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La última licitación de suministro de electricidad de empresas distribuidoras representó un hito para el país, tanto por el número oferentes, como por la generación ERNC y el nivel de precios. Es indudable que nadie atisbó lo ocurrido, por lo que el proceso lleva a analizar hacia dónde va la industria, y el impacto que tendrán las nuevas tecnologías, entre otros aspectos.El precio promedio del proceso de licitación alcanzó 47,6 US$/MWh, incluso con ofertas bajo los 30 US$/MWh las que en su momento resultaron ser las más bajas a nivel mundial. Sin embargo, no se pueden perder de vista los riesgos asumidos, que pueden traducirse, por ejemplo, en no alcanzar las rentabilidades esperadas. Esto último se hace más delicado cuando los precios son bajos y se debe enfrentar un negocio de riesgo distinto al evaluado y que recién se hace “carne” en la entrega efectiva del servicio.Precisamente esta problemática asociada al riesgo en evaluaciones económicas fue analizada en un magíster de la Universidad Técnica Federico Santa María (USM). El presente artículo resume aspectos principales de esos análisis.

Elio Cuneo HAcadémico de la USM

Riesgos del margenAl adjudicar una oferta, su precio en US$/MWh, fija el valor de venta de la componente de energía. Este precio surge de una evaluación económica que toma en cuenta aspectos como inversión, costo capital, duración del contrato, demanda, costos de administración y operación, y esquema de actualización, entre otros. Por lo tanto, el precio cubre costos y el margen requerido por los accionistas.El precio de potencia, por ser igual al precio de nudo, no genera margen. Los ingresos compensan los costos del retiro en el mercado spot.Por su parte, el margen -expresado en dólares estadounidenses-, está expuesto a una serie de variables en ingresos y costos, que presentan distintos riesgos. Y son precisamente estos riesgos con los que la administración deberá convivir. Entre los principales riesgos destacan los siguientes:

1. Demanda de electricidad Los ingresos están supeditados a la demanda de electricidad, la que depende del desarrollo del PIB. Por lo tanto, una merma

No se pueden perder de vista los riesgos asumidos durante el último proceso de licitación de suministro de electricidad, los que pueden traducirse, por

ejemplo, en no alcanzar las rentabilidades esperadas. Esto último se hace más delicado cuando se debe enfrentar un negocio de riesgo distinto al evaluado.

Riesgos del margen en la venta de electricidad a distribuidoras

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en la actividad económica se traduce en un menor consumo. A lo anterior se suman otros efectos: uso de paneles fotovoltaicos por usuarios residenciales, y cambio a clientes libres de clientes regulados, por nombrar sólo algunos.El impacto de este riesgo es mayor si se desarrollan unidades de gran tamaño. Entonces, se efectúa una inversión con ventas menores a lo presupuestado. En cambio, el riesgo es menor si la inversión pueda efectuarse escalonadamente según el desarrollo de la demanda. Por ejemplo, las inversiones de generación fotovoltaica o eólicos presentan ventajas por su capacidad de adaptación.

2. Paridad cambiariaEl precio en US$/MWh deberá ser expresado en moneda nacional. Para ello la paridad cambiaria deberá calcularse al valor promedio de marzo, para el período mayo-octubre, y al valor de septiembre, para el período restante. En términos prácticos el precio cambiará según la variación de la paridad entre su referencia y el valor existente en la fecha de pago.En el gráfico que acompaña este artículo (que corresponde al período enero 2010 – julio 2016), se observa la variación del precio. Un valor sobre uno indica que el precio aumento por apreciación de la moneda local, mientras que en color rojo se indica la volatilidad equivalente anual por mes del precio y del Índice de Precios de Consumo de Estados Unidos (CPI por

sus siglas en inglés). Como promedio, la volatilidad del precio es 5,8 veces mayor que el CPI.

3. Esquema de indexacion del precioLa indexación del precio no toma en cuenta el valor del insumo del mes en par ticular que se está facturando. Considera valores promedios, contabilizados desde el tercer mes anterior al de actualización. Esta forma de actualizar representa un filtro que absorbe variaciones.La volatilidad equivalente del precio dependerá de los indexadores y sus porcentajes de par ticipación en el polinomio de reajuste. Un indexador sobre la base de gas natural, HHUB o Brent, resulta más riesgoso que aquellas consideren una actualización solo por el CPI de Estados Unidos (por ejemplo fotovoltaica, eólica o hídrica).

4. Riesgo geográficoLa demanda está conformada por distribuidoras a lo largo del país. Por lo tanto, cualquier evento que origine limitaciones de transmisión, implicara costos marginales de inyección y de retiros muy distintos, lo que se traducirá que la valorización económica de la inyección sea inferior a la del retiro, a pesar que el balance físico sea nulo.La nueva ley de transmisión permitiría evitar estas situaciones, sin embargo, la alta competitividad de las ERNC

fotovoltaicas y eólicas, pueden originar una sobreinstalación que de origen a limitaciones de transmisión que ameritaría ampliar la red, pero que resultaría cuestionable que el costo sea de cargo de los usuarios finales.

5. Retraso de decretos de actualización preciosOtorgar el suministro queda estar sujeto a la dictación de los Decretos con Fuerza de Ley respectivos para la aplicación de los precios debidamente actualizados, por lo que un retraso en la emisión del decreto implica continuar facturando con tarifas no actualizadas.

6. Mercado spot, mayores costos y volatilidadUna presencia no menor de ERNC eólicas y fotovoltaicas impacta la forma de operar el sistema. Así, las unidades térmicas deben ajustar su modo de operación para ciclar.Estas mayores exigencias se traducirán, además de mayores costos que deberán ser sincerados, en una mayor volatilidad del mercado spot. Esto último debe llevar a revisar los modelos actualmente en uso, donde el factor de riesgo de mayor relevancia es el hidrológico.

* Artículo preparado para Revista Nueva Minería y Energía por Elio Cuneo, ingeniero civil electricista y MBA en Finanzas, con foco en análisis de riesgo en evaluaciones económicas. También es profesor del magíster Economía Energética, de la Universidad Técnica Federico Santa María (elio.cuneo@usm.cl).

Variación precios por cambio paridad °/1, volatilidad precio y CPI (EE.UU.) , %