análisis de inversión en pequeñas centrales hidroeléctricas

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Planificación de los Recursos HídricosMonferrer
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XXI CONGRESO LATINOAMERICANO DE HIDRÁULICA
SAÕ PEDRO, ESTADO DE SAÕ PABLO, BRASIL, OCTUBRE 2004
ANÁLISIS DE INVERSIÓN EN PEQUEÑAS CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS
Martha M. Gil, Ricardo Smith y William Angel
Escuela de Geociencias y Medio Ambiente, Facultad de Minas
Universidad Nacional de Colombia, Apartado Aéreo 1027, Medellín, Colombia
MMGIL@udem.edu.co, rasmith@unalmed.edu.co
RESUMEN: Se diseña una herramienta de apoyo en la toma de decisiones de inversión en PCH, considerando el
ambiente de competencia del mercado eléctrico colombiano, la regulación del sector y el riesgo e incertidumbre
asociados, entre otros. La herramienta permite optimizar los principales parámetros de diseño de la PCH y evaluar su
rentabilidad y viabilidad, mediante un estimativo de sus costos y beneficios. Los costos son estimados a partir de
prediseños y especificaciones de las obras civiles y equipos. Así mismo los beneficios se estiman considerando la
producción energética mediante la simulación de la operación aislada ante diferentes escenarios hidrológicos y el
modelamiento del comportamiento del mercado eléctrico colombiano, simulando diferentes escenarios de expansión,
hidrología, y demanda.
ABSTRACT: This work presents a methodology of evaluation and optimization of Small Hydroelectric Plants (SHP)
in Colombia. A decision support system was developed for investment decisions related to SHP. The developed system
includes, among others, considerations of the Colombian electric market structure, the existing regulations and the
associated risks and uncertainties, between others. The proposed tool allows the optimization of the main design
parameters of the SHP and to evaluate the profitability and the investment possibility in SHP. The costs are estimated
from preliminary designs of civil works and equipments specifications. Likewise, the benefits are estimated defining
the energy production as a result of the isolated operation of the project being analyzed under different hydrologic
conditions, and by modeling the behavior of the Colombian electric market, under different expansion, hydrology, and
demand conditions. Some conclusions and recommendations are finally presented.
Palabras claves: Toma de decisiones, inversión en PCH, riesgo e incertidumbre, optimización
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INTRODUCCIÓN
La toma de decisiones de inversión en proyectos de generación en el sector eléctrico colombiano es cada vez
más compleja. Los cambios han sido profundos, creando condiciones completamente novedosas para el
sector, y un ambiente de gran incertidumbre en los procesos de toma de decisiones de inversión. Tanto los
generadores establecidos, como los nuevos inversionistas que deseen incursionar en el Sector Eléctrico
Colombiano –SEC- deben sustentar sus decisiones en análisis del mercado eléctrico, mediante la formulación
de modelos de simulación que contemplen, entre otros, diferentes criterios de expansión, y escenarios de
crecimiento de la demanda y disponibilidad hidrológica. Se requiere entonces herramientas que permitan a
los inversionistas en el SEC analizar cuidadosamente sus posibilidades de inversión en un ambiente de
competencia bajo condiciones de incertidumbre.
Es por esta razón que en este trabajo se busca proponer una metodología de evaluación y optimización de
proyectos de generación eléctrica, a través del diseño de una herramienta de apoyo en la toma de decisiones
de inversión en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH), que considere el ambiente de competencia del
mercado eléctrico colombiano, la regulación del sector y el mercado de capitales, entre otros.
2
MODELO DE ANÁLISIS DE INVERSIÓN
La herramienta propuesta en este trabajo evalúa la viabilidad y rentabilidad de PCH’s en el sector eléctrico
colombiano a partir de la estimación de los costos asociados a obras civiles y equipos básicos de generación
y de los beneficios asociados a las ventas de la energía generada por el proyecto.
En la Figura 1 se presenta un esquema que ilustra la dinámica de la evaluación de la inversión de PCHs, en
donde el objetivo final de la evaluación es determinar indicadores financieros que permitan comparar y
calificar la inversión; éstos indicadores se obtienen a partir de los estados financieros del proyecto, los cuales
son construidos en el modelo tanto para el período pre-operativo o de construcción como para el período
operativo; éstos indicadores se estiman a partir de los beneficios y costos del proyecto analizado.
