 17. Precios Mercados spot vs CMP
(Fuente: CNE)
40
No obstante, no hay que dejar de un lado que las compañías eléctricas
típicamente cubren sus inversiones en gas natural a través del uso de contratos
financieros tales como futuros y opciones. Sin embargo, estos contratos ofrecen
insuficiente protección contra los picos de los precios o crecimientos sostenidos.
Por tanto, las energías renovables como la eólica suministran una cobertura física
contra la variación de los precios del gas natural debido a que ellas no están
expuestas al riesgo sistemático de los mercados de los combustibles.
Por otro lado, las energías renovables además de servir de cobertura directa
contra la variabilidad de los precios de los combustibles, podrían ejercer una
presión hacia la baja de los precios del gas al desplazar y decrecer los picos de
demanda para la tecnología a base de gas natural. Se estima que esto puede ser
una reducción significativa del 2% para cada 1% de demanda desplazada [Wiser
et al 05].
Así integrando las energías renovables dentro de los portafolios de generación no
solo se ayuda a las compañías eléctricas a controlar los costes, sino que se
reducen los precios del gas y se disminuyen las cuentas eléctricas de los
consumidores.
El mercado español es altamente dependiente de las importaciones de petróleo y
gas natural (Ver Figura 18), como resultado de esto es altamente vulnerable a las
interrupciones de los mercados internacionales, mientras que las energías
renovables están inherentemente relacionadas con interrupciones de suministro
domésticas que son típicamente temporales y locales (principalmente implican
riesgo por intermitencia de la producción). Lo más importante es que este riesgo
para las renovables no esta relacionado con el riesgo sistemático asociado a los
mercados internacionales de los combustibles fósiles. Por tanto, las energías
renovables como la eólica pueden ser usadas para balancear el riesgo de
interrupciones de suministro de los combustibles fósiles.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 41
Figura 18. Origen de los Suministros del Sistema Ga sista Español
(Fuente: ENAGAS 2007)
En el largo plazo, las tecnologías a base de energías renovables pueden ser
usadas contra el riesgo de agotamiento de los recursos. Mientras que a nivel
mundial se espera el declive de los recursos de combustibles fósiles, la capacidad
instalada de renovables se proyecta que crezca rápidamente (Ver Tabla 4).
Tabla 4. Evolución de potencia instalada en régimen especial en España
(Fuente: REE 2007)
42
El Plan de Energías Renovables de España pretende llegar al 29% en el uso de
este tipo de energías, dentro de la energía primaria, para 2010 (Ver Figura 19). De
esta forma, una parte importante de este porcentaje debe ser proporcionada por
los parques eólicos.
Figura 19. Evolución de energías renovables en Espa ña
(Fuente: CNE)
Las instalaciones relacionadas con los combustibles fósiles presentan un rango de
riesgos de seguridad, especialmente algunas que son tratadas como un tema de
seguridad nacional. Las refinerías de petróleo, tuberías y almacenamientos de gas
natural y petróleo y plantas de generación de energía a base de carbón, uranio,
gas natural o derivados del petróleo son objetivos potenciales del terrorismo, por
tanto, requieren una inversión especifica en medidas de seguridad para garantizar
su condición de uso a las empresas energéticas y a la sociedad. Mientras que las
instalaciones de energías renovables, usan una energía primaria (viento, sol,
agua) que están libres de estos riesgos y el desempeño de la instalaciones no
puede ser afectado y, por tanto, no esta asociado con temas de seguridad
nacional. Inclusive, la renovable presenta un mejor uso inmersa en las redes de
distribución como generación distribuida o descentralizada.
Los beneficios asociados a la producción con energías renovables son bastante
conocidos en tanto en cuanto se trata de una energía de las denominadas limpias,
procedentes de un recurso natural renovable como es el viento que no tiene
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 43
efectos sobre problemas ambientales como el cambio climático, la contaminación
atmosférica o el agotamiento de la capa de ozono.
No obstante, uno de los principales problemas de las renovables como la energía
eólica es que la energía suministrada es intermitente y no logra el acoplamiento
entre el criterio de opcionalidad de las centrales (oferta) con el criterio de
necesidad o requerimientos del sistema eléctrico (demanda) como lo logran las
energías convencionales, con lo cual se convierte en una energía no fácilmente
gestionable. Algunos riesgos inherentes a la tecnología que se tratan a
continuación son:
• Baja fiabilidad para cubrir las puntas de demanda.
• Dificultad de predicción generando tasas de error (desvíos de operación)
fuertemente crecientes con el horizonte de previsión.
• Fuertes rampas de bajada o subida, ya sea por las fuertes rachas de viento que
les dan un margen de funcionamiento limitado o por otros factores, como los
huecos de tensión para el cual en caso de perturbación, tienden a desacoplarse
de la red por el ajuste de sus protecciones.
2.5.3 Aleatoriedad del viento
El recurso que explota la energía eólica, el viento, es aleatorio. Esto implica que
con los sistemas eólicos no se puede escoger ni el momento en que se debe
producir electricidad ni la cantidad de electricidad que se va a producir, puesto que
ambas cosas dependen de la existencia y de la intensidad del viento
respectivamente. A grosso modo, esta dependencia del viento tiene un importante
efecto sobre la producción de energía eólica de una compañía que explota este
tipo de tecnologías, sobre el sistema eléctrico y sobre los resultados económicos
de la compañía propietaria. En la Figura 20 se muestra el escaso patrón de
producción para la tecnología.
44
Figura 20. Patrón de producción de energía eólica e n España
No hay que olvidar que la cantidad de electricidad que produce un aerogenerador
es equivalente a la velocidad del viento elevada al cubo, y una pequeña variación
de la intensidad eólica se traduce en una enorme variación de la energía
producida.
Figura 21. Demanda Nacional Diaria vs Energía Eólic a en España
Como el sistema eléctrico debe ajustar la producción eléctrica a la demanda
porque la electricidad no puede almacenarse, la energía eólica, al ser aleatoria,
obliga al operador del sistema a mantener en espera a otras instalaciones de
producción eléctrica, en ocasiones, operando bajo mínimos, para suplir una
eventual caída de la producción eólica y evitar alteraciones de suministro o,
incluso, posibles apagones (Figura 21).
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 45
2.5.4 Los huecos de tensión
Los huecos de tensión se producen a consecuencia de fallos en la red eléctrica
que normalmente son despejadas aislando la red afectada de la red eléctrica
principal durante un corto espacio de tiempo.
En caso de que una instalación eólica que no sea de última generación se
encuentre en la parte de la red aislada debe ser desconectada inmediatamente
por razones de técnicas y de seguridad, con lo cual se produce un desvío sobre su
predicción estimada de producción (Figura 22).
Figura 22. Huecos de tensión de Energía Eólica en E spaña
Para su reenganche consume energía reactiva, colocando en riesgo la
desaparición del hueco de tensión originado y por consiguiente su continuidad en
la red. Este es un factor de riesgo importante a considerar para el modelado de las
características propias de un parque eólico.
Este problema solamente puede ser solucionado a través de la instalación de
equipos en las nuevas unidades de producción que soporten los huecos de
tensión sin desconectarse de la red.
46
2.5.5 Los desvíos por mercado
Todos los generadores que acuden al mercado han de informar con un adelanto
suficiente (24 horas) al operador de mercado su estimación de la producción. El
mercado dispone de mecanismos de gestión de desvíos con el fin de garantizar la
cobertura de la demanda. En aquellos casos en que el desvío sea efectivo y
supere un cierto umbral, el generador será penalizado (coste y sobrecoste de
desvíos).
La gestión de los desvíos es otro factor crítico dentro de la gestión de los parques
eólicos, debido a la dificultad en cuanto a la estimación de la producción con una
antelación determinada: los métodos de predicción del viento disponibles en el
mercado no han demostrado ser los suficientemente eficientes como para
disminuir de forma sustancial el coste de los desvíos. Para disminuir el impacto de
este factor de riesgo en el mercado, la regulación actual permite a los productores
de energías renovables ofertar su generación en forma conjunta, para compensar
el efecto de los desvíos. No obstante, la incertidumbre sobre el comportamiento
de los parques sigue siendo una variable de riesgo determinante en la gestión de
esta tecnología.
A medida que la energía eólica aumenta su presencia en el parque de generación
del Sistema Eléctrico3, se incrementan las dificultades y los costes de gestión de
dicha energía. Para evitarlo, el único modo es utilizar modelos de predicción eólica
adecuados que permitan obtener las predicciones de la producción eléctrica del
parque, habitualmente con una antelación de 24 a 48 horas e informar al operador
del sistema de las variaciones que va a sufrir la generación eólica con suficiente
antelación como para que éste pueda subsanarlas, y evitar que el resultado del
negocio eléctrico de la compañía sea afectado por penalizaciones por desvíos.
3 En España, con 14.000 MW instalados aproximadamente, ya representa el 16% de la potencia instalada.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 47
2.6 Riesgos en los mercados eléctricos
2.6.1 Fundamentos de la gestión del riesgo
En este apartado se revisan los fundamentos teóricos del riesgo y las razones por
lo que es valioso realizar su gestión para las empresas. Se presentarán además,
algunas de las técnicas disponibles y utilizadas en la actualidad para cuantificar el
riesgo. Además, se identifican los principales riesgos a los que se ve sometida una
empresa eléctrica como agente de un mercado de electricidad y cómo se puede
diversificar estos riesgos.
Una vez aceptada su existencia es importante hacerse las siguientes preguntas:
¿Qué es el riesgo?
¿Cómo se clasifican los riesgos?
¿Cómo se mide el riesgo?
¿Cómo se gestiona el riesgo?
El término riesgo se asocia a la falta de certeza de una variable y su magnitud
depende de lo sensible que sea el desempeño del sujeto expuesto ante
fluctuaciones o cambios de la variable. También se puede definir el riesgo de una
actividad como una condición de pérdida medible [Knight 21], o la probabilidad de
ocurrencia de eventos futuros que puedan influenciar el comportamiento de una
empresa. Es relevante diferenciar el término riesgo, de la incertidumbre, la cual
representa una condición no determinable.
Como se menciono con anterioridad la industria de la electricidad ha
experimentado una importante transición en cuanto al riesgo al pasar de
esquemas centralizados a entornos de mercado. La Tabla 5 muestra una síntesis
de esta situación:
48
Esquema centralizado (Pasado) Esquema de Mercado (A ctual)
Negocios regulados Liberalización
Riesgos claramente delineados Riesgos complejos y correlacionados
Competencia mínima Competencia intensa
Riesgos soportados por consumidores
Riesgos soportados por empresas eléctricas
Alta deuda financiera Capacidad de Inversión (Gestión de la deuda)
Inversión Institucional Inversores individuales
Planificación centralizada Planificación descentralizada
Tabla 5. Riesgos en la empresa energética
Teniendo en cuenta lo anterior, el término de riesgo abarca diferentes situaciones,
y es muy dependiente del activo o mercado bajo análisis, por lo que es
conveniente realizar una clasificación de las clases de riesgo a que se expone. 4
Riesgo de mercado . Está asociado al precio del mercado y a la volatilidad de
dicho precio. Su análisis puede ser enfocado en los factores que afectan el precio
de mercado y para la electricidad podrían tomarse factores como la demanda, la
hidraulicidad, la producción eólica, precios de electricidad que en particular son
afectados por otros precios como los precios de los combustibles, condiciones
ambientales, y otros como el precio de las emisiones.
Riesgo operativo . Son los fallos en la cadena productiva5, en los sistemas de
información o en el desempeño de las actividades del negocio. Para la electricidad
representa fallos en la generación, transporte (restricciones en las líneas),
distribución, comunicaciones, fallos de los operadores del mercado y del sistema,
o blackouts del sistema eléctrico. Así mismo, las ofertas diarias pueden ser
4 En [Dahl 93] se pueden ver dos clasificaciones similares sobre los tipos de riesgo. 5 Dada la alta participación de la generación eólica es importante la determinación de la disponibilidad e impacto operativo de ésta tecnología.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 49
enviadas erróneamente al operador del Mercado y del sistema o disparos de las
plantas pueden suceder.
Riesgo regulatorio : Se refiere al riesgo que nuevas legislaciones o
modificaciones a las reglas en el futuro por parte del regulador, afecten el
resultado o posición en el mercado. Especialmente sensible en los mercados
eléctricos dado que el desarrollo de estos mercados es reciente y existe cierto
grado de incertidumbre sobre el futuro de las decisiones regulatorias [Batlle 02].
Riesgo crediticio . Representa la incertidumbre en los flujos de caja futuros que
hagan viable los negocios [Standard y Poors 02]. De especial importancia en los
mercados eléctricos liberalizados, debido a la falta de mercados futuros
organizados ofreciendo productos estandarizados que entreguen liquidez y
marquen los procedimientos del mercado.
Riesgo legal . Es el riesgo de pérdidas en el desarrollo de las transacciones por
violaciones de la ley o por incumplimientos de las cláusulas contractuales.
Riesgo estratégico . Es el riesgo de perder o dejar de ganar por escoger una
estrategia errada o por la deficiente implementación de esta. En el caso de la
electricidad estaría asociado a una inadecuada selección y gestión del portafolio
de compra o venta (cartera), nuevas inversiones, selección de tecnologías.6 De
alguna manera estaría asociado a los anteriores, ya que el conjunto de estrategias
seleccionadas depende de la percepción, medida y manejo de los riesgos
mencionados anteriormente.
Según lo anterior, es clara entonces la existencia de múltiples fuentes de riesgo en
el negocio de la electricidad, que pueden ser analizadas desde dos puntos de
6 La escogencia de una estrategia óptima es un problema altamente complejo dado que en los portafolios de producción de electricidad concurren muchas plantas de diversas tecnologías, que pueden ser operadas en muchas formas diferentes y también su energía puede ser ofrecida al operador del mercado en diferentes mercados consecutivos [Batlle 02].
50
vista, cuantitativo y cualitativo. Dragana Pilipovic [Pilipovic 98] distingue entre dos
posibles enfoques para analizar los riesgos, el análisis cuantitativo y fundamental.
El análisis cuantitativo trata de estudiar el comportamiento del mercado usando
modelos matemáticos y metodologías estadísticas. Este enfoque es adecuado
para agentes que participan en un mercado en forma exógena, por ejemplo: sin
alguna influencia en la formación del precio y sin algún chance de entrega en este
influye sobre la evolución del precio.
El análisis fundamental intenta entender y describir el comportamiento del
mercado a través de la identificación, medición y análisis de las causas que
producen los movimientos de precios. Un manejo integral del riesgo de mercado
uniría ambos análisis.
La gestión del riesgo puede ser visto desde diferentes niveles de detalle
[RiskMetrics 99]:
Macroanálisis . Corresponde al análisis de un portafolio, sus componentes y sus
correlaciones entre sí y los posibles efectos de la diversificación.
Microanálisis . Trata del riesgo asumido por una transacción particular, por
ejemplo analizar si se entra en una posición corta vendiendo una opción call.
Análisis estratégico . Comprende el análisis del riesgo de la compañía como un
todo, en un contexto de mercado en el cual las estrategias de los competidores
tienen que ser tomadas en cuenta.
La desviación estándar es la raíz cuadrada de la varianza y es un concepto
estadístico que cuantifica la desviación típica de la variable aleatoria con respecto
a la media. Si la distribución de la variable aleatoria fuese normal, bastaría con
considerar la tasa de retorno media y su varianza para describir el riesgo asociado
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 51
a variaciones en la variable. Si bien no existe certeza que los precios de la energía
sigan una distribución normal, la medida de la desviación estándar y por tanto la
varianza permite clasificar diferentes variables de acuerdo al riesgo. La desviación
estándar constituye la medida de riesgo utilizada tradicionalmente.
2.6.2 La medida del riesgo
Las formas modernas de cuantificación del riesgo tienen su origen en el modelo de
Markowitz [Markovitz 52], pionero en el análisis del riesgo en los mercados
financieros. Se trata de un modelo sencillo de un solo periodo. Las decisiones se
toman al principio del periodo y se obtienen rendimientos al final del mismo
valorando un compromiso entre el valor medio esperado y varianza del beneficio
de una inversión. La función objetivo es maximizar el valor medio del beneficio,
pero minimizando el riesgo medido como la varianza del beneficio esperado.
Función objetivo: Min var (x)
Sujeto a : E(x) = ∑ xe . ρe = xm
xe = f(y i)
e: Son los diferentes escenarios posibles.
xe: Es el beneficio esperado en cada uno de los escenarios.
xm: Es el beneficio eficiente al mínimo riesgo.
ρe : La probabilidad de que ocurra un escenario e.
yi: Son las diferentes carteras posibles donde invertir.
De forma iterativa se va obteniendo una frontera eficiente (Figura 25):
52
Figura 23. Frontera eficiente del negocio
2.6.3 Valor en riesgo (VaR)
La varianza parece ser una medida apropiada para distribuciones normales del
beneficio, pero el precio del mercado eléctrico se suele caracterizar por presentar
fuertes picos y llanos, y además su función de distribución del beneficio esperado
no suele ser simétrica, sino más bien presenta largas colas hacia uno de los lados.
No obstante en realidad, el VaR es la medida que más se utiliza hoy en todos los
mercados financieros, mientras que el Banco Mundial obliga a utilizarlo.
Figura 24. Valor en riesgo (VaR)
Una de las definiciones más comúnmente manejadas del Valor en Riesgo (VaR)
señala que es una medida de riesgo de mercado, que resume la pérdida máxima
esperada (o peor nivel de pérdida) a lo largo de un horizonte de tiempo objetivo
dentro de un intervalo de confianza dado (Ver Figura 24).7 Esta definición es
7 [Jorion 1999], Valor en Riesgo.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 53
válida, si bien, debe de ser abordada de manera objetiva y con un adecuado
conocimiento de la naturaleza del riesgo de mercado.
En efecto, si bien el VaR puede resumir la máxima pérdida esperada, no es en sí
mismo una medida de la máxima pérdida potencial de un portafolio. Esta
afirmación que parece a primera vista una tautología, resulta útil cuando se realiza
un análisis más profundo del problema en cuestión que es la administración
integral de riesgos. En efecto, la máxima perdida posible para un empresario
puede en último caso ser el valor total de su portafolio y el coste de dicha pérdida
en este ejemplo extremo puede ir acompañado de gastos legales y de daños
morales adicionales difíciles de cuantificar, lo que choca con la naturaleza misma
del Valor en Riesgo (VaR) ya que éste es una medida objetiva.
También se puede definir al Valor en Riesgo (VaR) como el límite probabilístico a
partir del cual un empresario, ya no está dispuesto a aceptar una pérdida, en un
horizonte de tiempo dado, con la consideración de que dicho límite no es fijo, sino
que su determinación es arbitraria y está en función de la aversión al riesgo o la
postura del administrador de riesgos que realiza su estimación. Dicho límite suele
establecerse entre el 95% y el 99% de los posibles escenarios, lo que implica que
a partir de ese límite, el cinco o el uno peor percentil de posibles escenarios de
comportamiento esperado de un portafolio ya no son considerados como
aceptables para el empresario o administrador de riesgos a cargo del portafolio8.
Es importante mencionar que el método de valor en riesgo está diseñado
principalmente para cuantificar el riesgo de mercado; sin embargo, este método
puede ser utilizado para medir otros tipos de riesgos financieros que presenten
aspectos cuantificables. El valor en riesgo (VaR) es una herramienta que nos
permite estimar el riesgo de distintos tipos de portafolios. La más típica aplicación 8 Cabe anotar que este uno o cinco por ciento es la probabilidad de ocurrencia de un resultado adverso, por debajo del límite establecido por el VaR.
54
del VaR es estimar la pérdida máxima esperada de un rango probable de valores.
Explicando brevemente, el primer paso del VaR es estimar la distribución de los
cambios en el valor del activo, a través de la información histórica o simulada. A
continuación se determina el nivel de confianza deseado para obtener el límite
mínimo, el cual representa el peor resultado dado el nivel de confianza antes
establecido, donde el VaR es la pérdida en valor resultante.
Cabe mencionar que el VaR es una herramienta internacionalmente aceptada
para controlar la exposición al riesgo de mercado, La implementación del método
de valor en riesgo facilita la evaluación de los riesgos financieros a los que está
sujeta la compañía en términos no técnicos y proporciona información sobre las
posiciones que contribuyen en mayor medida al riesgo de la empresa.
Otro tipo de ventajas que presenta el método de VaR, es la flexibilidad que éste
presenta en cuanto a la elección del nivel de confianza y del periodo de tenencia
(diario, quincenal, semestral, etc.) del portafolio que prefiera la compañía, razón
por la cual la entrega de informes relacionados con la administración de riesgos de
cada empresa puede ser fácilmente estandarizada.
A fin de poder medir objetivamente el VaR es indispensable elegir dos factores
cuantitativos indispensables, a saber, el horizonte de tiempo y el nivel de
confianza. En lo que se refiere al nivel de confianza, el Comité de Basilea opta por
el peor uno por ciento de región probabilística, si bien, posiciones de carácter aún
más prudencial optan por el peor 5% de región probabilística.
