Universidad Nacional Autnoma de MxicoFacultad de Estudios Superiores CuautitlnIngeniera Mecnica Elctrica

INGENIERA ENERGTICATema 10. Evaluacin econmica de Proyectos de Uso Racional de la EnergaRodrigo Balandrn OcaaJos Armando Prado Ruvalcaba

Objetivo: Aplicar las diferentes tcnicas de evaluacin econmica a los proyectos de uso racional de la energa, aplicando el concepto de exerga en los sistemas trmicos, para estudiar la conveniencia de su relacin.

ndice:10.1 Evaluacin preliminar. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Pgina 210.2 Evaluacin detallada. -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------Pgina 610.3 Anlisis Marginal. -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Pgina 13

INTRODUCCIN:El uso racional de la energa eficiencia energtica, (en adelante, EE) tiene un papel central en las polticas energticas y climticas. Segn la Agencia Internacional de la Energa (IEA, 2008), en un escenario de estabilizacin de la temperatura en 2 C (escenario 450 ppm), el 54% de la reduccin en las emisiones globales en 2030 vendr de la mano de mejoras en la EE; una reduccin mayor que la obtenida conjuntamente mediante las tecnologas renovables, nuclear y de captura y almacenamiento de carbono. La EE es considerada una de las inversiones con mejores resultados a nivel coste-eficiente en el corto plazo y, adems, genera otros beneficios adicionales relacionados con la seguridad de suministro y con la reduccin de los daos a la salud. Muchos pases sitan la EE entre sus objetivos energticos y climticos prioritarios y, para ello, estn implementando diferentes polticas. Por ejemplo, la Unin Europea (UE) recoge en su estrategia 20-20-20 el objetivo de reducir el 20% en el consumo de energa, el 20% las emisiones de CO2 y alcanzar un 20% de participacin de las energas renovables en el mix energtico. Para lograr dichos objetivos la EE es una pieza fundamental. Otros pases menos comprometidos actualmente con las polticas climticas, como Estados Unidos o China, avanzan en la misma direccin en cuanto a la promocin de las EE.

Tema 10.1 Evaluacin preliminarLa evaluacin de un proyecto de eficiencia energtica (EE) no se diferencia de la de otros proyectos y por tanto pueden aplicarse las mismas tcnicas y pueden usarse los mismos indicadores de factibilidad que la empresa utiliza habitualmente. Con la salvedad de que los primeros proyectos de EE suelen tener mayoritariamente muy altos indicadores econmicos, pero tal vez no suceda lo mismo en los siguientes proyectos.

ESTIMACIN DE AHORROS A PARTIR DE LOS COSTOS DE LAS PRDIDASLa evaluacin econmica de un proyecto de eficiencia energtica normalmente considera como flujos anuales ($/ao) los ahorros monetarios derivados de la reduccin en las prdidas de energa, que se estima se lograrn con una determinada opcin de eficiencia energtica. En trminos simples y generales, una vez calculado el costo de las prdidas de energa, el valor de los ahorros de energa derivados de una determinada medida de eficiencia energtica, se calcula en funcin de la disminucin de la prdida de energa respectiva, es decir:

La valorizacin del costo de la prdida de energa tpicamente se hace de una manera simple, lo que en algunos casos puede ser errneo al simplificar en demasa la estructura energtica y de costos del problema, con consecuencias en la evaluacin econmica respectiva. Por ejemplo, en el caso de una caldera, para efectos de eficiencia energtica, slo interesan los costos variables; el costo del vapor obligatoriamente considera el costo combustible y las prdidas de energa de la caldera, as para generar 1 Kcal de vapor se requiere ms de 1 Kcal de combustible por efecto de las prdidas. En pocos casos se considerarn en el costo del vapor otros tems de costo, tales como el costo del agua de reposicin, el costo del condensado recuperado, el costo del tratamiento del agua de alimentacin de la caldera o el costo elctrico del bombeo del agua de alimentacin (aunque algunos de estos costos pudieran ser despreciables respecto al costo combustible, no se debe asumir esto a priori). Lo que se hace comnmente para costear las prdidas de energa en un sistema, es asignar al costo de cada Kcal de prdida, el costo de la Kcal de calor til generado en la caldera dividir la prdida de energa por la eficiencia de la caldera y aplicarle el precio del combustible. Esta estimacin es vlida cuando: El tramo de distribucin de vapor entre la caldera y el punto donde est la prdida de energa est en muy buenas condiciones y sus prdidas de energa sean despreciables (menores a un 1-2%, dependiendo de la longitud del tramo). Cuando no hay recuperacin de condensado, ya ello constituye un flujo cclico que circula por el sistema, constituyendo un flujo de $ que ingresa a la caldera y da vueltas en el sistema.Cuando no se dan este tipo de condiciones, por ejemplo, si las prdidas de energa en el tramo de distribucin de vapor son importantes, el costo del calor til al final de ese tramo es mayor al costo del calor til a la salida de la caldera, debido a las prdidas de energa en el tramo respectivo; o visto de otra manera, 1 Kcal til al final del tramo de distribucin de vapor requiere ms combustible que 1 Kcal til a la salida de la caldera.

