Opinión
un año típico de operación para Campanario con la tarifa ofertada. Los estudios buscan determinar el margen operacional anual esperado después de 2012, expresado en US$ por MWh, para una operación de largo plazo, para lo que se tomó un promedio de 4 años, periodo en el cual se espera que el sistema eléctrico se encuentre en equilibrio en términos de los precios de energía del mercado spot y que se refleja en que los precios medios anuales entre uno y otro año no presenten grandes variaciones. El cálculo de los márgenes operacionales involucra efectuar una proyección de costos marginales de energía para el SIC a partir de 52 hidrologías, los precios bases de combustibles considerados son los vigentes en el mercado a octubre 2008, a saber: petróleo diesel US$802 por m3, carbón US$119 la ton (API4) y WTI US$76 por Bbl.
Nº143 | enero 2012 | www.revistaelectricidad.cl
Los precios de los combustibles considerados como bases son superiores a los existentes al mes de diciembre de 2008, un mes antes de la presentación de la oferta de suministro por Campanario; lo anterior, con el fin de ubicarse en un potencial peor caso. La proyección de los costos marginales esperados para el periodo de 4 años arroja un valor medio de US$78,321 por MWh, lo cual se traduce en un valor medio esperado para el margen unitario por venta anual de US$15,24 por MWh, valor equivalente a MMUS$12,9 anuales; monto que resulta interesante y auspicioso si se considera que la tarifa de venta de energía es de US$96,06 por MWh, por lo que la decisión de ofertar al precio indicado resulta entendible. Sin embargo, no se puede perder de vista que los análisis efectuados consideran sólo valores medios de todas aquellas variables, Factores de Riesgo, que pueden presentar valores muy distintos en el año en particular respecto a lo originalmente presupuestado. En el caso en estudio basta pensar en el perfil hidrológico que se encuentra sometido el sistema SIC y el impacto de las mismas sobre los precios del mercado spot en su equivalente anual; existirán 52 posibles valores de costos marginales con un rango de variación muy amplio; si por un momento se supusiera que éstos fueran los únicos valores factibles que se den, se toma una decisión sobre la base del valor medio, siendo que se está frente a un dado que tiene 52 caras y sólo una de las caras puede estar presente al tirarlo. Si a lo anterior se considera la volatilidad asociada a precios de combustibles, disponibilidad de centrales y sistemas de transmisión, efecto climático de “La Niña”, etc., que también impactan los costos marginales de energía, y que en los modelos de estudios se asumen valores predeterminados, se entiende que apostar la
decisión económica considerando sólo valores medios de los resultados resulta muy osado. Para el caso en estudio se desarrolló un modelo estocástico que permitiese obtener el perfil de riesgo de márgenes anuales, en US$ por MWh de forma de entender el rango de valores al que puede estar sometido. El Factor de Riesgo más relevante considerado es el hidrológico: se contempló adicionalmente una variable aleatoria adicional que reflejase la incertidumbre asociada a Factores de Riesgo adicionales, por ejemplo el fenómeno de “La Niña”, retraso de la puesta en servicio de centrales, problemas en redes de transmisión, fallas de equipos, etc. Esta variable aleatoria es representada por un número entre 1 y 100, de forma que si se encuentra aleatoriamente en el percentil del 5%, se gatilla la presencia aleatoria de cualquiera de las 10 hidrologías más secas, originando, por tanto, un escenario de precios más alto. Considerando lo anterior, se desarrolló un análisis estocástico (o simulación de Montecarlo) sobre la base de 100.000 iteraciones, en que cada iteración representa el margen anual por venta; el cuadro siguiente presenta los resultados de los estudios desarrollados.
Cuadro Nº1: Histograma Margen Unitario Anual, US$/MWh, más Pob. Acumulada.
Fuente: Elio Cuneo.
Del cuadro entregado es posible obtener una serie de conclusiones que complementan los resultados de los análisis tradicionales que asumen escenarios determinísticos para los Factores de Riesgo. Por ejemplo: a) el valor medio esperado del margen anual por venta es de US$12,71 por MWh, monto inferior al obtenido al considerar el análisis tradicional; b) la probabilidad que el margen sea inferior al valor medio del margen determinado según análisis tradicional es del 43%, mientras que respecto al valor medio del margen determinado con análisis estocástico la probabilidad
1 Se contó con la colaboración de la empresa ENERGETICA, www.energetica.cl, para la proyección de los CMg en todo el horizonte de estudio.
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