Es conveniente recordar el Teorema de Límite Central el cual postula que la suma
de un número determinado de eventos iguales e independientes entre sí tiende a
una distribución de probabilidad de ocurrencia de tipo normal, la cual se
caracteriza por la agrupación de la mayor parte de los datos en torno a la media, a
razón de que aumenta el número de observaciones y responde a la siguiente
expresión algebraica:
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 55
La distribución de tipo normal puede ser caracterizada por sus dos primeros
momentos la media y la varianza, donde el primero representa la ubicación y el
segundo la dispersión9: N (µ, σ2). Finalmente, si todos los valores que puede
adoptar una distribución normal se muestran gráficamente, dadas sus
propiedades, adopta una forma conocida como Campana de Gauss (Ver Figura
25).
Figura 25. Distribución normal
Luego de revisar las nociones anteriores, se puede saber que a fin de determinar
el cálculo del VaR se simplifica de manera notable si se asume que el
comportamiento del valor esperado de un portafolio se distribuye de acuerdo a una
Normal con media µ y varianza σ2; de ahí que en las principales metodologías de
estimación del VaR que actualmente se utilizan, se asume ese supuesto,
quedando al criterio de quien los realiza el establecimiento del intervalo de
confianza y el horizonte de tiempo, mismo que refleja en lo fundamental el grado
9 Esto significa que el valor esperado de un evento tiende a la media de su distribución, con la varianza como medida de dispersión de ese valor esperado.
56
de aversión al riesgo y consecuentemente, el coste de una pérdida por exceder el
límite que implica el Valor en Riesgo.
En efecto, teniendo en cuenta que el comportamiento de un portafolio puede tener
n posibles resultados, cada uno de los cuales es único e independiente de los
demás, resulta válido suponer que el Valor Esperado de un Portafolio tiende a
adoptar una distribución probabilística de tipo normal para un horizonte de tiempo
objetivo a un nivel de confianza dado. En este contexto, se considera como el
Valor en Riesgo, al percentil estimado como el inicio de la región probabilística
menos deseable, sea el 1%, el 5% u cualquier otro según la conveniencia del
encargado de realizar la estimación, así como las convenciones de uso general en
el mercado en el que se desenvuelve.
Su cálculo no es siempre sencillo. Tradicionalmente se utilizan el método conocido
como varianza / covarianza, aproximación histórica y la simulación de Montecarlo.
2.6.4 Métodos para calcular el VaR
Varianza/covarianza: La metodología Risk Metrics, desarrollada por JP Morgan,
es posiblemente la más conocida. La simplicidad en los cálculos hace que este
método sea especialmente atractivo. El problema es que el método asume que la
función de distribución sigue una distribución log normal, lo cual no es ni
aproximado con productos como las opciones y es muy cuestionable su
metodología, que aunque funcione muy bien en los mercados financieros presenta
serias dudas aplicada al mercado eléctrico.
Aproximación histórica: La simulación histórica toma los valores históricos y
asume que los ingresos futuros esperados tengan la misma función de distribución
que en el pasado. Tiene la importante ventaja de carecer de criterios subjetivos,
pero requiere disponer de una cantidad importante de datos precisos.
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 57
Simulación de Montecarlo: En la simulación de Montecarlo se generan un gran
número de escenarios aleatorios. El principio sobre el cual descansa el método de
escenarios Montecarlo es la repetida simulación de un proceso aleatorio para unas
variables de interés, cubriendo el más extenso rango de situaciones posibles.
Esto, en atención al principio expresado en el Teorema de Límite Central, permite
recrear la distribución de los posibles valores del portafolio.
El método de escenarios Montecarlo es considerado por muchos especialistas
como la herramienta de análisis más poderosa que existe para el análisis de
riesgos en la actualidad. Su metodología puede ser resumida en dos pasos: En
primer lugar es necesario especificar un proceso estocástico para las variables
financieras así como los parámetros del proceso, tales como riesgo y
correlaciones, los mismos que se pueden derivar de datos históricos. El segundo
paso consiste en simular posibles senderos de los valores futuros para las
variables de interés; es importante señalar que el método Montecarlo tiene la
ventaja de proponer escenarios futuros que no se han observado hasta el
momento de la estimación de ese modelo, pero que son verosímiles, de acuerdo
con los datos observados en el pasado. El horizonte de tiempo que se considera
puede ser muy corto, esto es un día, o bien llegar a cubrir varios meses y en cada
horizonte considerado, es precisa una valuación completa del mercado.
La simulación es una herramienta muy flexible y nos permite calcular el riesgo por
muy complicado que sea su formulación. El único inconveniente es que puede
requerir mucho tiempo de computadora. Sin embargo, debido a la complejidad de
los contratos de electricidad, la simulación Montecarlo es la que mejor resuelve
nuestros problemas.
2.6.5 Fundamentos de la herramienta de gestión del riesgo
Tras la liberalización del sector eléctrico, la responsabilidad de la toma de
decisiones en generación (a corto, medio y largo plazo) recae sobre las
58
compañías eléctricas. En los últimos años, se han desarrollando herramientas de
ayuda a la toma de estas decisiones que tienen como característica común el
modelado del riesgo debido a la estocasticidad de las variables que influyen en la
gestión de las compañías energéticas.
Las herramientas de gestión del riesgo de las compañías energéticas en un
contexto liberalizado tienen por objetivo encontrar las estrategias de explotación
de sus recursos de generación y de trading de su energía en los mercados que
participa la compañía que conducen al máximo beneficio operativo (ingresos
operativos – costes operativos) con un mínimo riesgo. Es decir, se trata de
maximizar el beneficio de la compañía (función objetivo) eligiendo la explotación
adecuada de los recursos (cuándo y cuánto producir) y de trading de la energía
(cómo cuándo y cuánto comprar y vender) gestionando los riesgos a los que se ve
expuesto cada unidad de negocio. En función de la complejidad deseada en el
modelado del problema, la formulación de este problema de maximización suele
conducir a problemas de programación lineal, programación entera o
programación estocástica.
2.6.6 Teoría de riesgos aplicada al negocio eléctri co 10
Por riesgo, en general, se entiende la incertidumbre que afecta a las variables de
estrategia o de escenario que modifican los resultados del negocio global de una
empresa. De este modo, las herramientas de riesgo parten de una visión
probabilista del entorno económico, es decir, se modelan las variables económicas
como variables estocásticas.
En las herramientas de modelado del negocio eléctrico existe una variable clara a
maximizar: el beneficio operativo (ingresos operativos – costes operativos). Pues
10 Ver [Lobato et… 2003]
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 59
bien, el criterio de maximización no está tan claro cuando se tiene en cuenta la
estocasticidad del beneficio.
Por ejemplo, en la Figura 28 se presenta un hipotético caso de una compañía
eléctrica que se enfrenta a la elección de una estrategia de explotación para su
generación y para la comercialización de su energía. La estrategia 1 produce un
mayor beneficio medio que la estrategia 2. Sin embargo, la dispersión (volatilidad)
de la estrategia 1 es mayor, y por lo tanto es mayor su riesgo. Otra forma de
interpretar la Figura 28: el beneficio medio de la estrategia 1 es mayor, pero la
calidad de este beneficio es menor que el de la estrategia 2.
Figura 26. Criterio de Optimización con riesgo
Para enfrentar este problema, las herramientas de gestión del riesgo realizan una
optimización multicriterio donde se maximiza el beneficio esperado y se minimiza
el riesgo asociado a ese beneficio. En estas herramientas la optimización se
realiza teniendo en cuenta las diferentes distribuciones de probabilidad del
beneficio a las que dan lugar cada una de las estrategias del negocio global.
Es importante advertir que el carácter estadístico del beneficio operativo del
negocio viene determinado por las variables estocásticas del entorno económico
que conforman el modelo. Es decir, son las variables económicas estocásticas las
60
que determinan las distribuciones de probabilidad del beneficio operativo para
cada una de las diferentes estrategias. Las herramientas de riesgo se limitan a
discernir entre los resultados estadísticos obtenidos con las diferentes estrategias
y elegir la estrategia óptima.
Por lo tanto, la elección de las variables económicas a modelar de forma
estocástica, así como su representación en modelos estocásticos adecuados
afecta de forma determinante a la calidad de los resultados obtenidos con las
herramientas de riesgo.
En la práctica, los modelos de riesgo resumen la distribución de probabilidad de la
variable objetivo (beneficio) en dos medidas. La primera de ellas suele ser la
media de esta distribución. La segunda suele ser una medida del riesgo de la
distribución de probabilidad, es decir, una medida de la dispersión (momento de
segundo orden) de la distribución de probabilidad.
Para analizar las características de las diferentes estrategias del negocio global se
suelen dibujar las dos medidas que resumen la distribución de probabilidad del
beneficio (el beneficio Medio y la medida de riesgo) en un plano denominado plano
beneficio-riesgo. En la Figura 27 se muestra un ejemplo del plano beneficio-riesgo
de una compañía. Sobre este plano se han dibujado una serie de estrategias que
la compañía puede llevar a cabo.
Figura 27. Plano de Beneficio-Riesgo de las estrate gias y frontera eficiente
2. El mercado eléctrico español y la gestión del riesgo 61
Dentro del conjunto de estrategias posibles existe un subconjunto de estrategias
que resultan más ventajosas que el resto. Por ejemplo la estrategia A de la Figura
27 es más ventajosa que la estrategia B (se dice que la estrategia A domina a la
estrategia B). Pues bien, el subconjunto de estrategias que son más ventajosas
que el resto es lo que se denomina la frontera eficiente (conjunto de estrategias
dominantes). La estrategia elegida por la compañía deberá estar situada sobre
esta frontera eficiente.
Ahora bien, ¿sobre qué punto de la frontera eficiente? Depende de las
preferencias de la compañía. Elegir un punto de la frontera eficiente equivale a
decidir cuánto incremento de riesgo la compañía está dispuesta a soportar para
obtener un mayor beneficio. Una compañía con mayor aversión al riesgo preferirá
menor riesgo (y consecuentemente menor beneficio medio) que una compañía
con menor aversión al riesgo.
Figura 28. Función de utilidad y condición de tange ncia
Una forma de representar las preferencias de la compañía es mediante la función
de utilidad. En este caso, la función de utilidad de la compañía es una función que
representa el valor de utilidad que alcanza una compañía en función de dos
variables independientes (el beneficio medio y el riesgo). Las curvas de nivel de
esta función se denominan curvas isoutilidad, y pueden ser representadas en el
plano beneficio- riesgo. La Figura 28 representa una posible función de utilidad de
una compañía eléctrica, a través de cuatro curvas isoutilidad. La utilidad de la
62
compañía crece al desplazarse hacia arriba (mayor beneficio) y hacia la izquierda
(menor riesgo) en el plano beneficio-riesgo.
Dadas la frontera eficiente y la familia de curvas isoutilidad de la compañía, la
estrategia de explotación del parque óptima es aquélla que maximiza su utilidad.
Esto se consigue cuando la curva isoutilidad es tangente a la frontera eficiente. La
estrategia a seguir es la correspondiente al punto de tangencia. Esta condición de
tangencia se representa en la Figura 28.
63
3
La herramienta de gestión del riesgo
3. La herramienta de gestión de riesgo 64
3. La herramienta de gestión del riesgo
3.1 Descripción general de la herramienta de gestió n del riesgo
La herramienta de gestión del riesgo utilizada para el desarrollo de este trabajo es
propiedad de Gas Natural SDG (GN) y fue desarrollada con la colaboración de
asesores externos en los comienzos de la actividad de GN en el mercado de
electricidad español. La herramienta está desarrollada en Excel y Visual Basic. A
continuación se presentan la descripción general, la estructura y las
funcionalidades de la herramienta.
Esta herramienta se encuentra fundamentada en la metodología Value-at-Risk
(VaR) y simula el funcionamiento del negocio eléctrico de una empresa energética
como GN considerando los riesgos que afectan a las actividades de producción y
comercialización de energía eléctrica en el entorno del mercado español de
electricidad.
El método de cálculo utilizado para determinar el VaR es la generación de
escenarios a través de la simulación de Montecarlo, en la cual se estima el
cambio de la variable objetivo (beneficio) utilizando un elevado número de
escenarios que se generan aleatoriamente al hacer cambiar los valores de las
variables de riesgo modeladas de acuerdo con distribuciones de probabilidad
definidas. Es decir, son realizadas diversas simulaciones donde, en cada una de
ellas, son generados valores aleatorios para el conjunto de variables de entrada
del modelo que están sujetos a incertidumbre y que afectan el resultado del
negocio eléctrico. Tales valores aleatorios generados siguen distribuciones de
probabilidades específicas, las cuales son identificadas o estimadas previamente
(distribución normal o log normal), en función del fenómeno que representan. La
distribución de los ingresos y costes del resultado del negocio eléctrico permite
inferir directamente el VaR.
65
El carácter estadístico del beneficio operativo del negocio viene determinado por
las variables estocásticas del entorno económico que conforman el modelo, es
decir, son las variables económicas estocásticas las que determinan las
distribuciones de probabilidad del beneficio operativo para cada una de las
diferentes estrategias consideradas en el estudio.
En la herramienta se resume la distribución de probabilidad del beneficio a través
la media de esta distribución en forma conjunta con la medida del riesgo de la
distribución de probabilidad, que viene dada por la medida de la dispersión de la
misma distribución.
Figura 29. Distribución de probabilidad del benefic io
Matemáticamente, el VaR se estima como el (1- α) cuantil de la distribución de
costes e ingresos de la compañía, donde α es el nivel de confianza. El cual
gráficamente se representa en la Figura 29 para un nivel de confianza de 99%.
Adicionalmente la herramienta utiliza una simulación de Montecarlo de
Montecarlos, permitiendo la variación de algunas variables estratégicas de
decisión de la compañía en torno a valores centrales desviados respecto al
escenario central, para permitir la selección –si es posible- de mejores escenarios
de partida y cuantificar su VaR.
3. La herramienta de gestión de riesgo 66
3.2 Estructura de la herramienta de Gestión del Rie sgo
Desde la liberalización de los mercados eléctricos las empresas eléctricas que
participan en estos mercados como el español han tenido cambios fundamentales
en la cadena de valor del negocio eléctrico (Figura 30).
Figura 30. La nueva cadena de valor del negocio elé ctrico
Las fases de la cadena de valor están representadas por unidades de negocio
claramente delimitadas como una unidad dedicada a la generación o producción
de energía, una unidad de trading de la energía producida por los recursos de
generación de la compañía o de la energía transada en cualquier mercado
mayorista, y otra unidad dedicada a las ventas de esta energía en los mercados
minoristas o comercialización de energía a los clientes finales. Todas estas
unidades conforman el negocio eléctrico global y es la estructura que han
adoptado las empresas energéticas.
El modelo económico del negocio eléctrico está conformado por las fuentes de
ingresos y costes de cada una de las unidades de negocio que conforman la
compañía (Ver Figura 31).
67
Figura 31. Modelo económico del negocio eléctrico
Como ya se menciono anteriormente en el modelado del negocio eléctrico de
cualquier compañía energética existe una variable objetivo a maximizar que es el
beneficio (ingresos – costes). Para poder determinar el beneficio de la compañía
se requiere la representación exacta del modelo económico del negocio eléctrico,
es decir, se requiere simular el funcionamiento y las transacciones con los agentes
internos y externos que interactúan con la compañía.
Cada una de estas fuentes de ingresos y costes se obtiene como el producto de
los volúmenes de energía eléctrica valorados al precio de la transacción. Dicho
precio está además afectado por los riesgos a los que se encuentra expuesto el
volumen y el precio, respectivamente. Por ejemplo: los ingresos para la unidad de
negocio de comercialización son el producto del volumen de energía vendido a los
clientes, afectado por riesgos como el volumen de consumo de los clientes, o por
ruptura de contratos, multiplicado por el precio de venta de la energía11, afectado
por riesgos como el margen unitario o la variación del perfil de los costes
regulados.
11 Este precio de venta es la sumatoria del precio de comercialización de la energía para el Mercado más los costes regulados (ATR u otros) y el margen unitario para la empresa.
COMERCIALIZACION
GENERACION
Ingresos por ventasa clientes
Costes de suministro a clientes
Ingresos por generación
Ingresos por trading
Costes de generación
Costes de trading
Resultados del negocio
eléctrico
TRADING
COMERCIALIZACION
GENERACION
Ingresos por ventasa clientes
Costes de suministro a clientes
Ingresos por generación
Ingresos por trading
Costes de generación
Costes de trading
Resultados del negocio
eléctrico
TRADING
3. La herramienta de gestión de riesgo 68
De la misma forma se estiman los costes. Por ejemplo, los costes de generación
son el producto del volumen de producción de las plantas, afectado por riesgos
como la variación del volumen de ventas y por la indisponibilidad de las plantas,
por el coste de producción de los ciclos combinados que está representado por el
coste variable –fundamentalmente el precio del gas- afectado por el riesgo de
variación de ese precio. De este modo se estiman las otras fuentes de ingresos y
costes de la compañía.
Figura 32. Modelo de Montecarlo del negocio eléctri co
En resumen, estas variables son los datos de entrada definidos para la
herramienta que sirven para determinar los ingresos y los costes del modelo
económico del negocio eléctrico. Así mismo, son las variables que conforman los
escenarios de mercado, las estrategias de la compañía y los riesgos a los que
están expuestas las actividades de la empresa (Figura 32).
3.2.1 Variables de escenario
Los escenarios de mercado están conformados por aquellas variables exógenas
que son impuestas a la empresa por los diferentes mercados en los que participa y
las variables de escenario son las variables de precio impuestas por estos
Escenario de mercado
Estrategiade grupo
Modelo económicodel negocio
Entradas
Resultadosdel negocio
Salida
RiesgosAnálisis
de riesgos
Escenario de mercado
Estrategiade grupo
Modelo económicodel negocio
Entradas
Resultadosdel negocio
Salida
Resultadosdel negocio
Salida
RiesgosAnálisis
de riesgos
69
mercados como, por ejemplo, el pool o las transacciones bilaterales, sean éstas
físicas o financieras, así como los costes de producción para la compañía
representados por los costes de combustibles, costes de operación y
mantenimiento, y otros costes impuestos por la regulación vigente.
En la definición de escenarios se analiza la tendencia de las variables de mayor
relevancia en el mercado español como la demanda, la regulación existente, las
tecnologías y la competencia, dado que la combinación de estas variables
determina el entorno en que compite la compañía eléctrica. Por ejemplo: el
crecimiento de la demanda influye en la planificación de nuevas centrales para el
abastecimiento de la misma y a su vez, de acuerdo con las tecnologías
promovidas, se afectará el escenario de precios del mercado.
Como se observa en la Figura 33 actualmente en España los principales
mercados en que participan las compañías de electricidad son el pool, el mercado
de contratos bilaterales y el mercado a plazos (OMIP)12.
También entre empresas del mismo o distinto grupo económico se pueden
establecer contratos bilaterales físicos. En el caso intra-grupo, estos contratos
significan una transferencia de energía de una unidad de negocio a otra, como por
ejemplo de la unidad de generación a la unidad de comercialización para la venta
a los clientes. Adicionalmente se pueden establecer contratos bilaterales
financieros de forma directa o en el mercado OTC a través de brokers, como
mecanismos de cobertura a falta de mercados organizados para gestionar el
riesgo de precio del mercado español de generación.
12 El Mercado Ibérico de la Electricidad (Mibel), clave para la construcción de un mercado interior de la energía en la Unión Europea (UE), entró en vigor el 1 de julio de 2006. OMEL, el operador del mercado español mayorista, se encarga de los mercados diario e intradiario, mientras que el operador Portugués, OMIP, se hace cargo de la contratación a plazo. También existe OMIClear que hace las veces de entidad responsable de las funciones de cámara de compensación de las operaciones realizadas en el mercado de derivados del Mibel.
3. La herramienta de gestión de riesgo 70
Figura 33. Mercados de electricidad en Europa
Las principales variables de escenario definidas en el modelo de gestión de riesgo
son:
• El precio del mercado diario, el cual es una previsión del precio medio anual del
pool basado en la previsión obtenida con un modelo de Despacho Económico.
• El precio de compra en el mercado, el cual está conformado por el coste medio
de la energía en el mercado diario (pool), la garantía de potencia, el coste de los
servicios complementarios y la moratoria nuclear.
El precio de venta en el mercado, obtenido como suma del precio de venta de la
energía de la compañía en el mercado diario, la garantía de potencia y los
ingresos por servicios complementarios:
• El precio del gas, es el precio de aprovisionamiento de este combustible para la
operación de los ciclos combinados de la compañía. El precio medio anual se
estima en base a la cesta de aprovisionamiento de la empresa, indexada a
diversos productos petrolíferos.
• Los costes regulados son los costes de las actividades de accesos a las redes
(ATR) según tarifas de peajes establecidas en la normativa vigente.
71
• Otros costes de producción son los costes asociados a seguros (fijos y variables)
u otros costes fijos que se considere adecuado considerar.