a) Periodo de PagoEn todo proyecto en el cual se espera la caracterstica de Rentable, se tiene como premisa la recuperacin de la inversin, entonces, el tiempo que se demore en recuperar el dinero invertido o Perodo de Payback, se vuelve muy importante, ya que de esto depender cuan rentable es, y qu tan riesgoso ser llevarlo a cabo. Cuanto ms corto sea el periodo de recuperacin, menos riesgoso ser el proyecto. Por ello se debe hacer especial mencin, cuanto ms se vaya hacia el futuro, sern mayores las incertidumbres.Si se desea usar el Perodo de Recuperacin o Perodo Payback, como referente en la toma de decisiones, para evaluar proyectos, se tiene dos tipos:1. Proyectos independientes.- Si tienen un plazo de recuperacin menor a un determinado perodo, entonces los que cumplan se deberan aceptar.2. Proyectos mutuamente excluyentes.- Se elegir al que posea el retorno ms rpido.Mide en cuanto tiempo se recuperar el total de la inversin a valor presente, es decir, nos revela la fecha en la cual se cubre la inversin inicial en aos, meses y das, para calcularlo se utiliza la siguiente Frmula:

Donde:a = Ao inmediato anterior en que se recupera la inversin.b = Inversin Inicialc = Flujo de Efectivo Acumulado del ao inmediato anterior en el que se recupera la inversin.d = Flujo de efectivo del ao en el que se recupera la inversin.Tomando un ejemplo:

Para expresar el nmero de meses se a la cantidad anterior se le resta el nmero entero y posteriormente se multiplica por 12 para determinar el nmero de meses del ao siguiente, despus al resultado obtenido se le vuelve a restar el entero obtenido de la operacin y se obtiene el nmero de das. Ejemplo 1.7268. - 1 = 0.7268 * 12 = 8.7121el nmero entero nos est indicando el nmero de meses que dur en recuperarse la inversin, nuevamente le restamos el nmero entero y multiplicamos la fraccin por 30 que es el nmero de das y nos da como resultado 0.7121* 30. De tal forma que el PRI da como resultado un ao, ocho meses y 21 das. Criterio de aceptacin aprobado.Ventajas1. Es sencillo de Calcular2. Un perodo corto de recuperacin (un corto Payback) configura un retorno rpido de la inversin, prctica muy til para las empresas que recin comienzan o para las pequeas empresas.3. Con un Perodo Payback corto, se reducen los riesgos de prdidas, al asegurar el flujo positivo.4. Un Perodo Payback corto, mejorar la liquidez de forma rpida.

Desventajas1. En este mtodo no se toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo2. Solo mide cunto demora recuperar la inversin3. Si se utiliza en la comparacin de varios flujos de caja, no se da importancia a la vida til de los activos, ni tampoco el flujo de caja despus del perodo de retorno.

