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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