El modelado del precio del gas se puede realizar asimilándola al precio del gas en
los mercados internacionales o a partir de alguna fórmula que lo relacione con el
precio del petróleo como el caso del precio del crudo Brent. Sin embargo, el
escenario de los precios medios del gas natural es tomado del Boletín Mensual de
Supervisión del mercado mayorista de Gas Natural de la CNE de octubre de 2007.
En la Figura 34 se observan las variaciones que puede tener el precio del gas
natural en los diferentes Mercados, dada su volatilidad.
Figura 34. Precio spot del gas natural y crudo
(Fuente: ENAGAS 2007 ) 71 Con base en los datos históricos de la variación de los precios mensuales de los
precios del gas natural del año 2007 tomados del Boletín Mensual de la CNE, se
calcula la volatilidad de los precios para cada uno de los meses del año y
posteriormente se calcula la desviación estándar anual con base en la siguiente
formulación.
σ Anual = √ Σσi
2 Para i = Enero a Diciembre
3. La herramienta de gestión de riesgo 72
Se obtiene una desviación estándar de 0.165 para la distribución de probabilidad
del precio del gas.
La compañía puede establecer transacciones con distintos agentes y para cada
una de ellas se establece un precio, tomando como referencia casi siempre el
precio del pool, dado que es el mercado más significativo. Algunos de estos
precios de las transacciones establecidas en la herramienta de gestión de riesgos
son:
• Precio de venta de energía de la unidad de negocio de generación a la
comercializadora del mismo grupo a través de contratos bilaterales físicos sin
pasar por el pool. Este precio incluye el coste medio de la energía (mercado
diario y sobrecostes) y la garantía de potencia.
• Precio de compra de la energía adquirida por la unidad de negocio de
comercialización a otros agentes como, por ejemplo, cogeneradores.
• Precio de compra y venta de energía en mercados OTC.
3.2.2 Variables de Estrategia
Las estrategias de la compañía son las variables de entrada en las cuales la
empresa tiene capacidad de decisión. Estas variables son definidas en función de
los objetivos del negocio eléctrico en conjunto y de los objetivos para cada una de
las unidades de negocio. Estos objetivos son definidos por la Alta Gerencia de la
compañía y de acuerdo a los planes estratégicos a largo plazo del negocio, los
cuales ya consideran el nivel de beneficio esperado para el negocio y para cada
una de las unidades, así como el nivel de exposición de riesgo.
Estas variables están basadas en criterios estratégicos de carácter comercial para
el caso de la unidad de negocio de comercialización de energía (cuotas de ventas
73
mercado doméstico o industrial y precios de venta de energía), en criterios de
operación de las plantas (horas de funcionamiento de plantas y potencia instalada)
para la unidad de negocio de generación y en criterios de abastecimiento y venta
de energía (compras y ventas al pool y compras y ventas bilaterales físicos o
financieros) para el caso la unidad de negocio de trading de energía.
Las variables de estrategia principales consideradas para el modelo son:
• Los volúmenes de energía y precios de venta a los clientes domésticos o
industriales: estos volúmenes dependen de la cuota de participación por
segmento de mercado requerida por la compañía para cumplir con los objetivos
de la unidad de comercialización.
• Las horas de funcionamiento por planta al año y la potencia instalada, que son
usadas para determinar la producción de las plantas.
• Volumen de venta de energía producida por los recursos de generación vendida
a al pool. Según las cuotas de participación en cada mercado por la compañía
se decide qué volumen de energía de la generación se vende en el pool o a
través de contratos bilaterales.
• Volumen de venta de energía de la unidad de negocio de generación a la
comercializadora del mismo grupo a través de contratos bilaterales físicos sin
pasar por el pool.
• Volumen de compra de la energía adquirida por la unidad de negocio de
comercialización a otros agentes.
• Volúmenes de compra y venta de energía a través de contratos bilaterales
financieros con otros agentes, las cuales incluyen el coste Medio de la energía y
la garantía de potencia.
3. La herramienta de gestión de riesgo 74
• Volúmenes de compra y venta de energía en mercados OTC.
• Los costes fijos de la comercialización y el trading para la compañía.
En la mayoría de los mercados de energía eléctrica los agentes negocian los
contratos de compra y venta con los precios indexados al precio del pool o del
mercado diario, ya que este precio es el que mejor refleja el comportamiento de
las variables asociadas a estos mercados. Es decir, los precios de compra y venta
entre agentes se modelan en relación al precio del pool debido a la fuerte
dependencia entre los mismos. Como ejemplo de lo anterior, la relación existente
entre el precio del pool y cada una de las posibles transacciones consideradas en
la herramienta es la siguiente:
• El perfil de consumo de los clientes que atiende cualquier compañía eléctrica
tiende a comportarse como el resto de clientes que acuden al pool, con lo que el
precio medio de venta es muy similar al del pool.13
• Los precios de los contratos financieros se basan en los precios del pool y sus
proyecciones, con lo que son muy similares a los del pool más un cierto margen
de seguridad definido.
• Los precios de los bilaterales físicos son superiores a los del pool, al incluir la
garantía de potencia.
• Los precios de compra y venta OTC son muy similares a los del pool, sin
embargo presentan una mayor dispersión al tratarse de un mercado con mayor
volatilidad por su menor número de operaciones.
13 El precio final de compra y venta a pool es incrementando por un apuntamiento definido previamente con la compañía más los complementos normativos (garantía de potencia, moratoria nuclear y servicios complementarios).
75
A partir de las estadísticas de los precios del pool para el año 2007 (tomados de
Boletín Mensual CNE Indicadores económicos y eléctricos - Abril 2008) se estima
la desviación estándar y la varianza de los precios del pool mensual y por estación
del año juntando los meses respectivos (invierno, otoño, primavera y verano) para
conseguir sigmas por cada estación. Después partiendo del resultado obtenido
para el pool se estima la desviación estándar para de los precios restantes
teniendo en cuenta que para el caso de los precios financieros u OTC se puede
considerar una mayor dispersión como un caso más extremo (Figura 35).
Figura 35. Precios del mercado de electricidad espa ñol
(Fuentes: OMEL, REE y CNE)
El cálculo de los sigmas temporales se realiza de la siguiente forma:
σ2Invierno= σ2
Diciembre + σ2Enero + σ2
Febrero
σ2Primavera= σ2
Marzo + σ2Abril + σ2
Mayo
σ2Verano= σ2
Junio + σ2Julio + σ2
Agosto
3. La herramienta de gestión de riesgo 76
σ2Otoño= σ2
Septiembre + σ2Octubre + σ2
Noviembre
Después a partir de estos valores de sigmas temporales se obtiene el sigma anual
así:
σ Anual = √ ( 3σ2
Invierno + 3σ2Primavera+ 3σ2
Verano + 3 σ2Otoño)
3.2.3 Variables de riesgo
Los riesgos son aquellos parámetros cuya variación aleatoria produce cambios en
las variables de estrategia o de escenario y que modifican los resultados
esperados del negocio. A partir de un análisis detallado de las actividades del
negocio se determinan los riesgos propios a que se encuentran expuestos cada
una de las unidades del negocio, así como los riesgos exógenos por la interacción
de cada unidad de negocio con los agentes internos y externos.
La unidad de negocio de comercialización está expuesta a riesgos propios como la
variación de los volúmenes de ventas y de los precios de venta a los clientes o la
estimación de la demanda de los clientes. A su vez por la interacción con los
clientes está sometida a la variación del perfil de consumo, al impago de las
facturas y a la ruptura de los contratos establecidos con ellos. Otra variable de
riesgo a considerar para esta unidad de negocio son los problemas en las lecturas
de los consumos de los clientes por parte de los distribuidores.
La unidad de negocio de generación es afectada por riesgos propios como el
volumen de ventas al pool, la indisponibilidad de las plantas y los desvíos de la
operación de las mismas. En cuanto al aprovisionamiento de la energía primaria
para la operación de las plantas, esta unidad de negocio está expuesta a riesgos
como la indisponibilidad de las plantas de regasificación y la interrupción del
suministro de gas.
77
En cuanto a la unidad de Trading está expuesta a riesgos como el riesgo de
crédito, volumen y precio de compra y venta de contratos financieros, riesgo de
base, volumen y precio de compra y venta en mercados OTC.
La Tabla 6 resume los riesgos a los que se ve expuesta cada unidad de negocio y
que se simula en el modelo, así como la fuente del negocio que es afectada por la
variable.
En el modelo existe la opción de considerar la volatilidad (representada por la
desviación estándar) de algunas de las variables como el precio del pool y el
precio del gas en términos mensuales, lo cual permite trabajar con periodos
temporales inferiores al año (Verano, Primavera, Invierno, Otoño).
Una vez identificados los riesgos a los que está expuesto el negocio eléctrico se
definen las variables de riesgos de mayor relevancia y se modelan de acuerdo con
una distribución de probabilidad para simularlas usando el método de Montecarlo.
Los parámetros de estas distribuciones de riesgo empleadas son la media y la
desviación estándar. Con estos parámetros se calcula el inverso de la distribución
acumulativa normal o log normal, usando la generación de un número aleatorio
que permite calcular para la distribución considerada el valor en riesgo de la
variable.
Para cada una de estas variables se define un rango de variación basados en la
información disponible (valores históricos), que sirve para determinar su influencia
sobre el resultado del negocio y seleccionar las más relevantes que se incluyen en
el modelado. La herramienta tiene la opción de desactivar las variables de riesgo
que no se desean considerar para la simulación, para lo cual la simulación lo
considera como el valor fijo igual a la Media de la distribución de riesgo asignada.
Adicionalmente algunas variables pueden modelarse para tomar valores sólo
positivos o positivos/negativos (incrementos/decrementos, respectivamente, del
3. La herramienta de gestión de riesgo 78
valor central del escenario) en función del variación racional de cada una de las
ellas.
VARIABLE G C T Fuente afectadaVolumen de consumo x Ingresos - CostesImpago de facturas x Ingresos Ruptura de contrato x Ingresos Lecturas x Ingresos Perfil (Términos cliente) x CostesPerfil (Términos regulados) x Ingresos - CostesFinanciación x CostesMargen unitario x IngresosRiesgo de crédito x x IngresosVolumen de ventas a pool x Ingresos - CostesPrecio del gas x CostesIndisponibilidad plantas x Ingresos - CostesInterrupción suministro de gas x Ingresos - CostesDesvíos de operación x IngresosVolumen compra bilaterales x CostesVolumen venta bilaterales x IngresosVolumen compra financieros x CostesVolumen venta financieros x IngresosPrecio de venta a pool x IngresosPrecio de compra a pool x x Ingresos Trading - CostesPrecio compra bilaterales x CostesPrecio venta bilaterales x IngresosPrecio venta financieros x IngresosPrecio compra financieros x CostesRiesgo de base ventas x IngresosRiesgo de base compras x CostesVolumen ventas OTC x IngresosPrecio venta OTC x IngresosVolumen compras OTC x CostesPrecio compras OTC x Costes
Tabla 6. Variables de riesgo del negocio eléctrico
3.3 La simulación Montecarlo y las funcionalidades de la herramienta
Los principales aspectos generales de la herramienta de gestión de riesgos a
seleccionar para la simulación de Montecarlo son los siguientes:
• Selección de un horizonte de tiempo para el análisis. Como es un análisis a
medio plazo el horizonte máximo es un año y el mínimo un mes.
• Selección de un escenario económico entre los entornos de mercado probables
y según el criterio del usuario de la herramienta.
79
• Selección de una estrategia especifica para cada una las unidades de negocio
eléctrico. La selección de estrategias es completamente independiente de la
selección del escenario económico, pero es importante considerar que la
estrategia seleccionada debe ser congruente con el horizonte de tiempo de
análisis. Es decir, si se seleccionan tres meses, los objetivos de la estrategia
seleccionada deben corresponder a ese horizonte de tiempo.
• Selección de los riesgos a considerar.
• Estimación del escenario base de acuerdo con los valores de las variables de
escenario económico seleccionado, la estrategia definida y riesgos
considerados, así como, la selección de la funcionalidad deseada de la
herramienta
Caso BaseIngresos negocio eléctrico (M€) 1.660Ingresos por ventas a clientes (M€) 967Ingresos trading (M€) 0Ingresos generación (M€) 693
Costes negocio eléctrico (M€) 1.536Costes suministro a clientes (M€) 913Costes generación (M€) 623Costes trading (M€) 0
Beneficio negocio eléctrico (M€) 124
Resultados del negocio eléctrico
Tabla 7. Resultado económico por unidad de negocio
A partir de ese escenario se realizan las simulaciones y para cada simulación de
Montecarlo, se calcula un resultado del negocio global y por unidades de negocio
(la Tabla 7 muestra los resultados económicos de un ejemplo del negocio
eléctrico), de acuerdo con los valores de riesgo fijados en cada una de ellas; con
todos estos resultados de las simulaciones se calcula la media, la desviación
estándar y la distribución de probabilidad de beneficio y su volatilidad por unidad
de negocio. El resultado obtenido en cada simulación es el desglose global y por
3. La herramienta de gestión de riesgo 80
unidades de negocio de los ingresos y costes, donde se puede analizar la
influencia de cada riesgo en las distintas partidas y conceptos.
Esta herramienta de gestión del riesgo tiene las siguientes funcionalidades:
3.3.1 Simulación Montecarlo independiente para cada riesgo
Este análisis permite determinar cuáles son los principales riesgos para cada una
de las unidades de negocio y para el negocio eléctrico global. Es decir, calcula el
beneficio y el riesgo de la compañía y de las unidades de negocio con cada uno
de los riesgos en forma independiente. Cuando los resultados aparecen en cero
significa que esa variable de riesgo no está activada en la simulación. (Tabla 8),
por tanto no afecta el resultado de la unidad de negocio o del negocio global.
Análisis de riesgos
Riesgo Media Desv. Típica Media Desv. Típica Media Desv. TípicaVolumen de ventas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Volumen de consumo 15.29 1.65 85.65 0.00 0.00 0.00Impago de facturas 15.35 1.68 85.65 0.00 0.00 0.00Ruptura de contrato 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Lecturas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Perfil (Términos cliente) 15.36 1.53 85.65 0.00 0.00 0.00Perfil (Términos regulados) 15.31 0.02 85.65 0.00 0.00 0.00Estimación de demanda 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Financiación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Margen unitario 15.33 0.00 85.65 0.00 0.00 0.00Riesgo de crédito 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Volumen de ventas a pool 15.15 7.15 85.48 7.15 0.00 0.00Precio del gas 13.70 23.81 84.03 23.81 0.00 0.00Indisponibilidad plantas 15.14 1.94 85.46 2.00 0.00 0.00Interrupción suministro de gas 15.33 0.01 85.65 0.01 0.00 0.00Desvíos de operación 15.33 0.09 85.66 0.09 0.00 0.00
Negocio integral Generación Trading
Tabla 7. Distribución normal por unidad de negocio y riesgo
Por tanto, la media y desviación estándar no varían cuando la unidad de negocio
considerada no está asociada a ese riesgo.
3.3.2 Simulación Montecarlo de exposición del riesg o para una estrategia
Este análisis permite determinar la variabilidad del resultado de negocio global y
de las unidades de negocio para una estrategia definida por la alta dirección de la
81
compañía para enfrentar un escenario económico específico. El modelo determina
los ingresos, costes y beneficios para el negocio y cada una de las unidades
haciendo variar las variables de riesgos de acuerdo con sus distribuciones de
probabilidad. El usuario de la herramienta escoge el nivel de confianza deseado y
el número de iteraciones para la simulación de Montecarlo.
La selección de la estrategia es independiente del escenario económico
seleccionado.
Figura 36. Parrilla de resultados de Montecarlo par a una estrategia especifica
Como se observa en la Figura 36 las variables de salida de la simulación del
Montecarlo para una estrategia son:
• El beneficio es el resultado esperado una vez calculada la distribución de
probabilidad del negocio integral y de cada una de las unidades del negocio.
• La desviación típica es la medida de variabilidad de la distribución de
probabilidad del beneficio del negocio integral y de cada una de las unidades del
negocio.
• La confianza es el resultado del beneficio para el nivel de confianza
seleccionado dentro de la distribución de probabilidad acumulada. Por ejemplo:
3. La herramienta de gestión de riesgo 82
para un nivel de confianza del 95% solo un 5% de los resultados serán menores
que el valor mostrado.
• El riesgo es la variación porcentual de la diferencia entre el beneficio medio
esperado y el beneficio al nivel de confianza seleccionado entre el beneficio
medio esperado. Por ejemplo: si el nivel de confianza seleccionado es del 95%,
es la variación porcentual del beneficio al 95% y el beneficio al 50% con respecto
al beneficio al 50%.
Otros resultados que se obtienen son el beneficio global y por unidades de
negocio para diferentes niveles de confianza, así como las distribuciones de
probabilidad del beneficio global y para cada unidad de negocio. (Figura 37).
EBITDA para el nivel de confianza seleccionadoResultados para distintos niveles de confianzaMillones de Euros 5% 10% 25% 50% 75% 90% 95% 97%
Negocio integral 193,30 166,10 120,67 70,18 19,70 -25,74 - 52,94 -70,60Generación 181,12 151,51 102,04 47,07 -7,90 -57,38 -86,99 -106,22Trading 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Comercialización 59,76 58,15 55,45 52,46 49,47 46,77 45,16 44,11Cobertura comercialización 16,51 6,38 -10,54 -29,35 -48,15 -65,08 -75,21 -81,78
Figura 37. Parrilla de resultados por nivel de conf ianza para Montecarlo
3.3.3 Simulación Montecarlo para un riesgo fijo
Este análisis permite determinar el beneficio para la compañía y la volatilidad de
este beneficio para un riesgo con un valor fijo y el resto de riesgo variando de
acuerdo con su distribución de probabilidad.
El usuario de la herramienta selecciona un escenario económico para el tiempo
escogido y la estrategia para enfrentar ese escenario. Para este análisis también
se selecciona el rango de variación de la variable de riesgo que se va a estudiar.
Por ejemplo: una variable de riesgo podría ser el precio del gas, a la cual se
asigna un valor medio y se realiza la sensibilidad si ese valor disminuye un 10% o
aumenta un 10% sobre ese valor medio. Posteriormente se realiza la simulación y
83
se obtiene para cada unidad de negocio y para cada valor del riesgo, el beneficio
esperado para distintos niveles de confianza (50%, 95% y 98) como se muestra en
la Figura 38.
VariaciónPrecio del Gas (Euros/MWh)
Probabilidad acumulada
Negocio integral Generación Trading Comercialización Cob . Comercialización Gen + CC Comerc + CC
-30% 2.80 1% 48.47 133.66 0.00 -8.05 -77.13 56.52 -85.19
-10% 3.60 24% 17.13 101.50 0.00 -8.03 -76.34 25.17 -84.37
0% 4.00 50% 0.66 86.73 0.00 -8.14 -77.94 8.80 -86.08
10% 4.40 74% -16.18 69.86 0.00 -8.25 -77.79 -7.93 -86.04
30% 5.20 96% -48.23 36.22 0.00 -8.04 -76.41 -40.19 -84.45
Precio del gas Resultado en MEuros al 50%
Figura 38. Parrilla de resultados de Montecarlo par a un riesgo fijo
Existe la opcionalidad de realizar este análisis de manera individual para una única
variable o en forma conjunta en dos series. En forma conjunta para reducir el
tiempo de cálculo de la herramienta. En esta herramienta se seleccionaron diez
variables de riesgo que se pueden analizar en forma independiente o en dos
grupos de a cinco variables para ahorrar tiempo de ordenador.
3.3.4 Simulación sin riesgos o análisis de sensibil idad estático.
El análisis de sensibilidad estático calcula el resultado del negocio sin tener en
cuenta ningún riesgo salvo aquel cuyo valor introduce el usuario.
El usuario de la herramienta introduce un escenario económico y una estrategia
para enfrentar ese escenario. Así mismo, selecciona los valores que desea que
tome la variable de riesgo y calcula el resultado del negocio y para las unidades
eliminando todos los riesgos salvo el analizado, que se fija a un valor establecido
por el usuario. Como no hay variación de las variables de riesgo no se requiere
usar la simulación de Montecarlo. Finalmente se obtiene los resultados del
negocio para el valor de la variable en riesgo introducida como se muestra en la
Figura 39.
3. La herramienta de gestión de riesgo 84
VariaciónPrecio pool
(Euros/MWh)Negocio integral
Generación Trading Comerc.Cob.
Comerc.Gen + CC
Comerc + CC
-30% 38.50 14.90 -9.16 0.00 -3.38 27.44 18.28 24.06-10% 49.50 19.50 55.57 0.00 -3.38 -32.69 22.88 -36.070% 55.00 21.80 87.94 0.00 -3.38 -62.76 25.18 -66.14
10% 60.50 24.10 120.30 0.00 -3.38 -92.82 27.48 -96.2030% 71.50 28.70 185.03 0.00 -3.38 -152.95 32.08 -156.33
Precio del pool EBITDA en Meuros
Figura 39. Parrilla de resultados para análisis de sensibilidad estático
3.3.5 Simulación Montecarlo de Montecarlos para an álisis de estrategias.
Con este análisis se siguen los fundamentos generales para el análisis y la gestión
del riesgo del negocio eléctrico de cualquier empresa energética que son la
estimación de la volatilidad del beneficio y el cálculo de la frontera eficiente para
determinar respectivamente la exposición del riesgo del negocio eléctrico y la
estrategia óptima para un cierto nivel de beneficio y riesgo.