Tema 10.2 Evaluacin detalladaCOSTEO DE LA ENERGA EN UN SISTEMAEs posible considerar al menos dos mtodos correctos para estimar el costo de la energa til y de las prdidas de energa en un sistema: 1) Expresar cada energa til y prdida de energa en unidades de consumo de la fuente de energa respectiva y usar el precio de la fuente de energa para calcular costos. 2) calcular el costo de la energa en cada punto o tramo del sistema tomando en cuenta las prdidas de energa aguas arriba. En ambos casos se debe considerar el balance de energa y proceso de conversin de la energa en cada equipo del sistema. A continuacin se explica un poco ms cada mtodo y se presentan las ecuaciones para un sistema sin recirculaciones, para facilitar su compresin y aplicacin.A. Expresar cada energa til y prdida de energa en unidades de consumo de la fuente de energa respectiva: este mtodo requiere determinar previamente las prdidas de energa aguas arriba de cada punto, equipo o tramo relevante del sistema y luego la eficiencia energtica aguas arriba, lo que requiere haber hecho previamente el balance de energa de cada equipo o parte relevante del sistema. Con la eficiencia energtica aguas arriba de cada punto de inters, es posible expresar la energa til y prdidas de energa de cada parte del sistema en unidades de consumo de la fuente de energa, dividiendo dichas cantidades por esa eficiencia; el costo de cada energa en el sistema se calcula multiplicando el consumo de energa asociado por el precio de la fuente de energa. El mtodo considera el balance de energa y proceso de conversin de la energa en cada equipo del sistema. Las ecuaciones en un sistema sin recirculaciones son las siguientes:

Las dos ecuaciones siguientes tambin aplican a energas tiles, colocando en la ecuacin respectiva la energa til en vez de la prdida:

B. Calcular el costo de la energa en cada punto del sistema o estructura de costos: este mtodo considera que el flujo de $ derivado del consumo de combustible o fuente de energa del sistema se transfiere a las energas tiles de cada parte del sistema, siguiendo el sentido del flujo de la energa. De esta manera se explicita que el costo de las prdidas de energa se va traspasando a las energas tiles y productos tiles de los procesos involucrados. El mtodo es el siguiente: una vez resuelto el balance de energa del todo el sistema y sus equipos y calculado las energas tiles y prdidas de energa en el sistema, el costo unitario de las prdidas en un punto corresponde al costo unitario del input de energa de ese punto y el costo unitario de la energa til se obtiene dividiendo el flujo de $ por la energa til respectiva. El mtodo considera el balance de energa y proceso de conversin de la energa en cada equipo del sistema. Las ecuaciones involucradas en un sistema sin recirculaciones son las siguientes:

ELEMENTOS DE EVALUACIN DE PROYECTOFlujo de caja Es preciso considerar todas las inversiones (costos), incluyendo los que suelen ignorarse, como por ejemplo:

El costo de la ingeniera y las cotizaciones. El costo de la parada de planta o rea no programada. El impuesto sobre las utilidades (un menor gasto en energa ceteris paribus implica mayores utilidades). Costos de operacionales adicionales y de mantencin. Costos de entrenamiento. Dicho sea de paso, una buena mantencin de los equipos y una correcta capacitacin de sus operadores contribuyen a la EE. El costo de las llamadas medidas blandas46 es distinto de cero, aun cuando no haya inversiones en equipos, pues en general requieren alguna ingeniera, cuyo costo habr que estimar. No es dimensionable a priori el costo de la ingeniera en el caso de las medidas blandas, por lo que el consultor tendr que hacer una estimacin, para la cual puede basarse en su experiencia sobre el tiempo requerido en casos similares o en un porcentaje del costo del equipamiento (si lo hubiese). En el caso de la gestin tarifaria o precio de los energticos, hay dos situaciones:1. Una en que solamente hay que negociar con el proveedor de electricidad o combustibles; en cuanto a los combustibles hay diferentes situaciones, un solo proveedor o proveedores alternativos y es posible negociar, por ejemplo, de acuerdo al volumen de compra. En el caso elctrico y de combustible, no hay inversin, pero s un costo: el del profesional que negocia.2. Otra en que es preciso invertir en equipos e ingeniera. Por ejemplo ante la necesidad de mejorar el factor de potencia, por lo que se hace necesario incorporar condensadores, entonces habr un costo de ingeniera (probablemente pequeo) y un costo de equipamiento. Eventualmente, puede ser conveniente considerar el costo de ciclo de vida, LCC por su sigla en ingls, el que incorpora varios costos que muchas veces no se consideran en las evaluaciones, por ejemplo, el costo del decommisioning cumpliendo las normas ambientales.

Indicadores de factibilidad econmica de un proyecto Se analizarn brevemente los bien conocidos: perodo de recuperacin del capital (PRC), valor actualizado neto (VAN) y tasa interna de retorno (TIR), destacando sus mritos y desventajas que no siempre se tienen presente. Las ecuaciones de clculo respectivas se presentan en los ejemplos prcticos.

Periodo de recuperacin del capital (PRC) o de la inversin (PRI) Para una apreciacin aproximada del atractivo de un proyecto, el PRC es una herramienta til, pero no apropiada para indicar categricamente dicho atractivo, excepto por la rapidez con que se recupera la inversin. El PRC privilegia la liquidez sobre la rentabilidad. Obviamente el PRC no considera posibles ganancias del capital que se recupera durante el perodo de retorno. Un defecto ms serio es que no toma en cuenta la vida econmica de los activos fsicos, lo que es posible en una alternativa que tiene un PRC ms largo que otra, pero que genera una mayor tasa de retorno del capital invertido. Por tales razones, un PRC breve puede ser un indicador inadecuado para considerar beneficios en el largo plazo. Para identificar los reales beneficios de las inversiones efectuadas en EE, es preciso recurrir a tcnicas que reflejen apropiadamente la longevidad de sus retornos. En sntesis, debera evitarse el uso del PRC para tomar decisiones de inversin, excepto como indicador de riesgo va la mayor o menor rapidez con que se recupera el capital invertido.Valor actualizado neto (VAN) y tasa interna de retorno (TIR)Para una mejor evaluacin econmica hay que recurrir a los flujos monetarios descontados, o sea al valor presente neto o valor actualizado neto (VAN) y a la tasa interna de retorno (TIR). El VAN tiene considerables mritos, pues toma en consideracin el valor temporal del dinero y los flujos monetarios durante la vida el proyecto. Pero puede reprochrsele que requiere fijar a priori un determinado valor para la tasa de descuento o costo de oportunidad (habitualmente se usa un 10% anual, pero hay quienes prefieren un 12%). Por otra parte, muchos empresarios acostumbran asimilar la rentabilidad a la tasa de retorno y consideran que un valor monetario absoluto es ms difcil de entender. La TIR presenta varias ventajas, entre otras la de ser independiente de la tasa de descuento y contar con la preferencia de muchos. Pero no est exenta de limitaciones, por ejemplo, no se presta bien para flujos irregulares, que cambian de signo con frecuencia. Si bien se define habitualmente la TIR como aquella tasa de descuento para la que el VAN es igual a cero, con mayor propiedad es la tasa de inters compuesto al que permanecen invertidas las cantidades no retiradas del proyecto de inversin, lo que obviamente supone que hay reinversiones con la misma rentabilidad de la TIR. Normalmente se supone que la totalidad se reinvierte la totalidad disponible y que la reinversin genera la misma TIR, pero esto no es siempre necesariamente as).Afortunadamente, en los casos usuales de las inversiones en EE, los flujos presentan cierta regularidad: desembolsos iniciales (flujos negativos) y luego los siguientes positivos. No obstante, hay casos en que existirn desembolsos recurrentes durante toda la vida del proyecto, por ejemplo, el reemplazo del revestimiento de un horno. Al momento de priorizar distintos proyectos desde el punto de vista de su rentabilidad, conviene tener a la vista los 3 indicadores, dndole preeminencia a la TIR y al VAN. Segn encuestas realizadas en otros pases, las preferencia de los empresarios son: TIR 76%, VAN 75%, PRC 57%47; el PRC goza de mayor aceptabilidad en el sector de las PYME.Otros indicadores econmicosAdems de indicadores estrictamente monetarios, para priorizar se puede recurrir a un indicador mixto (hbrido): cociente del costo de la inversin (en $) por unidad de energa ahorrada (GJ), que tiene el mrito de ser independiente de las fluctuaciones que pueda experimentar en el precio de la energa durante la vida del proyecto.PROYECTOS DE EFICIENCIA ENERGTICA V/S OTROS PROYECTOS COMPETITIVOS.Uno de los problemas difciles que enfrentan los consultores y gerentes de energa es justificar ante la direccin de la empresa por qu debe invertirse en mejorar la EE, especialmente si hay otras prioridades reales o aparentes que compiten para usar el capital disponible. Normalmente en las empresas se da prioridad a las inversiones ligadas al corazn del negocio, a las actividades generadoras de utilidades, por sobre las ligadas a la EE. Cuando se acepta invertir en EE, tienden a exigirle a estas inversiones tasas de retorno superiores a las que le exigen a otras inversiones. Ante esto, es importante sealar a la empresa que adicionalmente a los beneficios directos y visibles de las medidas de EE (reduccin del consumo de energa), existen otros potenciales beneficios, tales como el aumento de productividad, mejor calidad de los productos, etc., lo cual tambin tiene un valor y aunque sea difcil de cuantificar, no debe ser ignorado.ANLISIS DE SENSIBILIDAD Y DE RIESGOSMuchas de las hiptesis en que se basan los flujos de caja contienen elementos de incertidumbre. Aunque costos como el de los equipos pueden conocerse en el momento presente con exactitud, hay otros que son slo estimaciones, y los flujos en aos futuros normalmente contienen componentes de inflacin. La misma vida til del proyecto es una estimacin.