Los resultados obtenidos para esta funcionalidad de la herramienta de gestión del
riesgo permiten realizar una optimización multicriterio donde se maximiza el
beneficio esperado y se minimiza el riesgo asociado a ese beneficio. La
optimización se realiza teniendo en cuenta las diferentes distribuciones de
probabilidad del beneficio a las que dan lugar cada una de las estrategias del
negocio global.
El objetivo de esta simulación es determinar el perfil de riesgo del negocio global y
las estrategias óptimas asociadas al mismo.
Para ello se seleccionan unas variables de la estrategia para el Montecarlo de
Montecarlos como por ejemplo: volúmenes de ventas, horas de funcionamiento de
las plantas, potencia instalada y compras de contratos bilaterales, con el objetivo
de generar diferentes valores para la estrategia. Para cada una de estas variables
se definen los valores límite de las variables (mínimo y máximo) y el tamaño del
escalón dentro de los cuales se mueve la variable (Tabla 9).
85
Entradas para el MonteCarlo de MonteCarlos Mínimo Máximo Pasos Salto
Ventas a clientes (GWh) 4807 6557 8 250Horas equivalantes medias por planta (horas) 2007 7000 7 832Potencia instalada (MW) 1277 1657 2 380Ventas a precio de transferencia otros agentes (GWh ) 0 0 1 0Compras bilaterales físicos (GWh) 0 0 1 0Compras a precio de transferencia financieros (GWh) 0 0 1 0Ventas de OTCs (GWh) 0 0 1 0Compras de OTCs (GWh) 0 0 1 0
Tabla 9. Variables de estrategia para Montecarlo de Montecarlos
Una vez definidas las variables de estrategia se siguen los siguientes pasos:
• Selección del escenario económico esperado y el horizonte de tiempo
considerado para el análisis de las estrategias.
• Selección de una estrategia base como punto de partida. Dado que es un
análisis de estrategias, esto valores iniciales varían durante la ejecución de las
simulaciones. La selección de la estrategia es independiente del escenario
económico seleccionado.
• Selección de los rangos de variación de las variables para el Montecarlo de
Montecarlos como se explicó anteriormente.
• Simulación Montecarlo de Montecarlos donde se calcula el beneficio del negocio
y su volatilidad para las diversas estrategias. Cada resultado obtenido
representa el punto central de una distribución normal de media (el beneficio del
negocio) y la desviación típica (el riesgo del negocio). A partir de estos
resultados se construye el perfil de riesgo del negocio en el plano de riesgo y
beneficio.
3. La herramienta de gestión de riesgo 86
• Como se observa en la Figura 40 a través de diferentes valores de las variables
de estrategias definidas dentro de un rango, se genera una nube de puntos,
donde cada punto corresponde a los pasos de la variable en los cuales se
calcula un resultado del negocio eléctrico de acuerdo con el número de
iteraciones definidas internamente para la simulación de Montecarlo.
• La política de riesgos de la compañía viene definida por un beneficio mínimo
esperado y un valor máximo del riesgo como se mencionó anteriormente, lo que
permite seleccionar un número óptimo de estrategias que cumplen con estos
requisitos. Por consiguiente, una vez definidos los límites de riesgos, de entre
todas las estrategias que cumplen con este requisito, se selecciona una de ellas
como estrategia óptima para la compañía.
Figura 40. Perfil de riesgo Montecarlo de Montecarl os
Riesgo
Beneficio
esperado
Riesgo
Beneficio posibles
Riesgo
Beneficios p
Riesgo
Beneficio
esperado
Riesgo
Beneficio posibles
Riesgo
Beneficios p
Riesgo
Beneficio posibles
Riesgo
Beneficios p
87
4
La nueva herramienta de gestión del riesgo
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 88
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo
4.1 Generalidades
Las empresas energéticas han orientado las inversiones del mix de recursos de
producción a las tecnologías de ciclos combinados y energías renovables, y al
desarrollo de estos parques. Esta nueva estructura empresarial es consecuencia
de la participación en el mercado eléctrico de nuevos agentes con una mayor
inversión en ciclos combinados, o de que las empresas actuales han modificado
su mix de tecnologías como una estrategia para enfrentar el nuevo entorno del
mercado eléctrico. Las principales estructuras se basan en los siguientes factores
estratégicos:
• Diversificación del mix de generación actual como estrategia para mejorar la
posición medioambiental de la empresa.
• Aprovechamiento del equity de gas dada una posición larga en los mercados de
este recurso, lo que le permite diversificar su portafolio de productos y participar
en nuevos mercados como el eléctrico.
• Inversión en tecnologías de energías renovables o ciclos combinados por parte
de nuevos agentes que ven una oportunidad de negocio dado el crecimiento
acelerado de la demanda eléctrica y la dificultad para invertir en otras
tecnologías (hidráulica o nuclear).
La herramienta planteada en el apartado anterior no consideraba por separado las
tecnologías de producción de energía, por lo cual, cualquier análisis de riesgo que
se realizara generaría errores de “bulto” al considerar que los riesgos afectaban a
todas las tecnologías del mismo modo. Por tanto, dado el alto grado de relevancia
que ha adquirido para cualquier compañía los recursos de energía primaria que
utilizan sus plantas, se hace obligatorio incorporar las nuevas variables dentro de
la herramienta de gestión de riesgo descrita.
89
Como ya se mencionó anteriormente cada una de estas tecnologías tiene sus
riesgos asociados inherentes, los cuales se deben identificar, medir y controlar.
Por tanto, para el análisis del riesgo se deben incorporar las características
propias y los riesgos de cada una de estas tecnologías a estos modelos para
poder determinar el nivel de riesgo a que se encuentra expuesto cada unidad de
negocio que conforma la compañía.
Las nuevas variables a considerar en la herramienta son:
• La opcionalidad de los ciclos combinados: Para recoger el comportamiento más
próximo a la realidad, es necesario simular en cada escenario generado por el
Montecarlo cuál es la producción de la generación sujeta al diferencial de precios
entre el gas y la electricidad.
• La internalización del coste de CO2: El coste de los derechos de emisiones de
CO2 es una nueva variable adicional al coste de producción previo, que hay que
incorporar a los escenarios simulados.
• El funcionamiento de los parques eólicos: La producción de los parques eólicos,
condicionada por el índice de viento, tiene impacto importante en los ingresos
del negocio eléctrico, y el coste variable de producción de estas instalaciones se
reduce a los costes de operación y mantenimiento.
• El mercado de emisiones de CO2: Es necesario recoger el impacto de la
compra/venta de los derechos de emisiones de CO2 a los precios de mercado.
4.2 Modelado de la opcionalidad de los ciclos combi nados
La participación de los ciclos combinados en el mercado español de generación,
está condicionada por diferentes factores a considerar dentro de la optimización
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 90
de su explotación, como son los costes variables de operación, representados por
el coste del combustible, los costes de las emisiones de CO2 y los costes de
operación y mantenimiento.
Como ya se mencionó en el capitulo anterior, el coste del combustible es el de
mayor participación en los costes de la tecnología, por tanto, dependiendo del
nivel de precio que se encuentre el precio de abastecimiento en comparación con
el precio del pool (representa los ingresos del ciclo)14 se define si los ciclos operan
o no.
Basada en los planteamientos anteriores, la nueva herramienta de gestión de
riesgos recoge la opcionalidad de los ciclos combinados en función del diferencial
del precio pool del mercado de energía eléctrica y sus costes variables, que deben
incluir en forma fundamental el precio del gas y del CO215.
La opcionalidad de los ciclos se modela a partir de un modelo superior
desarrollado por Gas Natural. Este modelo de opcionalidad calcula el
funcionamiento óptimo de una central de ciclo combinado, utilizando como datos
de entrada los precios horarios del pool de un horizonte (típicamente anual), el
coste de gas asociado, la curva de rendimiento y otros costes variables (O&M,
CO2). En este modelo se consideran otras variables como las rampas
intrahorarias. Los precios horarios del pool consideran factores como hidraulicidad
y utilización de ésta tecnología, crecimiento de la demanda eléctrica y la
disponibilidad de las centrales de régimen ordinario.
14 Basados en una realidad que demuestra que la relación entre el precio resultante del pool y la cantidad de producción propia de las plantas existe, siendo ésta mayor cuanto mayor es la capacidad productora de la planta, se puede decir que los ciclos por su tamaño no tienen capacidad para alterar de forma significativa el precio del mercado y por tanto son habitualmente tomadores de precio (Mercados de competencia perfecta o empresas de reducido tamaño). Esta es la posición de Gas Natural que se ha escogido para la herramienta. 15El Spark Spread se define como el diferencial entre el precio de mercado de la electricidad y sus costes de producción. Esta medida es importante porque ayuda a las compañías a determinar su beneficio mínimo. Si el spark spread es pequeño en un día particular, el nivel de producción eléctrica puede ser disminuido hasta que el diferencial sea más beneficioso.
91
El resultado principal de este modelo es la energía horaria a realizar por la planta,
programando arranques y paradas, de lo cual se deducen ingresos, costes,
beneficios y producción total en el horizonte. Es decir, se obtiene una relación de
las horas de funcionamiento del ciclo combinado y el diferencial de precios del
pool de energía y los costes de producción. Para los datos utilizados en la
herramienta se ha utilizado este modelo con los precios del pool desde 1998 hasta
2007, obteniendo las ecuaciones que relacionan el spread pool y gas con las
horas de funcionamiento previstas. Estas ecuaciones son incorporadas a la
herramienta de gestión de riesgos y se representan por la curva de opcionalidad,
conformada por varios tramos debido al comportamiento no lineal de la función de
producción sujeta al diferencial de precio gas-electricidad (Figura 41).
CURVA DE OPCIONALIDAD
0
5
10
15
20
25
30
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Horas de funcionamiento
Spr
ead
(€/M
Wh)
CASO BASE
Figura 41. Perfil de riesgo Montecarlo de Montecarl os
La estimación del diferencial de precios para la herramienta se hace considerando
las variables del escenario económico seleccionado de la siguiente forma:
Spark Spread = P p – (Pg * FC / η CCGT ) – PCO2 * FECCGT
Spark Spread = Diferencial de precios (€/MWh)
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 92
Pp = Precio del pool o del mercado diario (€/MWh)
Pg = Precio del gas PCS (€/MWh)
FC = Factor de conversión (PCS a PCI)
η CCGT = Rendimiento medio de los CCGT (PCI)
PCO2 = Precio de emisiones de CO2 (€/tn)
FECCGT = Factor de emisiones medio de los CCGT (tn/MWh)
Los datos del precio del pool y de gas usados en la herramienta dependen del
escenario económico de precios que se desee considerar para ambas variables,
sin embargo, para el escenario base inicial se utilizan precios medios del sector.
Los otros datos de rendimiento medio de los ciclos, factor de conversión y factor
de emisiones medio de los CCGT son parámetros suministrados casi siempre por
la unidad de negocio de generación de la compañía.
Una vez se obtiene el Spark Spread se calculan las horas de funcionamiento de
los ciclos combinados con la curva de opcionalidad de la Figura 41. Con las horas
de funcionamiento de los ciclos combinados obtenidas se determinan las ventas al
pool de los ciclos combinados y los costes de producción.
Las ventas al pool afectan los ingresos de la unidad de negocio de generación,
mientras que los costes de producción afectan directamente los costes de la
unidad de negocio de generación, ya que los volúmenes para ambas dependen de
las horas de operación de los ciclos. El volumen de ventas al pool al ser
dependiente de las horas de funcionamiento de los ciclos es la variable de riesgo
que afecta los ingresos y costes de la unidad de negocio de generación y se
representa como una variable con distribución log normal en la herramienta, más
adelante se explica la razón del uso de ésta distribución.
93
4.3 Modelado de la internalización del coste de CO 2
En la actualidad una critica a nivel mundial de la gestión de los sistemas eléctricos
es que los costes ambientales, sociales y de seguridad de la generación que usa
combustibles fósiles como energía primaria no son internalizados en los precios de
la electricidad, por tanto, en algún momento, éstas tecnologías pueden resultar
más baratas que algunas tecnologías más limpias (energías renovables) debido a
la externalización de éstos costes. Tras la puesta en marcha de la Directiva del
Comercio de Emisiones ha aparecido una nueva variable medioambiental, el
derecho de emitir 1 tn de CO2, cuyo coste de mercado o de oportunidad debe ser
reflejado en las ofertas.
Es decir, se hace necesario tener en cuenta para la determinación de los costes
variables de los ciclos combinados, la internalización del coste de las emisiones
de CO2 y esta implementación debe incorporar la volatilidad16 de los precios del
CO2 para poder determinar su influencia sobre el valor en riesgo dentro de los
resultados del negocio eléctrico.
En España con la implementación del Real Decreto-Ley 3 del 24 de febrero de
2006 la retribución que reciben los productores se ha visto reducida en un monto
equivalente a los derechos de emisiones que venían recibiendo gratuitamente
como se puede ver en el siguiente texto: “Por otra parte, la internalización del valor
de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la formación de
precios en el mercado mayorista de electricidad requiere reflejar esta situación
minorando la remuneración de las unidades de generación afectadas en importes
equivalentes. Además, el elevado volumen de déficit tarifario generado en el
16 La volatilidad es la variación de precios que acontece más allá de las variaciones que afectan a su tendencia. Se define matemáticamente como la desviación estándar anualizada del logaritmo natural de dos precios sucesivos. Los precios de las commodities presentan una estructura temporal (no son constantes a lo largo del tiempo).
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 94
periodo transcurrido del año 2006 aconseja que se descuente el valor de los
derechos de emisión a los efectos de determinar la cuantía de dicho
déficit…Articulo 2º…1) A partir del día 2 de marzo de 2006, para las tasaciones
correspondientes al 3 de marzo de 2006, la retribución de la actividad de
producción de energía eléctrica a la que hace referencia el artículo 16.1.a) de la
Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, se minorará el importe
equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero
asignados gratuitamente a los productores de energía eléctrica mediante Acuerdo
de Consejo de Ministros de 21 de enero de 2005, de conformidad con lo previsto
en el Plan Nacional de Asignación 2005-2007, durante los períodos que
correspondan. …2) El valor unitario de referencia de los derechos de emisión será
el precio de mercado del periodo al que correspondan calculado de manera
transparente y objetiva.” Por tanto, este nuevo coste representa un nuevo riesgo
para el negocio eléctrico, dado que dependiendo del nivel del mismo y la
producción de los ciclos, así se verá afectado el beneficio para la compañía.
Esta variable de escenario se incorpora a los costes de producción de la
tecnología de la siguiente forma:
Coste CO 2 = PCO2 * FECCGT
Coste CO2 = Coste del CO2 (€/MWh)
PCO2 = Precio de emisiones de CO2 según Media del Mercado (€/tn)
FECCGT = Factor de emisiones medio de los CCGT (tn/MWh).
Se considera un factor de emisiones de 0.365 como un valor típico para las
tecnologías de ciclos combinados existentes en el mercado español.
Este coste se agrega directamente a los costes del gas, los costes de operación &
mantenimiento y otros costes de producción (seguros) de los ciclos para
conformar los costes de producción variables. Dada la volatilidad del precio de
95
mercado del CO2, la variable de riesgo considerada para la herramienta es la
variación del precio de las emisiones de CO2 que se modela como una distribución
log normal por las razones que se exponen a continuación. Más adelante, en el
apartado del mercado de emisiones de CO2 se trata con mayor profundidad el
tema de la volatilidad del precio.
La variable PCO2 no se modela como una distribución normal dado que una
variable con una distribución normal puede tomar valores positivos o negativos,
mientras que una variable distribuida lognormalmente sólo puede ser positiva, con
media, moda y mediana diferentes. Por tanto, una variable que tiene una
distribución log normal puede tomar cualquier valor entre 0 e infinito que es el
rango de variación del precio de las emisiones.
La pregunta clave es si es razonable pensar que los precios de las commodities se
distribuyan de manera normal. Si pensamos en la distribución exacta de los
precios en el mundo real, el supuesto de considerar alguna de las variables como
normal presenta serios problemas. Dado que una curva de distribución normal es
simétrica, por tanto bajo el supuesto de normalidad, ante cualquier incremento
abrupto de la variable de precio de la commodity existe la probabilidad de caída de
la variable en la misma magnitud. Es decir, si el precio de las emisiones es 50
€/Mwh tiene la posibilidad de incrementarse en 75 €/Mwh hasta 125 €/Mwh,
entonces ante una distribución normal tendría la posibilidad de caer en igual
magnitud hasta -25 €/MW. Como se sabe es imposible que una commodity como
el precio del CO2 adquiera valores negativos, por lo que suponer que éstos se
distribuyen normalmente es un grave error.
Mientras tanto una variable que tiene una distribución log normal puede tomar
cualquier valor entre 0 e infinito. Por tanto, el supuesto de lognormalidad es la
solución para el problema mencionado. Una distribución log normal permite
incremento de precios ilimitados (el logaritmo de +∞ es +∞) mientras que permite
caídas solo hasta cero (el logaritmo de -∞ es 0). En resumen, ésta es una
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 96
representación más realista de cómo se distribuyen los precios en el mundo real.
Este mismo razonamiento es el aplicable para el tema de los volúmenes de
energía.
Costes de producción (M€) 682,20
Volumen de producción (GWh) 11.409
Costes combustible (€/MWh) 60
Volumen de producción plantas (GWh) 11.409Escenario base 11.200
Variaciones 208,54Volumen de ventas al pool -89,08Indisponibilidad plantas 300,26Interrupción suministro del gas -2,64
Coste de producción (€/MWh) 59,80Escenario base 56,93
Variaciones 2,86Precio de las emisiones 2,74Precio del gas 0,12
Tabla 10. Costes y riesgos de ciclos combinados p ara Montecarlo
La volatilidad del precio de CO2 se determina a partir de la estimación de los
sigmas mensuales del precio de CO2 en el mercado OTC y en las bolsas
europeas. La variación del precio del CO2 afecta directamente los costes de
producción (Ver Figura 46) y a su vez los costes de la unidad de negocio de
generación.
Las sigmas mensuales obtenidas se calculan a partir de las estadísticas del
mercado europeo desde la maduración del mercado de CO2 en Diciembre de 2004
(los datos de principio no eran significativos) hasta Mayo de 2006 (Figura 42).
97
Figura 42. Precios históricos del CO 2
4.4 Modelado de los parques eólicos
Figura 43. Potencia instalada de parques eólicos e n Europa
(Fuente: IDEA y EWEA 2008)
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 98
En los últimos años se ha visto que los riesgos asociados con los sistemas de
energía eléctrica que utilizan combustibles fósiles son reflejados en los precios de
la electricidad, por tanto las energías renovables han llegado a ser mucho más
económicas que las primeras. Esto es debido a que los perfiles de riesgo de estas
tecnologías difieren significativamente de las plantas que usan combustibles
fósiles. En particular, el uso de energías renovables generalmente tiene un menor
riesgo, o riesgo nulo, de precio de combustible. Así, las energías renovables son
usadas para diversificar los portafolios existentes, o para equilibrar los riesgos de
la producción de energía eléctrica a partir de la dependencia de los combustibles
convencionales y minimizar las fluctuaciones de los precios de estos mercados,
en especial los incrementos. Así mismo, hoy en día el uso de estas energías
renovables es otra estrategia que están usando las empresas eléctricas de cara al
tema ambiental, en especial el Protocolo de Kyoto, que ha obligado a reducir los
gases de efecto invernadero en los países industrializados.
Esta situación es evidente en España donde en especial la energía eólica en la
última década ha experimentado un extraordinario desarrollo, solo superada por
Alemania, hasta alcanzar las cifras de 15,145 Mw en funcionamiento a finales de
2007 (Figura 43). Ello ha sido motivado, por disponer de unos recursos eólicos
considerables, así como una legislación favorable tanto a nivel nacional como
regional. Al mismo tiempo, el grado de madurez alcanzado por el sector ha
propiciado una alta competitividad tecnológica, junto con expectativas de
rentabilidad para las empresas que las han animado a contar dentro de su mix de
tecnologías con los parques eólicos.
Considerando una evolución favorable en los próximos años ésta tecnología
presenta una mayor participación en las cuotas de las empresas tal como se
observa en la Figura 44, donde se muestra su participación en el balance de
energía nacional.
99
Por tanto, se hace necesario modelar adecuadamente las características propias y
los riesgos asociados a los parques, para poder determinar los ingresos, los
costes y el beneficio que representa ésta tecnología para el negocio eléctrico.