Por otro lado, los flujos de caja se calculan tpicamente en base a estimaciones de los ahorros de energa, los que a su vez se basan en estimaciones de muchas variables, tales como: Consumos de energa actuales. Horas de operacin de los equipos. Condiciones de carga de los equipos. Eficiencia de los equipos a sus cargas de operacin. Entre otras.Se debe recurrir a estimaciones porque tpicamente no se cuenta con registros histricos ni mediciones confiables. Tambin ocurre que hay equipos sobre los que no se tiene la informacin de consumos y eficiencias. Esta realidad en la industria chilena obliga a trabajar en muchos casos con valores aproximados de variables fsicas que son necesarias para los clculos de todo proyecto de eficiencia energtica, y por lo tanto, tambin deben hacerse anlisis de sensibilidad respecto a cambios en los valores de las variables fsicas estimadas.Recomendaciones respecto a las estimaciones y anlisis de sensibilidadHay que mencionar que las estimaciones usadas pueden ser ms o menos precisas segn sea una auditora preliminar, una auditora de detalles, segn la magnitud e importancia del problema o segn el plazo y presupuesto disponible. Ante esto es recomendable: 1. Mencionar en el informe respectivo cmo se hicieron los clculos, las estimaciones realizadas y los supuestos simplificatorios considerados, pues una vez implementada una medida de eficiencia energtica se chequear si lo estimado ocurre realmente. 2. Complementar las estimaciones con un anlisis de sensibilidad respecto a cambios en las variables fsicas y econmicas que fueron consideradas en los clculos: Es comn este anlisis respecto a variables econmicas, tales como: Inversiones. Precio de la electricidad. Precio de los combustibles. Sin embargo, tambin debe hacerse respecto a variables fsicas, ya que son la base del clculo de los ahorros y muchas veces slo son estimaciones; entre las variables fsicas ms importantes estn: Tiempo de operacin de los equipos. Factor de carga de los equipos. Eficiencia de los equipos, considerando valores a cargas parciales si el caso lo amerita.Consideraciones de riesgo en la evaluacinEl anlisis de sensibilidad es tambin un instrumento que ayuda a dimensionar el riesgo que tiene la inversin. El anlisis de sensibilidad es de la mayor conveniencia, especialmente en proyectos cuya viabilidad econmica es marginal. Es necesario poder responder a las interrogantes: Cunto deben variar ciertos parmetros para que el proyecto se torne inviable y cul es la probabilidad de ocurrencia de dichas variaciones?Parmetros micro y macro econmicos que se consideran en un anlisis de sensibilidad y riesgo: Factores micro: gastos operacionales, estructura de capital; estructura y costo de la deuda, modificaciones en el esquema de financiamiento (p. ej. a leasing); cambios en la duracin del proyecto. Factores macro: variables que afectan la operacin de la industria en que opera la empresa, que no son controlables por la empresa. Supngase, por ejemplo, que un proyecto viable est basado en un costo de la energa que escala al 10% por ao, pero cuyo anlisis de sensibilidad muestra que el break-even point est en el 9% (es decir, el proyecto se torna inviable si la inflacin del precio de la energa cae por debajo del 9%). Hay por tanto un alto grado de riesgo, mucho mayor que si el break-even point estuviera en el 2%.OPCIONES DE FINANCIAMIENTOLas opciones que tiene una industria para financiar las medidas de son: Financiamiento con recursos propios. Financiamiento por parte de una ESCO. Crdito de una institucin financiera que ofrece lneas especiales para inversiones en EE. Leasing para equipos. Lneas de crdito orientadas a inversiones tecnolgicas que pueden ser utilizadas para financiar medidas de EE.Las lneas de crdito especiales para proyectos de EE son financiamientos otorgados en condiciones preferenciales para proyectos de EE que son consecuencia de una auditora energtica. Las ESCOs suministran el servicio completo para un proyecto de EE, el cual puede incluir el financiamiento; su remuneracin proviene de los ahorros de energa que resultan del proyecto. Un esquema contractual habitual utilizado cuando el proyecto implementado por una ESCO ha de financiarse externamente, es el Energy Performance Contract (EPC), en el que la empresa usuaria final transfiere los riesgos tecnolgicos y financieros a la ESCO. Los EPC constituyen una opcin atractiva, hasta ahora poco o nada utilizada en Chile.Otra opcin financiera que puede ser utilizada para financiar equipos energticamente eficientes es el leasing, opcin que a veces es preferida debido a las ventajas tributarias que conlleva.ESTRUCTURA DE UN PROYECTO BANCABLEPara otorgar financiamiento para un proyecto, normalmente la banca comercial requiere un proyecto con suficientes antecedentes tcnicos y econmicos. Un proyecto que cumpla con las siguientes exigencias de informacin puede ser considerado proyecto bancable: Datos de la empresa: ltimos balances, declaraciones de IVA y de Renta de los ltimos 2 aos. Datos de los socios. Proyecto tcnico considerando todas las medidas a financiar. Flujo de caja y evaluacin del proyecto (utilizacin de indicadores como la TIR y el VAN para demostrar la rentabilidad del proyecto). Proposicin del tipo de crdito requerido (que usualmente se negocia).