Además, en la herramienta de gestión del riesgo se consideran los factores
principales que generan cierta incertidumbre para esta tecnología, como son la
predicción del volumen de producción -dada su dependencia directa de un factor
aleatorio como es el viento- y sus desvíos de operación, por factores tales como
su comportamiento ante los huecos de tensión.
Figura 44. Balance de energía por tecnología en Esp aña
(Fuente: Informe Anual REE 2007)
Los ingresos en una empresa de este sector en España se concretan en la venta
de los KWh entregados a la red, por el precio de dicho KWh. Los KWh producidos
y entregados a la red dependen, exclusivamente, de la potencia instalada y del
número de horas de viento (en función de la curva de potencia de cada máquina)
que haya en un emplazamiento durante el periodo de tiempo contemplado.
El actual régimen de compensación del Régimen Especial permite a las unidades
de generación renovables optar por vender los KWh producidos a un precio fijo
(fijado por las autoridades y revisado anualmente) o a un precio variable (precio de
mercado más una prima e incentivo, también fijado por las autoridades).
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 100
En España según el Real Decreto 436 de 2004 las dos formas de remuneración
establecidas para la energía eléctrica evacuada de los parques eólicos son:
• Venta de electricidad a la compañía distribuidora a tarifa regulada, cuyo importe
depende de la potencia y de los años transcurridos desde que la instalación fue
puesta en funcionamiento.
• Venta libre en el mercado, dentro de la cual puede elegirse en acudir
directamente al mercado a través del sistema de ofertas gestionado por el
operador del mercado y del sistema, o a través de contratos bilaterales, o a
plazo, con una comercializadora. Para cualquiera de estos dos casos se recibe
el precio horario del mercado más una prima, y otros complementos17.
En la herramienta de gestión de riesgos se considera la segunda opción de venta
libre al mercado basados en que ofertar la producción eléctrica de esta forma es la
más rentable de las opciones de retribución que se permiten en la actualidad, ya
que el Real Decreto 436/04 favorece el acudir al mercado con un incentivo
económico específico; por otro lado, permite aglutinar en una misma oferta la
producción de varias instalaciones del régimen especial, lo que disminuye el
efecto de los desvíos.
Precio final medio venta pool Eólica (€/MWh) 73,04
Mercado Diario Eólica (€/MWh) 60,00
Garantía de Potencia Eólica (€/MWh) 3,05
SSCC Eólica (€/MWh) 0,00
Penalización Desvíos (€/MWh) -0,01
Prima e Incentivo (€/MWh) 10,00
Retribución certificados 0,00
Tabla 11. Precio de venta de generadores eólicos para Montecarlo
Por tanto, los ingresos por explotación de la energía eólica considerados son el
producto del volumen de ventas a pool de esta energía por el precio medio de
17 Los complementos que establece el RD 436 de 2004 son por continuidad en el suministro frente a huecos de tensión, por garantía de potencia y para aquellas plantas que contribuyan a la estabilidad tecnológica del sistema a través de sus innovaciones en los parques. Todos estos importes están indexados de acuerdo con la Tarifa media de referencia cuyo valor es regulado.
101
venta a pool de la eólica que considera los complementos anteriormente
mencionados (Tabla 11). El precio de venta sólo es afectado por la variable de
riesgo de la variación del precio del pool, o precio del mercado diario.
El volumen de ventas a pool de los parques eólicos afecta directamente los
ingresos de la unidad de negocio de generación y se calcula con base en las
horas de funcionamiento de la tecnología que se encuentran asociadas a factores
como la potencia instalada de los parques, aleatoriedad del viento y a los desvíos
de operación por perturbaciones en el sistema eléctrico como los huecos de
tensión. El efecto conjugado de los factores se incorpora en los modelos para la
predicción de la producción de un parque eólico, por tanto se utiliza para la
estimación de la volatilidad del volumen de ventas a pool de los parques eólicos
las estadísticas de desvíos de la energía eólica durante el año 2007.
Para la potencia instalada se considera una desviación estándar del 1.8% con
base en los valores mostrados en la Figura 45 tomado de un informe del IDAE del
2006. Mientras que para la aleatoriedad del viento se utiliza como desviación
estándar un valor de 10% estimado a partir de las predicciones de producción
eólica respecto a la energía efectivamente producida en el año 2007.
Figura 45. Predicción de potencia (Vientos fuertes y dirección constante)
(Fuente: IDEA 2006)
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 102
El volumen de ventas a pool de la energía eólica considerado en la herramienta es
el producto de la potencia instalada de los parques por las horas medias de
funcionamiento. Los datos de producción eólica en el año 2007 son la base para la
obtención de las distribuciones de probabilidad de los riesgos inherentes al
volumen de producción.
Los principales problemas que se vienen planteando en la operación del sistema
eléctrico vinculados a la energía eólica están relacionados con la garantía de
potencia y estabilidad dinámica de la red. En efecto, han sido básicamente
problemas de estabilidad del sistema ante un eventual hueco de tensión del
sistema lo que ha llevado al operador del sistema a solicitar bajadas de cargas y
desconexiones a las instalaciones eólicas, con lo cual se afecta la producción de
los parques para una empresa y por consiguiente su resultado económico.
Por tanto, los riesgos a que se ven expuestos el volumen de producción de la
energía eólica de cualquier empresa están basados en especial en la
incertidumbre sobre la predicción de las horas de funcionamiento del parque
debido a factores como la aleatoriedad del viento y los desvíos de operación
producidos por los huecos de tensión, así como la disponibilidad de la potencia
instalada en los parques. Todas estas variables de riesgos se han considerado
para la herramienta como se muestra en la Tabla 12. Estos riesgos se han
modelado en la herramienta como una distribución normal y no como una
distribución de Weibull, dado que la variación de la energía dentro de un año se
aproxima más a una distribución normal.
103
Ingresos por generación eolica
Total ingresos (M€) 67,73Ingresos por venta a pool de eolica (M€) 67,73
Ingresos por ventas a pool (M€) 67,73
Volumen de ventas a pool (GWh) 926
Precio final medio de venta a pool (€/MWh) 73
Ventas a pool Eólica (GWh) 926Escenario base 1.000
Variaciones -73,76Horas de funcionamiento (Desvios de Operación) -9,03Horas de funcionamiento (Aleatoriedad Viento) 24,83Potencia Instalada -89,55
Precio final medio venta pool (€/MWh) 73,13Escenario base 73,04
Variaciones 0,09Precio de venta a pool 0,09
Caso Base
Tabla 12. Ingresos de generación eólica para Mon tecarlo
Una vez puesto en funcionamiento un parque eólico, su mayor coste de
producción de la energía eólica está representado en los costes de operación y
mantenimiento de las instalaciones. Se incluyen en estos gastos de explotación
varios tipos: cánones de terreno, operación y mantenimiento, pólizas de seguros,
seguros, personal de explotación, administración y auditorias (Figura 46).
Figura 46. Costes de generación eólica
Se considera que el coste de mantenimiento de un parque eólico es un elemento
esencial a la hora de calibrar una inversión de este tipo. En general, durante los
dos primeros años, las máquinas están en garantía y el coste de mantenimiento
para el promotor es muy bajo. A partir del tercer año, y para los siguientes tres
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 104
años (hasta el quinto de vida de los aerogeneradores) el fabricante sigue
realizando el mantenimiento pero su cuota anual por estos servicios aumenta
considerablemente, pues las máquinas han terminado su periodo de garantía. Los
fabricantes no se comprometen a fijar de antemano un precio por el
mantenimiento de las máquinas después de cinco años desde su puesta en
funcionamiento. Y es a partir de ese quinto año cuando los costes de
mantenimiento se disparan. En cualquier caso, para cada parque hay que
considerar los contratos específicos de operación y mantenimiento que se han
podido negociar y contratar.
Por consiguiente, para la herramienta se consideran como costes de generación
eólica, los costes de operación y mantenimiento (obtenidos a partir de los costes
de los parques para el último año) y del volumen de producción de los parques
(que va en su totalidad a mercado) afectados por los mismos riesgos
anteriormente expuesto en el caso de los ingresos (Tabla 13).
Costes de generación eólica
Total costes (M€) 10,98Costes de operación y mantenimiento (M€) 8,98Otros costes (M€) 2,00
Costes de O y M (M€) 8,98
Volumen de ventas a pool (GWh) 898
Costes de O y M Eólica (€/MWh) 10
Ventas a pool Eólica (GWh) 898Escenario base 1.000
Variaciones -101,93
Horas de funcionamiento (Desvios de Operación) -25,49Horas de funcionamiento (Aleatoriedad Viento) -46,84Potencia Instalada -29,61
Costes Variables de O y M Eólica (€/MWh) 10,00Escenario base 10,00
Variaciones 0,00
Otros costes de producción Eólica (M€) 2,00
Caso Base
Tabla 13. Costes y riesgos de parques eólicos para Montecarlo
En resumen, una vez determinados los ingresos y los costes de la generación
eólica se puede determinar el beneficio que aporta ésta tecnología al conjunto del
negocio eléctrico de la compañía.
105
4.5 Modelado del mercado de CO 2
Para comprender como están respondiendo las empresas eléctricas al régimen
comunitario, es importante entender la teoría que se esconde tras los mecanismos
propuestos. Los mecanismos de comercio de los derechos de emisión regulan las
emisiones contaminantes, y lo hacen estableciendo un límite cuantitativo general
en las emisiones y permitiendo que se pueda negociar con esos derechos de
emisión (trading). En la teoría económica ideal y simplificada de estos
mecanismos, la empresa que reduzca las emisiones de modo más eficiente –con
costes de reducción marginales por debajo de los precios del mercado – reducirá
sus emisiones y podrá vender sus derechos de emisión sobrantes a empresas con
costes de reducción marginales por encima del precio de mercado.
Este proceso debería crear un mecanismo eficiente y coste-efectivo para la
reducción de emisiones. En realidad, entender los costes de reducción marginales
puede ser complejo. Probablemente las empresas podrán introducir algunas
mejoras en su eficiencia de modo inmediato y con un coste relativamente bajo o
incluso inexistente. Ahora bien, las inversiones más significativas de capital para
encarar la reducción requerirán una planificación, una obtención de permisos y
una puesta en marcha, y los plazos de consecución pueden ser largos.
Por ello, durante la "Fase 1” del régimen comunitario de la Directiva era poco
probable que las empresas hicieran inversiones importantes para lograr la
adecuación normativa (en consecuencia, los precios no reflejaban los costes de
reducción marginales reales en ese primer escenario). A más largo plazo, las
empresas intentarán asignar el capital para maximizar los rendimientos, y el CO2
será uno de los parámetros a tener en cuenta.
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 106
Figura 47. Precios del CO 2 2006-2007
(Fuente: SENDECO)
Una vez se hayan establecido unos precios de mercado coherentes y previsibles,
dentro de lo razonable, para los derechos de emisión, las empresas deberían
poder basarse en ello para formular su estrategia de emisiones de gases
invernadero. La gestión de las empresas deberá tener en cuenta múltiples factores
al tomar decisiones respecto a las inversiones y a las operaciones, de modo que el
cumplimiento de las emisiones seguramente será sólo una parte de una compleja
matriz, y en algunos casos otras cuestiones podrán considerarse más relevantes.
Para que las empresas puedan llevar a cabo una planificación efectiva, deberá
establecerse un marco de iniciativas y normas a largo plazo bien delimitado (que
tenga en cuenta la asignación de derechos, el cumplimiento, las penalizaciones)
con tal de sustentar el régimen comunitario.
Es cierto que los 25 Estados miembros de la UE han avanzado mucho en poco
tiempo, pero todavía hay muchos interrogantes desde el punto de vista legislativo
como en el caso español, donde el texto del Real Decreto 3 de 2006 anteriormente
descrito ha generado incertidumbre –todavía se desconoce el precio del mercado
al que se devolverán los derechos asignados de forma gratuita-. Adicionalmente,
existen nuevos factores de riesgo para el negocio eléctrico como son:
107
4.5.1 Los precios del mercado de CO 2
En principio existen otros factores a nivel europeo que generan incertidumbre en
este mercado como la volatilidad de los precios del mercado de CO2, donde no
existe seguridad sobre los fundamentales –deberían ser meteorología, demanda
de derechos, precios de las commodities subyacentes en los combustibles, e
hidraulicidad- que mueven los precios (Figura 48). Un ejemplo de la elevada
volatilidad se presentó durante los días en que las emisiones verificadas de los
distintos países respecto al 2005 se hicieron públicos: el excedente no esperado
de derechos provocó que el precio de los derechos contaminantes a mediados de
mayo de 2006 sufriera un importante descenso tras estar en valores máximos,
poniendo en peligro la credibilidad de uno de los mecanismos diseñados para
cumplir el Protocolo de Kyoto.18 En el corto plazo, no sólo esta situación sino el
precio del crudo y del gas también deberían influir en los niveles de precio del
CO2.
Precio CO2 - OTC Europa (2005-2006)
- €
5,00 €
10,00 €
15,00 €
20,00 €
25,00 €
30,00 €
35,00 €
09/0
6/20
06
24/0
5/20
06
08/0
5/20
06
19/0
4/20
06
30/0
3/20
06
13/0
3/20
06
22/0
2/20
06
03/0
2/20
06
18/0
1/20
06
02/0
1/20
06
13/1
2/20
05
25/1
1/20
05
09/1
1/20
05
24/1
0/20
05
06/1
0/20
05
20/0
9/20
05
02/0
9/20
05
16/0
8/20
05
27/0
7/20
05
01/0
7/20
05
13/0
6/20
05
26/0
5/20
05
10/0
5/20
05
22/0
4/20
05
06/0
4/20
05
15/0
3/20
05
Pre
cio
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000 6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
Vol
umen
dia
rio n
egoc
iado
Volumen Precio Cierre
Figura 47. Precios del CO 2 en mercados OTC 2005-2006 (Fuente: POINTCARBON)
18 Según datos de la Comisión Europea, fueron 1.785 millones de toneladas de CO2, 44 millones menos que las asignadas gratuitamente por sus respectivos gobiernos, las generadas. Con lo cual el precio pasó desde los 30 euros por tonelada a apenas entre 10 y 15 euros por tonelada. Por países, España emitió en 2005 un total de 8.817.256 toneladas de CO2 más de las que en un principio había notificado a la Comisión Europea dentro del esquema de comercio de derechos de emisión, exactamente 181.063.141 frente a las 172.245.885 previstas.
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 108
Sólo cinco (5) países de la Unión Europea superaron la cuota de emisiones de
dióxido de carbono que tenían asignada para el conjunto de su país en 2005,
según los datos de la Comisión Europea: Austria, Irlanda, Italia, España y Reino
Unido. Este supuesto ahorro de emisiones de gases CO2, tuvo como causante
principal que los gobiernos europeos fueron muy generosos en la auto asignación
de derechos gratuitos de emisión de CO2 y que a las industrias resultó fácil cumplir
los compromisos establecidos, con la excepción de las empresas eléctricas, más
condicionadas por las fuentes de energía derivadas del petróleo.
Tabla 14. Emisiones de CO 2 del sector eléctrico 2005 (Fuente: Price Waterhouse Coopers)
El hecho de que las eléctricas españolas emitieran a la atmósfera más toneladas
que las correspondientes a los derechos de emisión que les otorgó el Gobierno
para el 2005 produjo un déficit al final del ejercicio para las compañías con un
109
gasto próximo a los 300 millones de euros19. Con el precio del crudo y del gas en
valores elevados en el verano de 2005, la cotización del derecho de emisión
alcanzó los 29 euros por tonelada y superó en algún momento, el coste del
combustible (carbón) que utilizaba para la generación. Se considera que la fuerte
volatilidad del precio del derecho de emisión fue debido a la especulación de
algunos de los grandes agentes que actúan en el mercado.
En la Figura 48 se observa que algunas empresas (Endesa, Unión Fenosa y
Viesgo) hicieron frente al abastecimiento peninsular con mayores horas de
funcionamiento de sus centrales de carbón y de fuel, que son las más
contaminantes y las que producen un déficit en derechos de emisión. Mientras
que el hecho de no producir tanto con los ciclos combinados respecto a las
previsiones, ha podido, por otro lado, favorecer el trading con este excedente de
gas en los mercados internacionales donde se presentan precios más
beneficiosos. Con lo cual se produjo superávit en su cuenta de derechos de
emisión.
4.5.2 El futuro de los planes de asignación gratuit a de los derechos de
emisión
En el 2005 el aumento de emisiones fue 52,88%, más del 37% de lo que permite
el tratado internacional (ver Figura 52). Es decir, en un año se incrementó un
3,39% por la escasez de lluvias (lo que disminuyó el consumo de energía
hidráulica), el crecimiento de la actividad económica basada en la construcción, el
19 A Noviembre de 2005, las tres mayores eléctricas españolas (Endesa, Iberdrola y Unión Fenosa) gastaron 215 millones de euros en la compra de derechos, al haber superado el volumen de emisiones que se les concedió. Las diez primeras europeas (Endesa, Iberdrola, EDF, Enel, AON y Electrabel, entre otras), según un estudio de Price Waterhouse Coopers (PWC), controlan un 30% de los derechos de CO2 en la UE y han copado su comercio en los últimos 12 meses.
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 110
aumento de la población y la ausencia de planes que incentivaran la disminución
de la demanda eléctrica20.
Para el 2007, las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en España
aumentaron en 2007 un 1.8% respecto al año anterior, con lo que se encuentran
en un 52.3% respecto de los niveles de 1990. Después de la reducción interanual
del 1.7% en 2006 (433.3 millones de toneladas de CO2), en 2007 se registraron
9.8 toneladas de CO2 más que el año pasado. La emisión de GEI se elevó por el
incremento de consumo de energía primaria en un 1.8 % durante el 2007; un
crecimiento del 8.8% del consumo de carbón; un incremento del 4.3% de gas
natural; así como el del petróleo en sólo un 0.7%.
Este incremento de las emisiones en el año 2007 no puede imputarse a un año
hidráulico relativamente malo, dado que la producción hidroeléctrica fue un 6.4%
superior al 2006. En el 2007 la dependencia energética alcanzó el 79.3%, a pesar
de que en la producción nacional se incluye la energía nuclear, la cual usa un
uranio importado. Mientras tanto, la energía eólica aumentó respecto al año 2006
en un 16.3%, ay que en el 2007 produjo el 8.7% de la generación eléctrica
evitando la emisión de 26 millones e toneladas de CO2, lo cual indica el papel
importante que juegan las renovables y la eficiencia energética como claves para
prevenir el cambio climático.
20 El aumento de las emisiones de los seis gases y para todos los usos en el año 2005 fue superior en 3,39% respecto a las emisiones de 2004. El consumo de energía primaria aumentó en 2005 un 3%, pero el consumo de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) creció un 5,26%, por lo que las emisiones de CO2 por usos energéticos crecieron un 4,75% en 2005. Una de las causas de este crecimiento se debe a que 2005 fue un mal año hidráulico en el que la producción hidroeléctrica fue un 40% inferior a la del año 2004 y, consecuentemente, las centrales de ciclo combinado de gas natural y las de carbón funcionaron más horas (el consumo de carbón aumentó un 1,5% respecto al año 2004, y el de gas natural un 17,8%). El consumo de energía primaria en España ha pasado de 91,8 Mtep (millones de toneladas equivalentes de petróleo) en 1990 a 146,19 Mtep en el año 2005 (un 59,25% de aumento). En 2005 la dependencia energética alcanzó el 79,2%, a pesar de que en la producción nacional se incluye la energía nuclear. El grado de dependencia energética fue del 66% en 1990.
111
Tabla 15. Plan Nacional Español de Asignación de D erechos de Emisión (Fuente: Minambiente)
Ante esta situación el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión de la
“Fase 2”, que está en vigor en el periodo entre 2008 y 2012 es aún más restrictivo
que el PNA de la Fase 1, como se muestra en la Figura 48.
Figura 48. Precios del CO 2 2005-2008
(Fuente: SENDECO)
Si se sobrepasa el tope, las empresas eléctricas deben comprar derechos de
emisión al precio del mercado, que actualmente ronda los 25 euros por tonelada
como se observa en la Figura 48. Ante esta nueva situación, probablemente las
empresas eléctricas tendrán una mayor participación en la compra de derechos de
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 112
CO2 para cubrir los faltantes que se le generen al disponer de una menor cantidad
de derechos gratuitos.
La Unión Europea (UE) plantea la obligatoriedad de subastar derechos de emisión
en el sector eléctrico, en lugar de realizar asignación gratuita, a partir del año
2013, para el resto de sectores la subasta será progresiva hasta el 2020. Algunos
Estados Miembros pusieron en práctica estas subastas para cantidades pequeñas
(porcentaje inferior o igual a los derechos de emisión no gratuitos) durante la fase I
del PNA, como Lituania, Hungría, Irlanda y Dinamarca. Con las subastas las
instalaciones eléctricas que emiten CO2 deberán desembolsar un dinero para
hacerse con derechos de emisión que le permitan generar sin pagar
penalizaciones.
Actualmente, el hecho que una empresa decida comprar (posición corta en el
mercado) o vender (posición larga en el mercado) derechos, dependerá del modo
en que su estrategia de gases invernadero encaje con su estrategia general, lo
que a su vez dependerá de la posición de la empresa en el ciclo de sustitución del
capital o de su disponibilidad de tecnologías. En algunos casos, las mejoras en los
procesos para adaptarse a las mejores prácticas del grupo pueden ser viables.
Ahora bien, seguramente aún es posible lograr mayores mejoras en la eficiencia
energética de algunas plantas en concreto, y esto puede traducirse en
reducciones en las emisiones directas de CO2.
Las empresas eléctricas europeas deben ser conscientes de todos los posibles
efectos del régimen comunitario de la Directiva en su negocio. Las opciones de
producción y el perfil de riesgo varían según la empresa, por lo tanto los efectos
de este nuevo entorno sobre el resultado del negocio eléctrico debe ser
considerado en el análisis de riesgos y por consiguiente en cualquier herramienta
que se desarrolle para su gestión.
Los ingresos y los costes que produce el mercado de las emisiones de CO2 se
consideran en la herramienta para la unidad de generación a base de ciclos
113
combinados, dado que esta la tecnología que es la que se ve directamente
afectada en sus horas de funcionamiento dependiendo de la posición de la
compañía en cuanto a la cantidad de emisiones disponibles. Por tanto, el resultado
general del comercio de emisiones de CO2 de cualquier compañía del sector
eléctrico español es el siguiente (Figura 49):
• La asignación de derechos de emisiones de CO2 es una variable de escenario
que es el número de derechos de emisiones gratuitos entregados por gobierno
según el Plan Nacional de Asignaciones para el horizonte de análisis,
normalmente se asignan en forma anual.
Figura 49. Comercio de Emisiones de CO 2 de generadores
• El saldo de derechos para el año en curso es la diferencia entre las asignaciones
gratuitas recibidas y las emisiones de CO2 efectivamente producidas por los
ciclos combinados según la estrategia de explotación de la compañía para el
horizonte de análisis. Dada la incertidumbre generada sobre qué parte de la
generación producida se va a efectuar la reducción de la remuneración
mencionada en el Real Decreto 3 de 2006 solamente se considera la fracción de
la generación que va a pool como productora de emisiones de CO2.
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 114
• El precio del mercado de emisiones de CO2 para trading es tomado del precio
actual del mercado OTC europeo. No obstante, este precio puede cambiar
dependiendo de la forma en que se negocien las emisiones, ya que podría ser
un precio pactado en el caso de establecer un contrato bilateral o un contrato a
largo plazo con otro participante en el mercado. Se considera un valor de cero
para la herramienta en caso de que no se desee realizar ninguna negociación
con las emisiones.
• La cantidad de compra o venta de emisiones de CO2 es el saldo de derechos
para el año en curso y que se realice una compra o venta adicional depende si la
posición es corta o larga respectivamente para la compañía, que a su vez
depende de la forma en que la empresa ha gestionado sus recursos de
producción. Esta cantidad representa el volumen que va a transar la compañía
en el mercado de emisiones de CO2, por lo tanto, si es una venta representa un
ingreso para la unidad de negocio de generación de la compañía dado que su
parque generador emitió menos que lo asignado gratuitamente, mientras que si
es un compra representa un coste, dado que su parque generador emitió más de
lo asignado.
Los ingresos por el comercio de emisiones de CO2 en la herramienta se muestran
en la Tabla 16.
Ingresos por venta de emisiones de CO2 (M€) 4,52
Volumen de venta emisiones CO2 (tn) 301.458,00Escenario base 301.458
Variaciones 0,00
Precio de las emisiones (€/tn) 15,00Escenario base 15,00
Variaciones 0,00Precio del mercado de emisiones 0,00
Tabla 16. Ingresos del comercio de emisiones de CO 2
115
Mientras que los costes por el comercio de las emisiones de CO2 en la
herramienta se muestran en la Tabla 17.
Costes por compra de emisiones de CO2 (M€) 0,00
Volumen de compra emisiones CO2 (tn) 0Escenario base 0
Variaciones 0,00
Precio de las emisiones CO2 (€/tn) 15,00Escenario base 15,00
Variaciones 0,00Precio del mercado de emisiones 0,00
Tabla 17. Costes del comercio de emisiones de CO 2
Para ambos rubros la variable de riesgo relevante es el precio del comercio de
emisiones de CO2 dada su volatilidad, como se explicó anteriormente.
4.6 Estructura de la nueva herramienta de gestión d el riesgo
Como ya se explicó con anterioridad para un mejor análisis de los riesgos a los
que se encuentra expuesta una compañía eléctrica se deben incorporar cada una
de las nuevas variables del entorno el sector eléctrico que afectan el resultado
económico, con lo cual el modelo del negocio eléctrico presenta un mayor detalle
en lo relacionado a la representación de las características propias de las
tecnologías de generación que componen la estructura de empresa. (Figura 50).
Figura 50. Nuevo modelo económico del negocio eléct rico
COMERCIALIZACION
GENERACION
Ingresos por ventasa clientes
Costes de suministro a clientes
Ingresos Eólica
Ingresos por trading
Costes Eólica
Costes de trading
Resultados del negocio
eléctrico
TRADING
Ingresos CCTG
Costes CCTG
COMERCIALIZACION
GENERACION
Ingresos por ventasa clientes
Costes de suministro a clientes
Ingresos Eólica
Ingresos por trading
Costes Eólica
Costes de trading
Resultados del negocio
eléctrico
TRADING
Ingresos CCTG
Costes CCTG
4. La nueva herramienta de gestión del riesgo 116
Para este caso dado que la compañía dispone de ciclos combinados y parques
eólicos como sus recursos de producción, la unidad de negocio de generación se
descompone en estas dos nuevas unidades de negocio. En caso de existir otras
tecnologías distintas a la de la Figura 50 se deben incluir sus particularidades
dentro de la unidad de negocio de generación.
El beneficio de la compañía se determina a partir de las fuentes de ingresos y
costes de las transacciones realizadas por cada una de las unidades de negocio
que conforman la compañía. Estas fuentes se obtienen como el producto del
volumen de energía eléctrica transado valorado al precio de la transacción
realizada y tanto el volumen como el precio son afectados por las variables de
riesgo del entorno en que participan. En la Tabla 18 se muestra a manera de
ejemplo el resultado económico del negocio incorporando las nuevas unidades de
negocio con sus respectivas fuentes de ingresos y costes (resaltadas en color
verde).
Tabla 18. Resultado económico del nuevo modelo del negocio eléctrico
Así mismo, una compañía eléctrica puede gestionar la comercialización de energía
a sus clientes de diferentes formas como por ejemplo: a través de diferentes tipos
de contratación (contratos bilaterales, contratos a plazo, contratos financieros, vía
Resultados del negocio eléctricoCaso Base
Ingresos negocio eléctrico (M€) 2,181 Ingresos por ventas a clientes GNCom (M€) 442 Ingresos por ventas a clientes GNSer (M€) 562 Ingresos trading (M€) - Ingresos generación CCGT (M€) 590 Ingresos eólica (M€) 31
Costes negocio eléctrico (M€) 2,087 Costes suministro a clientes GNCom (M€) 439 Costes suministro a clientes GNSer (M€) 515 Costes generación CCGT (M€) 577 Costes eólica (M€) 7 Costes trading (M€) -
Beneficio negocio eléctrico (M€) 94
117
pool) o a través de diferentes tipos de clientes (grandes clientes industriales,
residenciales), por tanto si se desea conocer la participación de cada una de ellas
en el resultado económico del negocio que se obtiene para cada forma de
comercialización de la energía puede ser relevante representar en forma separada
cada comercializadora (propia o donde se tiene participación) con sus
características particulares.
118
5
Análisis de gestión del riesgo
5. Análisis de Gestión del Riesgo 119
5. Análisis de Gestión del Riesgo
5.1 Aplicación del modelo de gestión del riesgo
Como ya se explico anteriormente, generalmente existe una relación directa entre
el beneficio esperado del negocio eléctrico y el riesgo asociado a dicho negocio.
En general, cuanto más esperamos del negocio eléctrico, más riesgo debemos
estar dispuestos a asumir. Es decir, el riesgo aumenta en forma exponencial en
relación al beneficio esperado, por tanto, si deseamos un aumento en el beneficio
esperado, el aumento en los riesgos del negocio eléctrico serán
proporcionalmente mayores como se puede observar en la Figura 51.
Figura 51. Relación Beneficio - Riesgo
Las políticas corporativas de gestión del riesgo comprenden generalmente tres (3)
pasos. Primero, la Alta Dirección define la función objetivo, por ejemplo, el
beneficio esperado para el siguiente año de acuerdo con los ingresos y los costes
que se presentan en el negocio eléctrico. El riesgo se define entonces, en
términos de los objetivos no cumplidos en el plan de negocios de la empresa.
Segundo, la empresa mide su VAR, una estimación de cuanto podría perderse en
un periodo debido al riesgo de precio de los recursos (gas, emisiones, etc) que
son necesarios para el funcionamiento del negocio eléctrico. Esta información es
esencial para el último paso, que consiste en implementar las decisiones de
Riesgo
Beneficio esperado
Riesgo
Beneficio esperado
120
inversión y cobertura que llevaran al negocio a permanecer dentro de un perfil de
riesgo objetivo definido de acuerdo con las estrategias de la compañía.
En resumen, la Alta Dirección de la empresa energética debe determinar de
acuerdo con la estrategia de la compañía y el beneficio esperado, el perfil de
riesgo objetivo para su negocio eléctrico (Figura 52).
Este perfil de riesgo objetivo viene determinado por el beneficio mínimo esperado
y el riesgo aceptable máximo. La política de riesgos de la compañía energética, la
cual hace parte de su estrategia no debe variar por cambios en las condiciones del
entorno, sin embargo, dado que su horizonte es el largo plazo está sujeta a la
revisión periódica.
Figura 52. Perfil de riesgo objetivo
Las compañías energéticas definen los objetivos de su negocio en conjunto y para
cada una de las unidades de negocio que lo conforman. Estos objetivos siempre
supondrán un beneficio esperado para todo el negocio y para cada unidad de
negocio.
Toda empresa eléctrica diseña planes estratégicos para afrontar los escenarios de
mercados futuros y para el logro de sus objetivos, este plan puede ser a corto,
mediano y largo plazo, según la amplitud y magnitud de la empresa. Es decir, su
tamaño, ya que esto implica que cantidad de planes y actividades debe ejecutar
Riesgo
Beneficio esperado
Beneficio Mínimo
Perfil deRiesgo Objetivo
Máximo Riesgo
Aceptable
Riesgo
Beneficio esperado
Riesgo
Beneficio esperado
Beneficio Mínimo
Perfil deRiesgo Objetivo
Máximo Riesgo
Aceptable
5. Análisis de Gestión del Riesgo 121
cada unidad de negocio, ya sea de nivel superior o inferior. El presupuesto anual
refleja el resultado obtenido de la aplicación de los planes estratégicos, por tanto,
debe considerarse que es fundamental conocer y ejecutar correctamente los
objetivos para poder lograr las metas trazadas por las empresas.
Para nuestro caso como punto de partida se deben hacer supuestos sobre los
escenarios futuros que determinan el entorno que debe competir la compañía
eléctrica, los cuales son dependientes de las cuatro variables más importantes en
el mercado eléctrico español como son: la demanda de energía, la regulación, la
tecnología y la competencia.
En el caso de las empresas energéticas, los objetivos principales del negocio
eléctrico que debe definir la Alta Dirección están relacionados con las estrategias
de participación en los mercados, los planes de inversiones de la compañía para
enfrentar los escenarios futuros y las coberturas que se requieren para enfrentar
los riesgos del entrono. Específicamente para la compañía eléctrica española, que
participa en los negocios liberalizados como la generación y comercialización de
energía eléctrica, los objetivos definirán claramente la capacidad instalada y las
horas de funcionamiento de cada tecnología, los precios y volúmenes de compra y
venta para el mercado de electricidad y el mercado de emisiones de CO2, la cuota
de mercado por segmento y los márgenes de cada negocio de la compañía.
Una vez definidos los objetivos de la compañía, a través del modelo se calcula el
perfil de riesgo variando el objetivo dentro de un intervalo esperado, de acuerdo
con las estrategias de la compañía.
A través del método Montecarlo, se realizan simulaciones generando
estocasticamente los valores de las variables de los objetivos obteniendo
diferentes resultados para cada estrategia y para cada uno de rangos de variación
de los objetivos. En la Figura 53, cada punto representa un resultado del cálculo.
122
Una vez realizadas las simulaciones se calcula el perfil de riesgo del negocio
eléctrico a partir de la envolvente de las mismas.
Perfil de riesgo del negocio eléctrico
-80-60-40-20
020406080
100120140
0 10 20 30 40 50 60
Riesgo (M€)
EB
ITD
A (M
€)
Perfil de riesgo
Figura 53. Beneficio y riesgo según Montecarlo de Montecarlos
Beneficio = A * Riesgo2 + B * riesgo + C
Para un escenario de mercado determinado, el beneficio esperado se expresar
mediante una fórmula obtenida de la interpolación de los resultados más
favorables para cada nivel de riesgos. Cada uno de los puntos obtenidos es la
media de la distribución de probabilidad del resultado asociado a una estrategia
determinada. El perfil de riesgo nos proporciona la estrategia óptima para un
escenario y nivel de riesgos determinado, con lo que se logra el máximo beneficio
para la compañía.
Una vez calculado el perfil de riesgo del negocio, se debe analizar si está dentro
del rango de riesgo aceptable. Cada vez que se definen los objetivos del negocio
eléctrico debe comprobarse si el perfil de riesgo está dentro del intervalo aceptable
como se muestra en la Figura 54. Si el perfil de riesgo no es aceptable se deben
modificar los objetivos de las unidades del negocio eléctrico para que el perfil
encaje en el intervalo fijado.
5. Análisis de Gestión del Riesgo 123
En el caso de una nueva estrategia y nuevos objetivos de la empresa, la Alta
Dirección deberá determinar el rango de riesgo aceptable. Los motivos de estos
cambios se originan en el hecho de que los parámetros reales del mercado no
coinciden con los del escenario elegido lo cual puede imponer un cambio de la
curva de riesgo aceptable. Así mismo, existen otros condicionantes como la
situación financiera de la compañía que obligan a modificar el perfil de riesgo
aceptable para reducir el riesgo global del negocio o por el contrario un nuevo plan
estratégico que podría aumentar los beneficios lo que ocasionaría el movimiento
hacia la parte superior del perfil de riesgo aceptable (Figura 53).
Figura 54. Modelo de evaluación del perfil de riesgo
Como se menciono anteriormente, los modelos de análisis de riesgos deben
considerar las tecnologías que anteriormente no aparecían en los modelos
tradicionales como el régimen especial, específicamente las plantas eólicas, dada
la creciente relevancia que han tomado para el abastecimiento de la demanda
eléctrica en el entorno actual (16% de la participación de la Potencia Instalada
Peninsular según el Informe 2007 elaborado por REE).
Confirmación de los objetivos
Nivel de exposición al riesgo permitido
Objetivos de la Compañía
Parámetros del escenario elegido
Cálculo del Perfilde Riesgo
¿Objetivos dentrodel rango de riesgo
aceptable?
Cambio deObjetivos
Alta Dirección
Alta Dirección
Confirmación de los objetivos
Nivel de exposición al riesgo permitido
Objetivos de la Compañía
Parámetros del escenario elegido
Cálculo del Perfilde Riesgo
¿Objetivos dentrodel rango de riesgo
aceptable?
Cambio deObjetivos
Alta Dirección
Alta Dirección
Nivel de exposición al riesgo permitido
Objetivos de la Compañía
Parámetros del escenario elegido
Cálculo del Perfilde Riesgo
¿Objetivos dentrodel rango de riesgo
aceptable?
Cambio deObjetivos
Alta Dirección
Alta Dirección
124
Así mismo, las empresas energéticas operan en nuevos mercados diferentes al
mercado eléctrico y al mercado de combustibles, como es el mercado de derechos
de emisiones, el cual tiene unas características propias que no se pueden
despreciar en el análisis de riesgos de una empresa energética, dada la influencia
que tiene sobre las estrategias de cobertura y el resultado de la compañía.
Para el caso que nos ocupa y con el fin de determinar los efectos que tienen estas
nuevas variables sobre el valor de una empresa energética, el modelamiento del
análisis de riesgos está basado en la variación del EBITDA o el indicador de
rentabilidad del negocio eléctrico de la compañía, considerando las estrategias
definidas por la Alta Gerencia, el entorno de los Mercados y las variables de
incertidumbre del negocio.
El EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) o
resultado neto de la explotación ofrece información acerca de los resultados del
negocio eléctrico sin tener en cuenta sus fuentes de financiación, al dejar por fuera
de su cálculo los intereses de la deuda, los impuestos sobre los beneficios, los
dividendos y la autofinanciación. Por lo tanto, es un buen estimador de la
capacidad de las empresas para hacer frente a los intereses de la deuda, los
impuestos y la remuneración de los accionistas.
Considerando lo expuesto anteriormente sobre el actual entorno competitivo,
donde aparece un mix energético basado en ciclos combinados y parques eólicos,
los mercados de emisiones de CO2 y los planes de asignaciones anuales o
multianuales; las empresas energéticas españolas deben dar respuestas a una
serie de interrogantes relacionados con estas nuevas variables para gestionar
adecuadamente sus riesgos como: ¿Cuál es la exposición del riesgo del negocio
eléctrico? y ¿Cuál es la estrategia óptima para un cierto nivel riesgo/beneficio?
¿Qué coberturas debería tener la empresa para mantener el negocio eléctrico
dentro del perfil objetivo definido?. La respuesta a estas preguntas desde el punto
5. Análisis de Gestión del Riesgo 125
de vista estratégico, se consigue a través del uso de herramientas de gestión del
riesgo como la descrita anteriormente y utilizada para el siguiente Caso Ejemplo.
5.2 Caso de Análisis de Riesgos de Empresa Energéti ca de España
A continuación se analiza un caso ejemplo de una empresa energética española
con un escenario base con supuestos del precio de electricidad, costes de
combustibles (gas natural) y precio de emisiones de CO2 definidos según las
estadísticas y el comportamiento actual de cada uno de estos mercados.
Para este escenario base anual se determina el perfil de riesgo objetivo del
negocio eléctrico, considerando las variables de estrategia definidas por la Alta
Gerencia, como la mezcla de tecnologías de ciclos combinados y parques eólicos,
horas de funcionamiento por tecnología y ventas de energía, para el cumplimiento
de los objetivos estratégicos de la compañía alcanzando un beneficio mínimo
representando por el EBITDA con un riesgo máximo representado por el valor en
riesgo, los cuales generan valor para la empresa y para sus accionistas. Además,
se considera una cantidad de emisiones de CO2 asignadas gratuitamente a través
del Plan Nacional de Asignación y una estrategia de trading de las cantidades
disponibles restantes de la operación de los ciclos combinados o de compras en
caso de existir faltantes para el cumplimiento del plan de emisiones de la empresa.
Los datos iniciales considerados para las variables de estrategia de la compañía
energética a analizar usando el modelo de gestión de riesgos para el año 2008
son los siguientes:
• Para los ciclos combinados se considera una potencia instalada de 2400
Mw, mientras que para los parques eólicos de 1000 Mw.
• Las horas equivalentes de operación de los ciclos combinados son 6800
horas en el año y para los parques eólicos corresponden a 2400 horas al
126
año, de acuerdo con los valores típicos del factor de planta de estas
tecnologías en el mercado español. Para el caso de los ciclos combinados
estas horas pueden ser modificadas, de acuerdo con el “spark spread”
entre el precio de la electricidad, el precio del gas y el precio de las
emisiones de CO2.
• Para el precio de la electricidad se considera el precio medio aritmético del
mercado diario de 64.83 €/Mwh, según la estimación de la retribución media
en el mercado mayorista por tecnología de producción en régimen ordinario
para el tercer trimestre del 2008 realizada por la Comisión Nacional de
Energía.
• El precio de las emisiones de CO2 de 23 €/tn son los precios de cierre del
Mercado de CO2 EU ETS OTC, según informe de Point Carbon del mes de
enero de 2008 (Tabla 19).
Tabla 19. Precios de cierre de mercado OTC de emis iones CO 2
(Fuente: POINT CARBON)
5. Análisis de Gestión del Riesgo 127
• Se considera un beneficio mínimo de 300 M€ y un riesgo máximo de 30 M€
como perfil de riesgo aceptable definido por la Alta Gerencia.
• Los excedentes de emisiones anuales se venden al precio del mercado y se
compran al mismo precio en caso de existir cantidades faltantes.
• Para el precio del gas natural se considera un valor de 28 €/Mwh, de
acuerdo con el coste de la materia prima utilizada por los ciclos combinados
publicado en la resolución de 3 de Abril de 2008 por la Dirección General de
Política de Minas y Energía.
• Se considera que la compañía dispone de una asignación gratuita de
emisiones de CO2 por un valor de 5,000,000 toneladas por año.