Tema 10.3 Anlisis MarginalLoscostos marginales de la energa elctricason sin duda uno de los principales indicadores del mercado elctrico y de su condicin de adaptacin entre oferta y demanda. Este costo marginal (CMg), que en trminos simples refleja el costo de suministrar 1 kilo watt hora (kWh) adicional, es uno de los drivers importantes para la toma de decisiones de los actores del sector, pues su anlisis y proyeccin futura revelan las oportunidades del negocio de generacin.Como ejemplo, en el mercado elctrico chileno los generadores se enfrentan esencialmente a dos mercados para su venta de energa: el mercado de contratos con grandes clientes o empresas distribuidoras y el mercado marginal (denominado mercado spot), donde los generadores intercambian energas excedentarias o deficitarias al CMg horario. Los primeros son contratos financieros, donde por una venta de energa, se estabilizan los ingresos del generador vendedor. El mercado spot es el mercado fsico, donde todos los generadores aportan energas generadas, no necesariamente alineadas con sus ventas por contratos. En un ao seco, un generador hidrulico puede no tener energa propia suficiente para satisfacer sus contratos con clientes, se transforma en un generador deficitario, y debe comprar la energa que le falta a otros generadores al CMg horario, calculado por el Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC). Esa energa es entregada por los denominados generadores excedentarios, que o tienen contratos menores que lo que generan o simplemente venden toda su energa en el mercado spot.En ese marco, para un generador en proceso de contratacin es indispensable poder proyectar expectativas futuras de los costos marginales del sistema, que les permitan decidir sus niveles de contratacin y de venta al spot, definiendo por ende sus estrategias comerciales basadas en una poltica de riesgo conocida y aceptada por sus accionistas. Tambin es relevante esa proyeccin futura de CMgs para evaluar adecuadamente el ingreso de nuevos proyectos. Esa proyeccin es compleja, pues presupone una visin de largo plazo de la evolucin de la demanda y, sobretodo, de la oferta y expansin de esta, lo que no es evidente en un mercado competitivo de generacin como el chileno, donde participan diversos actores y diversas tecnologas de generacin.Costos marginalesSegn se indicara, el CMg horario es el costo que tiene para el sistema el proveer una unidad adicional de energa en cada hora. En la prctica, como el despacho de los generadores lo realiza el CDEC en orden creciente de costos, el costo marginal se define como el costo variable de la unidad generadora ms cara que se encuentra operando para abastecer la demanda en un instante determinado, y corresponde al precio en que se valorizan las inyecciones y retiros de todas las empresas generadoras del sistema. El costo marginal, en un sistema con importantes aportes hidroelctricos como el chileno, depende principalmente de la variabilidad hidrolgica anual/mensual, de la matriz de tecnologas de generacin existente, que se caracteriza por una gran diversidad de costos variables de generacin, y la demanda del sistema.