• Para este escenario base se considera un volumen de ventas a clientes de
7500 Gwh al año.
La simulación Montecarlo de Montecarlo de variables de estrategia del caso base
y considerando los pasos mostrados en la Tabla 19, permite obtener 2304
resultados de la explotación (EBITDA) de la generación que posee la compañía.
Entradas para el MonteCarlo de MonteCarlos Mínimo Máximo Pasos Salto
Ventas a clientes GNCom (GWh) 4400 4500 2 50Ventas a clientes GNSer (GWh) 3000 4000 2 500Horas equivalentes medias por planta CCGT (horas) 4000 7000 6 600Potencia instalada CCGT (MW) 2000 3500 4 500Horas equivalentes medias por planta eólica (horas) 1000 3000 6 400Potencia instalada eólica (MW) 500 2000 4 500Ventas a precio de transferencia otros agentes (GWh ) 0 0 1 0Compras bilaterales físicos (GWh) 0 0 1 0Compras a precio de transferencia financieros (GWh) 0 0 1 0Ventas de OTCs (GWh) 0 0 1 0Compras de OTCs (GWh) 0 0 1 0
Tabla 20. Variables de Montecarlo de Montecarlos C aso Base
128
Como se puede observar en la Figura 55 para las políticas de la Alta Gerencia
definidas para el caso base se obtienen resultados donde la mayor cantidad de
puntos está representando un beneficio entre 300 M€ y 400 M€ con un riesgo que
oscila entre el 20 M€ y 40 M€, los cuales en su mayoría cumplen con el perfil de
riesgo aceptable para la compañía.
Figura 55. Perfil de riesgo del caso base
En la Figura 55, la estrategia óptima a seleccionar por la Alta Gerencia debe estar
ubicada en la región ubicada debajo de la curva de riesgo delimitada por el
beneficio mínimo y el riesgo máximo.
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 243.92 270.51 217.34 16.16 8500 4000 2000 1000 2000
2 313.88 344.33 283.44 18.51 7500 5200 2500 2200 500
3 329.63 363.40 295.87 20.53 7500 4000 3500 1400 1500
4 353.39 390.50 316.27 22.56 7400 4000 3500 2600 1000
5 380.90 426.94 334.86 27.99 8500 5800 3000 1800 2000
6 407.74 461.68 353.81 32.79 8400 6400 3000 1400 2000
7 417.31 473.77 360.84 34.33 7500 5200 3500 1400 1500
8 430.89 497.70 364.08 40.62 8500 6400 3500 1800 500
9 474.61 547.88 401.35 44.54 8500 7000 3500 2200 1500
10 488.65 582.55 394.75 57.09 7400 7000 3500 3000 2000
Negocio integral
Tabla 21. Resultados Montecarlo de Montecarlos Cas o Base
Cada uno de estos resultados obtenidos está asociado a diferentes estrategias en
el número de horas de operación de los recursos de generación de la compañía,
5. Análisis de Gestión del Riesgo 129
los volúmenes de ventas de energía, las transacciones de las cantidades de
emisiones de CO2, la cobertura de los distintos mercados en que se participa e
inversiones en nueva capacidad de generación (Tabla 21), por tanto, la lógica nos
indica que las estrategias a considerar inicialmente deben ser aquellas que no
impliquen grandes cambios en los recursos actuales de que dispone la compañía
y asociados a variables de estrategia de las que se tiene un mayor control. En
caso de que estas decisiones no sean suficientes para alcanzar el objetivo
esperado de beneficio mínimo y riesgo máximo, se deben analizar otras
estrategias que requieran la menor cantidad de inversiones en el horizonte de
tiempo analizado.
Para el caso analizado, la estrategia más conservadora o con menor riesgo para la
compañía presenta un riesgo o desviación típica del escenario de 16 M€ y un
EBITDA de 243 M€ en el año. Este resultado se podría lograr con una estrategia
basada en menor cantidad de horas de funcionamiento de los ciclos combinados y
la instalación de nueva potencia de generación de los parques eólicos cercana a
1000 Mw, lo cual ayudaría a disminuir la cantidad de emisiones de CO2 y
representaría mayores ingresos por la remuneración que reciben las energías
renovables, pero implicaría la ejecución de nuevas inversiones para la compañía.
Adicionalmente, una porción importante de la generación de la compañía
dependería de una variable que no está bajo el control de la compañía como es la
aleatoriedad de los vientos.
Por tanto, como se menciono anteriormente lo ideal es tocar la menor cantidad de
recursos de la compañía en cuanto a nuevas inversiones para llegar al mismo
resultado o a un resultado cercano al perfil de riesgo aceptable definido por la Alta
Gerencia.
Considerando lo anterior, una segunda estrategia analizada que nos permitiría
obtener un EBITDA de 313.9 M€ con un riesgo de 18.5 M€ y más cercana al mix
tecnológico de la compañía consiste en un incremento en el año de 100 Mw en la
130
capacidad instalada de los ciclos combinados, por tanto, esta podría ser la
estrategia optima a seguir para el año bajo análisis para alcanzar los objetivos de
la compañía.
5.3 Caso ejemplo II: Aumento del precio de emisione s de CO2
Como ya se menciono la variación de los precios en los diferentes mercados en
que participa la compañía como el de Emisiones de CO2, podrían afectar el
resultado económico de la compañía (EBITDA) negativamente y afectar el
resultado económico, lo cual se refleja en un cambio en la curva de riesgo
aceptable, por tanto se deben introducir modificaciones en los objetivos
estratégicos como la variación de las horas de funcionamiento de las tecnologías,
cambios en el mix tecnológico de la compañía y cambios en políticas de
abastecimiento de combustibles que permitan llevar el perfil de riesgo al intervalo
aceptable definido para el objetivo global de la compañía.
Si consideramos un escenario de precio de emisiones más alto, como el
incremento del precio de las emisiones de CO2 a $ 27 E/tn, el resultado económico
de la compañía se disminuye a valores entre 350 M€ y 200 M€ pero manteniendo
el riesgo entre los 20 M€ y 40 M€, como se observa en la Figura 56.
Figura 56. Perfil de riesgo del caso ejemplo II
5. Análisis de Gestión del Riesgo 131
Considerando que se mantienen las variables de estrategia en los mismos valores
considerados para el caso anterior, encontramos que manteniendo la misma
estrategia del caso anterior, el EBITDA de la compañía obtenido es de 291.3 M€
con un leve incremento en el riesgo a 19.4 M€ (Tabla 22).
Para obtener el resultado económico deseado por la compañía se revisan las
diferentes estrategias que podrían llevar a la compañía a mantener su perfil de
riesgo aceptable, priorizando el criterio señalado de utilización de los recursos
actuales de generación de energía de la compañía.
De esta forma se encuentra una estrategia basada en un incremento del volumen
de ventas de la compañía en 1000 Gwh al año complementada con un menor
número de horas de funcionamiento de los ciclos combinados a 4000 horas,
permitiría alcanzar un EBITDA de 324.2 M€ pero con un incremento del riesgo de
23.1 M€, representado en una mayor aportación de energía adquirida a través del
pool. Lo importante es que el nivel de riesgo obtenido se mantiene dentro del
límite máximo definido por la Alta Gerencia.
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 233.28 261.30 205.26 17.04 8400 4000 2000 1800 2000
2 291.33 323.23 259.43 19.39 7500 5800 2000 1400 500
3 324.56 362.54 286.58 23.09 8500 4000 3500 2200 1000
4 325.17 370.82 279.52 27.75 8400 7000 2500 1400 2000
5 343.72 392.64 294.80 29.74 7500 4600 3500 1000 500
6 412.45 461.64 363.25 29.91 7500 7000 3500 2600 2000
7 462.29 520.72 403.86 35.52 8400 7000 3500 1400 2000
Negocio integral
Tabla 22. Resultados Montecarlo de Montecarlos cas o ejemplo II
Existen otras estrategias que tienen un resultado económico similar para la
compañía pero requieren una gran cantidad de inversiones para el aumento de la
potencia instalada de los ciclos combinados y parques eólicos. Si se incrementan
los ciclos combinados en 100 Mw y los parques eólicos en 1000 Mw, con un
incremento de las horas de funcionamiento de los ciclos combinados, se tendría
132
un EBITDA de 325 M€ con un nivel de riesgo de 27.8 M€, el cual también cumple
con el perfil de riesgo aceptable definido pero basado en mantener el mismo
número horas de funcionamiento de la energía eólica, dado el mayor nivel de
incertidumbre en la predicción de la aportación de esta tecnología al cubrimiento
de la demanda y la poca garantía de potencia con respecto a la potencia instalada.
Otro escenario futuro que tendría una influencia significativa en el resultado
económico de la compañía en el futuro y representa una preocupación para las
compañías eléctricas son los cambios en el Plan Nacional de Asignación de
Emisiones de CO2 en relación con la disminución de asignaciones para el sector
eléctrico, los cuales seguramente requieren enfrentarse con otras estrategias
diferentes a las utilizadas en el escenario anteriormente analizado.
5.4 Caso ejemplo III: Reducción de asignación de em isiones de CO 2
Considerando que con respecto al caso II se presenta una disminución en la
cantidad de emisiones asignadas para los ciclos combinados a 3,000,000
toneladas de CO2 asociada al aumento de los precios de estas emisiones, el
resultado económico de la compañía se disminuye a valores entre 100 M€ y 300
M€ con una mayor concentración del riesgo entre los 30 M€ y 45 M€, como se
observa en la Figura 57, lo cual representa una pérdida de valor para los
accionistas de la compañía.
Figura 57. Perfil de riesgo del caso ejemplo III
5. Análisis de Gestión del Riesgo 133
La simulación nos muestra que manteniendo la misma estrategia del caso inicial,
el riesgo estaría en 20 M€ pero con un resultado económico menor para la
compañía de 223.5 M€ de EBITDA (Tabla 23).
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 215.26 245.95 184.58 18.65 8400 4000 3000 2200 2000
2 223.49 257.60 189.38 20.74 7500 5200 2000 2200 2000
3 249.31 286.36 212.26 22.52 7400 6400 2000 2200 2000
4 303.64 346.75 260.53 26.21 7400 7000 2500 1800 1000
5 312.10 363.67 260.53 31.35 7500 5200 3500 2200 1500
6 341.92 400.15 283.68 35.41 7400 6400 3500 1400 2000
7 353.43 415.34 291.51 37.64 7500 6400 3500 2200 1500
8 361.08 441.34 280.82 48.80 8500 7000 3500 3000 2000
9 364.14 455.76 272.52 55.70 8500 6400 3500 2200 2000
10 381.84 475.51 288.16 56.95 7500 7000 3500 1800 1000
11 389.64 489.16 290.12 60.50 7500 7000 3500 3000 2000
12 390.02 505.75 274.29 70.36 8400 7000 3500 2200 2000
Negocio integral
Tabla 23. Resultados Montecarlo de Montecarlos cas o ejemplo III
Otras estrategias que cumplen con el perfil de riesgo aceptable, obteniéndose un
EBITDA de 303.6 M€ inferior a los resultados del caso anterior y con un riesgo de
26.2 M€, nos muestran que con la potencia instalada actual de las tecnologías que
tiene la compañía eléctrica no sería posible alcanzar este resultado, por tanto, se
requiere realizar una inversión mínima de 100 Mw en ciclos combinados y un
aumento de las horas de funcionamiento de los ciclos combinados para alcanzar
difícilmente el objetivo anual del negocio eléctrico, pero estaríamos expuestos a
que cualquier leve incremento del precio del gas natural nos alejaría del perfil de
riesgo aceptable para la compañía.
Otros resultados que corroboran el análisis anterior nos muestran que se requiere
una nueva inversión mínima de 1100 Mw de potencia instalada en ciclos
combinados y 500 Mw de energía eólica para alcanzar un resultado económico
similar, pero siempre con un nivel de riesgo mayor al límite máximo definido en el
Plan Estratégico de la compañía.
134
En estas situaciones donde se podría presentar una pérdida de valor de la
compañía y en especial del negocio eléctrico, la Alta Gerencia de la compañía
debe revisar el Plan Estratégico y definir nuevas estrategias con respecto a las
inversiones que aumenten la competitividad de la empresa y permitan alcanzar un
resultado económico igual o superior al beneficio mínimo esperado con el mismo
nivel de riesgo. A continuación, se hacen simulaciones con el modelo de gestión
de riesgos incorporando los posibles cambios en los recursos de generación de la
compañía y escogiendo la que se considera la mejor alternativa para el negocio
eléctrico.
5.5 Caso ejemplo IV: Incorporación de centrales a c arbón
Dado que la mayoría de las veces estos escenarios de mercado no se pueden
gestionar fácilmente y en la forma tradicional, se requiere diseñar una serie de
estrategias que nos diferencien de los competidores del mercado eléctrico y
permitan alcanzar el objetivo del negocio con una optimización de las inversiones
requeridas.
Por ejemplo, podríamos solucionar el problema de las emisiones de CO2 y el
precio de las mismas, a través de la instalación intensiva de parques eólicos pero
nos encontraríamos con otro cuello de botella que es la aleatoriedad de la
producción de energía eólica, la cual presenta algunas singularidades, derivadas
fundamentalmente de su carácter no gestionable, que obligan a disponer de
reservas de potencia suficientes en todo momento, procedentes de otras fuentes
de energía.
En este sentido, si analizamos las variables futuras que impactarían la compañía
eléctrica analizada encontramos que este tipo de escenarios de mercados, tienen
dos variables fundamentales que son el volumen bajo de emisiones gratuitas de
5. Análisis de Gestión del Riesgo 135
CO2 asignadas a las tecnologías como los ciclos combinados en comparación con
otras tecnologías como las centrales a carbón y la baja garantía de potencia que
ofrecen los parques eólicos como solución única para mitigar el riesgo de cantidad
y precio del mercado de emisiones de CO2.
A simple vista, parecería que el riesgo de volumen de emisiones de CO2 se podría
solucionar bajo el supuesto que incorporemos a la mezcla de generación de la
compañía las centrales a carbón, considerando que la ratio entre la asignación de
los derechos de emisión de las centrales a carbón y las centrales de ciclo
combinado es 3.5 veces para el mercado español (Figura 58), debido a la mayor
cantidad de emisiones contaminantes asignadas de las centrales a carbón.
Figura 58. Asignación de emisiones a plantas térmicas UE
Adicionalmente, si consideramos la mayor incumbencia de las centrales a carbón
en la formación del precio del pool por su mayor despachabilidad y el menor coste
variable de las centrales a carbón, dado que el combustible utilizado por estas
centrales tiene un precio menor al del gas natural que usan los ciclos combinados,
ésta podría ser una estrategia adecuada para enfrentar el efecto negativo sobre el
resultado económico de la compañía eléctrica en un escenario de baja asignación
y precios altos del mercado de emisiones de CO2, sin embargo, estas decisiones
podrían no ser suficientes para alcanzar el resultado económico como se muestra
en la Figura 59.
136
Figura 59. Perfil de riesgo del caso ejemplo IV
A pesar de disponer de mayor volumen asignado de emisiones de CO2 e
incrementar las ventas de energía de la compañía, el mejor resultado de
explotación del negocio eléctrico sin efectuar ninguna inversión pero considerando
una mezcla de ciclos combinados y centrales a carbón, se presenta un EBITDA de
173 M€ con un riesgo de 21.4 M€, el cual cumple desde el punto de vista del
riesgo máximo para la compañía pero no cumple con el beneficio mínimo
esperado (Tabla 24).
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 171.30 203.31 139.30 19.46 8400 4000 2000 2600 500
2 172.95 208.09 137.82 21.36 7400 4000 2000 2200 500
3 187.93 226.02 149.84 23.16 8400 4000 2000 2600 1500
4 215.31 254.45 176.18 23.79 8400 7000 2000 1000 2000
5 222.99 262.21 183.77 23.84 8500 4600 3500 2600 2000
6 232.94 282.19 183.70 29.94 8400 4600 3500 1000 1000
7 261.73 321.70 201.76 36.46 7500 6400 3500 1800 1000
Negocio integral
Tabla 24. Resultados Montecarlo de Montecarlos cas o ejemplo IV
En el caso que se realicen nuevas inversiones en renovables como la instalación
de 1000 Mw de parques eólicos encontramos que el beneficio mínimo sería de
215.3 M€ con un riesgo del 23.8 M€, que tampoco cumple con el perfil de riesgo
aceptable.
5. Análisis de Gestión del Riesgo 137
Si se realizan nuevas inversiones en 1100 Mw centrales a carbón y ciclos
combinados, se obtiene un mejor resultado de explotación del negocio eléctrico
con 261.73 M€ y un riesgo de 36.46 M€, el cual está lejos del resultado esperado
por la compañía en términos del perfil de riesgo. Estos resultados nos indican que
el mezcla de tecnologías de centrales a carbón, ciclos combinados y parques
eólicos para el caso analizado no son suficientes para el objetivo general del Plan
Estratégico de la compañía, por tanto, debemos mirar otras alternativas o
complementar esta estrategia con alguna medida adicional.
Si consideramos que la inclusión de las centrales a carbón nos soluciona
parcialmente el riesgo de volumen de emisiones de CO2, nos debemos enfocar a
buscar otra fuente de generación no contaminante que nos ayude a mantener el
equilibrio entre la cantidad de energía requerida para mantener el volumen de
ventas de la compañía y los compromisos del Plan Nacional de Asignación de
Emisiones.
5.6 Caso ejemplo V: Incorporación de centrales hidr áulicas
Dado que la energía eólica no parece ser la solución al problema de las emisiones
de CO2, por su bajo factor de carga respecto a otras tecnologías y su dependencia
de las condiciones climatológicas, la hace una fuente de suministro volátil y sin
garantía de potencia, lo cual nos hace pensar que se debe buscar la solución en el
complemento con otra fuente no renovable que presente un mejor régimen de
funcionamiento para un horizonte anual y sobretodo en situaciones criticas.
Se podría pensar en la energía nuclear como solución, sin embargo, dada la poca
aceptación social que tiene esta tecnología y los costes impuestos a través de
Reales Decretos Ley 3/2006 y 11/2007, los cuales le asocian un coste de las
emisiones de CO2, a pesar de ser estas nulas, se elimina la posible mejoría de
competitividad de esta tecnología con la internalización de los costes de las
138
emisiones de CO2 por parte de las otras tecnologías, lo cual nos hace pensar que
esta podría ser una alternativa en el futuro pero no para el momento actual.
Otra fuente de energía que podría ser considerada como una inversión viable son
las centrales hidráulicas dada su nula participación en la producción de emisiones
de CO2. Sin embargo, estas centrales presentan un comportamiento en horas de
funcionamiento muy similar al de los parques eólicos, pero tienen la ventaja que
existe un mayor control sobre el momento de su producción al ser más flexibles
para programarlas en el corto plazo dependiendo de su nivel de regulación, la
estación del año y de las condiciones climatológicas, lo cual podría ser un
complemento interesante en la mezcla de tecnologías de la compañía para mitigar
el riesgo de aleatoriedad de las renovables como la eólica.
Es decir, dado que la energía eólica no entrega la garantía de potencia por la poca
gestión que se puede realizar con esta tecnología, se pueden gestionar las horas
de funcionamiento de la producción de estas centrales hidráulicas dependiendo de
la cantidad de agua embalsada y de los aportes (precipitaciones futuras) al
embalse. Además, estas centrales normalmente operan en las horas de punta
donde se presentan los precios del pool más altos, teniendo una mayor
incumbencia en la formación del precio de la electricidad.
Figura 60. Perfil de riesgo del caso ejemplo V
5. Análisis de Gestión del Riesgo 139
Agregando al mix tecnológico de ciclos combinados, parques eólicos y centrales a
carbón, la participación de plantas hidráulicas, se obtienen algunos resultados de
explotación de la generación que permitirían alcanzar el beneficio esperado del
negocio eléctrico, tal como se muestra en la Figura 60.
Considerando la incorporación de 600 Mw de centrales a carbón existentes con
asignación de emisiones de CO2 y la combinación de parques eólicos y centrales
hidráulicas con un incremento de 400 horas de funcionamiento de las hidráulicas
adicionales a las de la producción eólica como una nueva estrategia de la
compañía, se obtiene un EBITDA de 292 M€ y un riesgo de 20.8 M€ que estaría
muy cercano al perfil de riesgo objetivo del negocio eléctrico (Tabla 25).
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 291.99 326.27 257.72 20.84 7400 4600 3000 2800 500
2 325.25 363.15 287.35 23.04 8400 4000 3500 2400 1500
3 329.99 393.31 266.67 38.50 7500 5200 3500 3200 2000
4 331.09 405.73 256.45 45.38 7500 6400 3000 2400 1500
5 339.32 415.86 262.78 46.54 8500 7000 3500 3600 1500
6 344.42 424.73 264.12 48.82 7400 7000 2500 2400 2000
7 389.22 471.57 306.87 50.06 7400 7000 3500 3600 500
8 390.31 475.70 304.91 51.91 8400 7000 3500 2000 1500
9 392.24 487.10 297.38 57.67 8500 7000 3500 2800 1500
Negocio integral
Tabla 25. Resultados Montecarlo de Montecarlos cas o ejemplo V
Sin embargo, encontramos que la mejor estrategia para el negocio eléctrico son
nuevas inversiones representadas en un incremento de 1100 Mw en la mezcla de
ciclos combinados y centrales a carbón y un aumento de 500 Mw en la mezcla de
centrales hidráulicas y parques eólicos con respecto al caso ejemplo inicial, con lo
cual se obtiene un EBITDA de 325.3 M€ y un riesgo de 23.04 M€ que satisface el
perfil de riesgo aceptable de la compañía.
140
5.7 Caso ejemplo VI: Gestión de combustibles
Con la definición de la mezcla de tecnologías a considerar para el Plan Estratégico
del negocio eléctrico no finaliza la gestión de riesgos de la compañía, existen
algunas variables de escenario que tienen gran influencia en el resultado
económico como son los costes altos de la materia prima que se utiliza para la
generación de electricidad como es el caso del gas natural y el carbón. Por lo
tanto, en el análisis se debe considerar la probabilidad de implementar una
estrategia en la gestión del abastecimiento de combustibles que permitan asegurar
el suministro a las centrales térmicas propias a unos precios estables y se
convierta en una ventaja competitiva con respecto a los rivales del mercado
eléctrico y en un resultado de explotación de la generación de energía eléctrica
superior al actual.
Una alternativa interesante para gestionar el abastecimiento de combustibles a
través de gasoductos sería la implementación de esquemas comerciales
novedosos con los propietarios del gas natural que le permitan ofrecer una tarifa
de abastecimiento de este combustible más baja, aumentando la competitividad y
la participación de los ciclos combinados en el pool de electricidad. Esto se podría
conseguir a través de un precio del gas menor al generador, lo cual representaría
una reducción en el coste variable para su oferta al pool de electricidad. El
incentivo para que el productor de gas ofrezca un descuento en la tarifa al
generador, sería que la mayor cantidad de horas de funcionamiento de los ciclos
combinados al estar casado más tiempo en el pool representando un mayor
volumen de gas en el tiempo y por consiguiente la monetización de las reservas
del productor de gas en un menor tiempo.
En el caso del mercado eléctrico español existe una alta dependencia energética
del abastecimiento de combustibles a través de las importaciones, como en el
caso del gas natural que procede fundamentalmente de 8 destinos diferentes con
una participación del gas natural licuado (GNL) del 75% y del 25% del gas natural.
Dada la volatilidad de los precios del gas y el riesgo de suministro ante la escasez
5. Análisis de Gestión del Riesgo 141
de este combustible, se deben tomar medidas adicionales que mitiguen estos
riesgos.
Hasta ahora el desarrollo de los suministros de gas en España se ha centrado en
el desarrollo de instalaciones de GNL, la cual es una forma adecuada de
suministro de gas natural “offshore” cuando la distancia entre las fuentes de
suministro y usuarios del gas no hacen económicamente atractivos los
gasoductos.
Figura 61. Costes de abastecimiento GNL vs GNC
Sin embargo, estas instalaciones requieren una gran capacidad de inversión, y
requieren grandes reservas de gas cerca de la infraestructura de GNL para la
viabilidad del proyecto y permitir que se obtenga el retorno del capital invertido. Es
decir, los nuevos proyectos de GNL requieren aproximadamente 1 billón de pies
cúbicos diarios de gas para justificar la inversión. Según estudio realizado por la
Universidad de Houston [Deshpande et al], en los próximos años existirá otra
alternativa de abastecimiento de gas en el corto plazo que es el Gas Natural
Comprimido (GNC), la cual tiene un coste menor que el GNL y es ideal para
satisfacer una demanda mediana de gas, como el caso de un ciclo combinado de
gas (Figura 61).
Esta tecnología puede ser usada fácilmente para suministrar el gas de campos
marginales con producción suficiente para abastecer la central, como por ejemplo
100 millones de pies cúbicos diarios. Esta tecnología es simple y ha tenido
desarrollos recientes en el envío de grandes volúmenes de gas a través de
142
buques que transportarían el gas natural comprimido sobre distancias hasta las
2500 millas, y donde a medida que decrece la distancia el GNC resulta más
atractivo que el GNL como se presenta en la Figura 62.
Figura 62. GNL vs GNC
Para el caso español las fuentes más cercanas están en Africa (Libia y Argelia) a
una distancia inferior a las 1000 millas y Noruega a menos de 2000 millas, lo cual
convierten estos suministros en una opción viable en el mediano plazo (Figura 63).
Figura 63. Gas Natural Comprimido (GNC) en el mundo
Así mismo, para el abastecimiento de las centrales a carbón, el mayor volumen
corresponde a importaciones a precios internacionales, como se observa en la
Figura 64. Por tanto, también existe una dependencia energética para el caso de
la generación eléctrica a carbón que requiere ser gestionada a través de la
5. Análisis de Gestión del Riesgo 143
integración vertical en la cadena de suministro de este combustible que permita
cubrir las necesidades de estas centrales y a precios más competitivos. No hay
que olvidar que la estructura de oferta en el comercio internacional de carbón es
controlada por un oligopolio que maneja una oferta estable con una estructura de
precios al coste del sustituto más barato.
Figura 64. Consumo de carbón en España
Otra alternativa interesante para la reducción del coste de abastecimiento del
carbón sería que las nuevas centrales a carbón sean construidas en la boca de la
mina de carbón, lo cual podría representar una tarifa más competitiva para estas
centrales y una mayor participación en el pool de electricidad.
Considerando el éxito en la gestión de la estrategia de reducción de los costes de
suministro de las centrales térmicas en 3 €/Mwh, encontramos que el EBITDA del
negocio eléctrico estaría entre los 250 M€ a 400 M€ con un riesgo que oscila entre
los 16 M€ y 45 M€ (Figura 65).
144
Figura 65. Perfil de riesgo del caso ejemplo VI
La estrategia que requiere menos inversión permite obtener un EBITDA de 322.4
M€ y un riesgo de 16.6 M€ está basada en un incremento de 500 Mw de centrales
no renovables (hidráulicas y eólicas) con un aumento de las horas de operación de
1200 horas de funcionamiento superando el valor típico de estas tecnologías. Otra
estrategia que requiere una inversión adicional de 100 Mw de centrales térmicas
arroja un EBITDA de 390.8 M€ y un riesgo de 30.1 M€, la cual permite obtener un
mejor resultado económico pero supera levemente el valor en riesgo aceptable
fijado por la Alta Gerencia (Tabla 26).
Montecarlo de
Montecarlos
Ventas clientes
Func. CCGT
Potencia Instalada
CCGT
Func. Eólica
Potencia Instalada
EólicaEstrategia Beneficio 5% 95% Riesgo GWh Horas MW Horas MW
1 322.40 349.67 295.13 16.58 8400 5800 2000 3600 1500
2 333.43 360.96 305.91 16.74 7500 4000 3500 4000 2000
3 368.48 412.78 324.17 26.94 8500 5200 3500 3200 2000
4 368.62 414.47 322.76 27.88 8400 6400 3000 3600 2000
5 390.80 440.28 341.32 30.08 7400 7000 2500 3200 1500
6 394.10 457.60 330.60 38.60 8500 5200 3500 2800 500
7 423.56 502.73 344.39 48.13 7500 7000 3000 4000 500
8 475.84 561.58 390.10 52.13 8400 7000 3500 3200 1000
Negocio integral
Tabla 26. Resultados Montecarlo de Montecarlos cas o ejemplo VI
5. Análisis de Gestión del Riesgo 145
Existen otras estrategias que requieren mayor inversión de las centrales térmicas
y las centrales no renovables que permiten obtener un resultado de la explotación
del negocio eléctrico que cumple con el perfil de riesgo aceptable de la compañía.
Para una de las estrategias se requiere incorporar desde 600 MW a 1100 Mw de
nuevas centrales térmicas (ciclos combinados y centrales a carbón) y 1000 Mw de
centrales no renovables (eólicas y parques eólicos), sin embargo, la estrategia
más recomendada para el negocio eléctrico es aquella que tiene el menor número
de horas de funcionamiento de las centrales no renovables dado que es una
variable de estrategia que tiene menor nivel de control por parte de la compañía.
En resumen, la estrategia seleccionada para el Plan Estratégico de la compañía
se basa en un parque de generación a base de ciclos combinados, centrales a
carbón, parque eólicos y centrales hidráulicas, con la cual se obtiene un EBITDA
de 368.62 M€ y un riesgo de 27.88 M€ que cumple con el perfil de riesgo objetivo
seleccionado, tal como se muestra en la Tabla 26.
La flexibilidad del modelo permite el seguimiento permanente de las estrategias
definidas por la Alta Gerencia, a través de la variación del horizonte de simulación
al periodo que se desea analizar en el modelo, como por ejemplo, si solo se desea
analizar el comportamiento trimestral o semestral del Plan estratégico y del
presupuesto definido para el año respectivo, los valores de las variables de
estrategia como la participación de nuevas centrales, las ventas a los clientes y las
horas de operación de las tecnologías son consideradas sólo hasta el horizonte de
tiempo seleccionado.
146
6
Conclusiones
147
6. Conclusiones
6.1 El mix tecnológico equilibrado
El desarrollo del sistema de generación en España ha reflejado la visión y las
posibilidades del país en cada momento histórico, es así como las empresas
energéticas que suministran electricidad han fomentado enormemente la
generación eólica y se han desarrollado los ciclos combinados, reflejando la mayor
sensibilidad medioambiental y el perfeccionamiento y mejora de los rendimientos
de estas tecnologías de generación.
Por tanto, el desarrollo del parque de generación en España viene de la mano de
estas tecnologías, con lo cual se ha creado una mezcla de generación de
electricidad diversificada con una adaptación razonable a la demanda, un nivel de
autonomía alto, precios relativamente competitivos y unas emisiones de CO2
especificas. No obstante, este mix se enfrenta a retos como son el mismo
mercado de emisiones de CO2, los planes de asignación de emisiones como
respuesta al compromiso adquirido bajo el Protocolo de Kyoto y la baja garantía
de potencia de los parques eólicos, los cuales requieren una gestión del riesgo
con nuevas estrategias sostenibles en el tiempo y que garanticen el resultado
económico deseado a un nivel de riesgo aceptable.
Es decir, la estructura ideal del mix de tecnologías de generación de las empresas
energéticas debe responder al objetivo del negocio eléctrico de maximización de
su beneficio a través de un bajo coste de producción y reduciendo el nivel de
incertidumbre de las variables que lo afectan. Por tanto, esta mezcla debe ser
diversificada, permitiendo un mejor control sobre las fuentes de abastecimiento y
cumpliendo con los compromisos ambientales.
De esta forma, no existe la tecnología perfecta que proporcione todas las ventajas
y elimine o minimice los riesgos que se encuentra expuesta. De forma general, si
148 prevalece un criterio único sobre los restantes, se reduce la diversidad de las
energías primarias, reduciendo las opciones de que dispondrían las empresas
energéticas para realizar sus inversiones en generación de electricidad y por
consiguiente afectaría su competitividad en los diferentes mercados.
En resumen, deben coexistir un número de tecnologías de generación de
electricidad, con el objetivo de garantizar una mezcla óptima que redunde en el
beneficio máximo esperado de la explotación de la generación en el medio y largo
plazo.
Los resultados del modelo de riesgos Montecarlo de Montecarlos de variables
utilizado para este análisis han revelado las implicaciones en el valor futuro de las
empresas energéticas, si mantienen un desarrollo centrado exclusivamente en
centrales de ciclo combinado alimentadas por gas y energías renovables como los
parques eólicos.
Los resultados obtenidos con el modelo de riesgos desde el punto de vista del
beneficio (EBITDA) y el riesgo al que estaría expuesto el negocio eléctrico, nos
permiten inferir la necesidad de incorporar al nuevo modelo de empresas de
generación, otras tecnologías para lograr un mix equilibrado que permita enfrentar
adecuadamente los escenarios futuros de precios altos del mercado de
combustibles (gas natural) y del mercado de emisiones de CO2, así como, la
disminución en el volumen de emisiones de CO2 de Plan Nacional de Asignación
Español para los ciclos combinados.
Consideramos que la mezcla de centrales térmicas a carbón y ciclos combinados,
complementada con parques eólicos y centrales hidráulicas, puede entregar la
diversificación necesaria para la sostenibilidad y crecimiento del negocio eléctrico.
Una vez definida la cuota de cada tecnología a través de simulaciones con el
modelo de riesgos, la compañía eléctrica debe emprender la estrategia para
adquirir los recursos de generación de electricidad que permitan alcanzar la
149 participación en el mercado deseada, considerando los matices adicionales
asociados a cada una de estas tecnologías.
Dado que para el caso de las hidráulicas sus posibilidades de desarrollo se
encuentran casi agotadas, la mejor opción para lograr la cuota de participación de
estas centrales, es a través de la adquisición de plantas existentes de empresas
rivales que participan hoy en día en el mercado eléctrico.
Así mismo, para el caso del carbón se debe alcanzar la participación de esta
tecnología en el mix energético de la compañía a través de la compra de centrales
a carbón existentes que poseen un volumen de emisiones de CO2 asignados y
una vez adquiridas, se deben realizar las mejoras ambientales de estas centrales
con inversiones en proyectos de desulfurización, cambio de quemadores y
modificaciones en los precipitadores de las plantas que permitan reducir las
emisiones de CO2 y cumplir con los limites ambientales de la Unión Europea.
Otra forma de alcanzar la cuota de participación de las centrales a carbón con una
mayor inversión de capital que la anterior, es la construcción de centrales de
carbón limpio como las supercríticas o IGCC (Integrated Coal Gasification
Combined Cycle) las cuales tienen un mejor rendimiento del 45 a 50% frente al 30
a 40% de las centrales a carbón existentes y permiten una reducción del 20% de
las emisiones de CO2 con respecto a las centrales de carbón actuales.
En este mismo sentido, esta estrategia debe complementarse con la participación
en programas de reducción, captura y almacenamiento de CO2. Otra opción
mencionada anteriormente podría ser la instalación de estas centrales de carbón
limpio en boca de mina de carbón nacional, con el fin de una reducción de costes
de abastecimiento del carbón, a través de una alianza estratégica con el
propietario de la mina incentivándolo a ofrecer un mejor precio del carbón, que
permita al generador ser más competitivo ante otras tecnologías y obtener una
renta inframarginal resultante de la diferencia entre el precio del pool de
150 electricidad y el coste variable de la central a carbón, la cual sería compartida
entre las partes cada vez que se obtenga este beneficio del mercado de
electricidad.
Este mix tecnológico equilibrado para el negocio eléctrico debe ser
complementado con la reducción de los costes del abastecimiento de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad. Además, esta nueva
mezcla permite una mayor participación de la empresa energética en la formación
del precio diario del pool de electricidad, que es una variable de escenario
relevante para el negocio eléctrico de la compañía.
Para el carbón se recomienda la integración vertical en la cadena de carbón que
permita cubrir las necesidades de carbón con producción a través de inversiones
en la adquisición de minas de carbón fuera de las fronteras de España y
participación en la infraestructura de transporte de este mineral, con lo cual se
aseguraría el suministro de estas centrales a precios estables y competitivos, que
permitirían controlar mejor los costes de producción en vez de ser precio
aceptantes.
Mientras que para el gas natural se deben implementar las estrategias distintas en
la gestión de este combustible distintas a las tradicionales para abastecer sus
plantas de generación como los esquemas comerciales y el GNC como la
presentada para el último escenario analizado con el Montecarlo de Montecarlos
de variables.
6.2 La gestión del riesgo
La gestión del riesgo significa la modificación de la distribución de los resultados
económicos, de acuerdo a una estrategia corporativa seleccionada. Esto se logra
en la práctica a través de las decisiones de cobertura del negocio eléctrico e
incluye la gestión del riesgo y las actividades de control del riesgo. En otras
151 palabras la gestión del riesgo se refiere a la toma de decisiones considerando el
perfil del riesgo y el manejo del riesgo a través del análisis, verificación, reporte y
control de la exposición del negocio.
Para comenzar a aproximarse a este objetivo, los directores de las unidades de
negocio deben decidir cuales riesgos están dispuestos a asumir como parte del
núcleo del negocio y cuales están dispuestos a transferir. La decisión de cobertura
del riesgo, como transacciones, debería ser beneficiosa, si esta dentro de los
impactos positivos, que tienen el efecto de crear valor para los accionistas. Por la
misma razón, los riesgos tomados deben ser aceptados solo si ocurren dentro de
unos limites predefinidos y aceptados dentro de las políticas de riesgo y si tienen
un impacto favorable sobre el perfil de riesgos de la compañía.
Resumiendo en pocas palabras la regularidad en la medición del riesgo a través
de modelos y el control del mismo, hacen sistemática la gestión del riesgo. La
exposición a pérdidas del negocio puede ser localizada, la dispersión del beneficio
y el riesgo analizada y apropiadamente gestionada, y los recursos de capital son
invertidos de una forma más beneficiosa.
La amplia discusión de los resultados económicos obtenidos con el modelo de
gestión del riesgo suministra una visión clara y un mejor entendimiento del negocio
eléctrico y unos objetivos más realistas.
Dentro de una economía globalizada y en un entorno cada día más complejo y
dinámico, las empresas eléctricas pueden gestionar los riesgos a través de la
implantación de modelos que utilicen el valor en riesgo como metodología para
simular los efectos sobre el negocio eléctrico de los diferentes escenarios de
mercado que deben afrontar.
La distribución de valor en riesgo permite observar una serie de escenarios
agregados de las unidades de negocio. La gran ventaja del VaR es la
152 comparación del riesgo de las unidades de negocio y las commodities y la
integración de las mediciones de riesgos locales. También, la evaluación del
riesgo de una commodity ajustada al negocio puede ser soportada por el cálculo
del VaR como el método que expresa directamente las incertidumbres del
negocio en términos de dinero.
Por tanto, la gestión de los riesgos es un factor clave para garantizar a la empresa
el logro de sus objetivos y la creación de valor. La simulación de Montecarlo, nos
permite realizar sensibilidades con las variables del modelo y en función de los
cambios significativos en las estrategias de la empresa energética del negocio
eléctrico, obteniendo la curva de respuesta del valor esperado del beneficio, lo que
nos permite precisar el factor de riesgo asociado a las decisiones estratégicas en
los escenarios con incertidumbre.
La determinación del perfil de riesgo del negocio eléctrico es fundamental, porque
no siempre es suficiente obtener el valor esperado de la variable estocástica de
beneficio que podría ser el mismo para dos respuestas o estrategias diferentes,
pero en las cuales varía sustancialmente el perfil de riesgo asociado.
Es decir, la principal razón para usar el modelo de Montecarlo de Montecarlos
para determinar el VaR es la flexibilidad que tiene, la cual permite modelar
adecuadamente todos los factores de riesgo a los que se encuentra expuesta la
empresa energética que transa en el mercado de electricidad, realizando
simulaciones a largo plazo que permiten incluir las interrelaciones entre los
diferentes activos que conforman el portafolio del negocio eléctrico.
En síntesis, las ventajas del uso de la simulación Montecarlo de Montecarlos son:
• Nos permite identificar el riesgo asociado a cada estrategia escogida para el
negocio eléctrico.
153
• Aumenta el entendimiento de las inversiones futuras como consecuencia de los
diferentes escenarios de mercado, con lo cual se pueden realizar proyecciones
futuras del resultado del negocio eléctrico de la empresa energética aplicando
diferentes estrategias.
• Nos entrega alternativas para gestionar los riesgos del negocio eléctrico, de
forma que se reduzca o permanezca en un nivel aceptable, a través de las
decisiones de la Alta Gerencia de la empresa energética.
• Adicionalmente, permite simular las transacciones de cobertura en los diferentes
mercados que le permitan ajustar sus posiciones y mitigar el riesgo de precios
los distintos mercados.
Los desarrollos futuros del modelo deben incorporar la medición de los riesgos de
otras commodities y del tipo de cambio que dependen de otros mercados como
los contratos y financieros, asociados a las actividades de gestión de
aprovisionamiento de combustibles y electricidad de la empresa energética.
Por consiguiente, dada la importancia que tiene la gestión del aprovisionamiento
de combustibles para el negocio eléctrico, se deberán identificar claramente e
incluir en el modelo de riesgo los contratos de compra y venta de combustibles y
los subyacentes que originan los precios de estos contratos, capturando la
información de mercados procedentes de agencias de información, datos de
mercado online o de brokers, con lo cual se consideraría el riesgo de commodity
que podría afectar el resultado económico de la compañía.
Así mismo, dado que el riesgo de los mercados financieros como el tipo de cambio
aparece en toda la cadena de valor del negocio eléctrico, debido a que es utilizada
para la formación de precios de los contratos de aprovisionamiento de
154 combustibles al depender de subyacentes energéticos en otras monedas como el
dólar, no debe dejarse de lado y debe ser considerado en el modelo de riesgos.
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