Figura 10.3.1 Ejemplo de curva de oferta y demanda

La figura permite ilustrar en el Sistema Interconectado Central (SIC) el orden creciente de despacho en funcin de los costos variables de las diversas tecnologas de generacin existentes en el sistema. La lnea punteada roja representa la demanda instantnea del sistema, que determina hora a hora el costo marginal al seccionar la curva de oferta azul. En el SIC ocurren principalmente dos cosas:Variaciones de demanda, que provocan el desplazamiento horizontal de la lnea de demanda.Variaciones del aporte de centrales hidroelctricas, que originan un desplazamiento horizontal de la curva de oferta.Este permanente ajuste entre oferta y demanda imprime una de las principales caractersticas de este importante indicador: su volatilidad, que para todos los actores del sector es sinnimo de riesgo.ProyeccionesLa proyeccin de costos marginales, en trminos simples, corresponde entonces al ejercicio de predecir la evolucin de la matriz de generacin para abastecer una demanda creciente en el tiempo, y simular su operacin. Uno de los principales desafos de este ejercicio corresponde a la optimizacin del uso de nuestra nica fuente de almacenamiento de energa que presenta un valor estratgico, el agua. Para ello, se emplean sofisticados modelos de optimizacin estocstica que incluyen una detallada representacin de la operacin de generadores hidroelctricos ante la incertidumbre hidrolgica. El resultado de este proceso consiste en una proyeccin del costo marginal en cada barra del sistema para cada una de las posibles condiciones hidrolgicas (se asume que en el futuro se podrn repetir condiciones hidrolgicas histricas, las cuales se asume son independientes y equiprobables).

Figura 10.3.2 Ejemplo de proyeccin de costos marginales a largo plazo en una barra del SIC.

La figura presenta un ejemplo de proyeccin de costos marginales a largo plazo en una barra del SIC. En esta figura se presentan los siguientes estadgrafos para el costo marginal mensual:Esperanza o valor esperado:Corresponde al valor medio del costo marginal para todas las condiciones hidrolgicas posibles. Dado que se asume que stas ocurren con igual probabilidad, la esperanza es equivalente a la media aritmtica.Niveles de excedencia:Corresponde a la probabilidad de que alguna hidrologa sea ms hmeda que la seleccionada. Por ejemplo, cuando se habla de 85% de excedencia, significa que al menos el 85% del total de las posibles hidrologas es ms hmeda que la seleccionada. As, un 0% de excedencia corresponde a la hidrologa ms hmeda, mientras que 100% de excedencia corresponde a la hidrologa ms seca.No es posible predecir el futuro, y por tanto los resultados de las proyecciones de precios deben entenderse y considerarse como la mejor estimacin posible de la distribucin de probabilidades de una variable aleatoria, el costo marginal. En este sentido, la esperanza o el valor esperado del costo marginal proyectado no da ninguna indicacin del riesgo, y por tanto nunca debe ser considerado por si slo para la toma de decisiones de contratos o inversiones, menos an si los anlisis son de corto o mediano plazo.Contratos de suministro y riesgos asociadosEs comn ver a empresas generadoras compitiendo en el mercado elctrico para adjudicarse contratos de suministro, ya sea con clientes libres o con empresas distribuidoras. Las razones de un generador para suscribir un contrato son principalmente dos; disminuir la volatilidad de sus ingresos y acceder a financiamiento para sus proyectos de inversin. Para entender el riesgo que implica la suscripcin de contratos de suministro, es necesario profundizar en lo enunciado antes, la independencia entre la operacin econmica y la operacin comercial del sistema.La operacin econmica del sistema elctrico es realizada centralizadamente por el operador del sistema (CDEC), quien no considera los compromisos financieros (contratos) entre los actores para efectuar el despacho de los generadores. Debido a ello, es comn que se produzcan desbalances entre las inyecciones que realizan los generadores y la energa que retiran del sistema para cumplir sus compromisos contractuales, las cuales son valorizadas a CMg. Estos desbalances producen flujos monetarios entre los distintos generadores de acuerdo a su condicin excedentaria/deficitaria.Generadores excedentarios:Son aquellos que generan ms energa que la que retiran para sus clientes. Estos generadores cubren sus contratos, y venden sus excedentes en el mercado spot a otros generadores deficitarios.Generadores deficitarios:Son aquellos que generan menos energa que la que deben retirar para cumplir con sus contratos de suministro. Estos generadores deben salir a comprar al mercado spot, a los generadores excedentarios.La regulacin del sector exige que todos los retiros de energa del sistema tengan contrato de suministro con algn generador, por lo que la liquidacin monetaria de los generadores es un ejercicio de suma cero.El peor escenario para un generador corresponde entonces a una situacin en que por algn motivo ste no sea despachado (por razones econmicas o fallas) y deba salir a comprar al mercado spot a un precio mayor que el de su contrato de suministro. Evidentemente si esta situacin se mantiene en el tiempo, podra incluso llevar a un generador a cesacin de pagos, y a la autoridad regulatoria a tomar medidas excepcionales para mantener continuidad de pago en el sector generacin.Podra plantearse que el marco regulatorio actual asume una buena prctica de los generadores en la definicin de sus polticas de riesgo y por tanto, no se contemplan mecanismos para limitar los riesgos de no pago por parte de algn actor. En esa medida, en este mercado es posible que un actor tome posiciones especulativas por medio de contratos de suministro, ya sea contratando mayor capacidad de la que disponen, o adjudicndose precios menores que sus costos de generacin.La experiencia reciente de nuestro mercado plantea la interrogante de si no resultara conveniente incorporar medidas de control para limitar el nivel de riesgo que un generador puede tomar en sus contratos de suministro, considerando que la decisin no slo impacta sus propios resultados, sino que adems pone en riesgo financiero a los dems actores del sistema.Regulacin de licitaciones y contratos en BrasilLa experiencia de Brasil en esta materia es importante de analizar. Todos los contratos, que son meramente financieros, deben ser respaldados por certificados de energa firme (FEC), de modo tal que la suma de todos los contratos de un generador sea igual a la suma de sus certificados de energa firme. Estos certificados son emitidos por la autoridad regulatoria cada ao y para cada unidad del sistema, distinguiendo por ejemplo entre centrales trmicas e hidroelctricas de la siguiente forma:Centrales hidroelctricas:La energa firme que puede contratar una central hidroelctrica corresponde a la energa que es capaz de generar en una hidrologa seca.Centrales trmicas:Se define su energa considerando su indisponibilidad, aplicando adems una penalizacin en funcin de sus costos variables de generacin. As, las centrales que tienen altos costos de generacin pueden contratar una porcin menor de su energa generable. Una central que tuviera costo variable cercano al costo de racionamiento, tendra un certificado de energa firme igual a cero, y por tanto no podra suscribir contratos.Ms an, para las prximas licitaciones se ha definido un mximo costo variable para las centrales trmicas de ciclo combinado a gas natural. Hay adems otros criterios importantes de precalificacin y garantas en la regulacin de las licitaciones.El caso de Brasil apunta claramente a una alternativa para limitar la exposicin al riesgo de las unidades generadoras en funcin de sus tecnologas de generacin. Habra que analizar si esta es una alternativa razonable para futuras licitaciones en Chile.

1Tema 10 Evaluacin Econmica de Proyectos del Uso Racional de la Energa