3
COSTOS DEL PROYECTO
Los costos del proyecto pueden clasificarse en costos de inversión, operación y de ley, los cuales dependen
de la legislación y regulación del sector vigentes en Colombia. A continuación se hace una descripción de
éstos costos:
3.1
Costos de inversión:
Corresponden a los costos en los que se incurre en construcción de las obras civiles, la adquisición e
instalación de equipos, la adquisición de predios y la ejecución de estudios y diseños técnicos, económicos y
ambientales.
Éstos costos se evalúan a partir de un módulo que, de acuerdo a las características particulares del proyecto
analizado y teniendo en cuenta además la incertidumbre en algunas variables asociadas con el calculo de
dichos costos, como son: la geología, la hidrología y los precios unitarios entre otros, estima cantidades de
obra a partir de prediseños básicos, que junto con información de precios unitarios permiten obtener el
presupuesto tanto de obras civiles como de equipos del proyecto a evaluar. Los prediseños de obras civiles y
la definición de las características principales de los equipos eléctricos y mecánicos de generación, control o
auxiliares se obtienen mediante la incorporación al programa de una base de conocimiento y experiencia de
diversos especialistas en las diferentes disciplinas que demanda el diseño de este tipo de proyectos.
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Geología, Topografía, Salto, Caudales, Lineamientos, etc
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MERCADO
ELÉCTRICO
COLOMBIANO
MARCO REGULATORIO E
IMPOSITIVO
CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO
PRECIOS
UNITARIOS
COSTOS DE
INVERSIÓN
CARGO POR
CAPACIDAD
PREDISEÑOS Y
ESPECIFICACIONES
COSTOS DE
OPERACIÓN
ESTRATEGIAS
COMERCIALES
PRODUCCIÓN
ENERGÉTICA
COSTOS DE
LEY
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PRECIOS DE
ENERGÍA
BENEFICIOS
ESTADOS FINANCIEROS
-Flujo de fondos
-PYG
-Plan de Financiación
-Depreciación
INDICADORES FINANCIEROS Y DE RIESGO E INCERTIDUMBRE
TIR, VPN, Recuperación inversión, B/C, Costo Unitario la energía,
Vulnerabilidad, Robustez, Distancia al peor valor.
Figura 1. Modelo de análisis de inversión
3.2
Costos de operación:
Los costos de operación corresponden a los costos en los que incurre el proyecto en su vida operativa, estos
costos son los costos de administración, operación y mantenimiento (AOM), los cuales se obtienen a partir
de información de PCH´s existentes, a partir de los cuales se establecieron los valores de AOM considerados
en éste modelo.
3.3
Costos de Ley
Los costos de ley pueden clasificarse en costos durante la inversión y costos durante la operación; los
primeros son los que se incurren en el período pre-operativo y los cuales se pagan una sola vez y los
segundos son los que se pagan a lo largo de la vida operativa del proyecto. En Colombia son considerados:
Costos de ley durante la inversión: Costo de ley 56 de 1981 (la componente de inversión comprende: Fondos especiales municipales.- Impuesto predial, 3/1000 de todos los pagos que realice el proyecto)
Costos durante la operación: Costo de ley 56 de 1981: la componente de operación comprende (Impuesto
predial, - Impuesto de Industria y comercio), Costos por ley 99 de 1993: (Creación del Ministerio del Medio
Ambiente), - Artículo 45.- Transferencia del Sector Eléctrico (Transferencias al sector eléctrico), Ley 143 de
1994 (Ley eléctrica), Impuesto de renta, Costos de CND, ASIC, CREG y otros, Primas por seguros , Timbre,
3 X 1000 a todos los costos durante la operación del proyecto, FAZNI. Impuesto creado por la resolución
CREG 039-2001.
4
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Los beneficios del proyecto son debidos a sus ventas de energía, las cuales pueden ser realizadas a precios de
bolsa o a través de contratos, el estimativo de éstas se obtiene a partir de su producción energética, de sus
estrategias de comercialización y de los precios del mercado de energía tanto en bolsa o spot, como en
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contratos de mediano y largo plazo. Igualmente dependiendo de la estrategia de comercialización y
operación la planta puede recibir remuneración por capacidad disponible. A continuación se describe como
se plantean los anteriores elementos dentro del modelo propuesto para el cálculo de los beneficios.
4.1
Producción Energética del proyecto:
En el modelo que se presenta se propone un modulo que permite estimar la producción energética asociada al
proyecto a analizar, a partir de sus características particulares como son: salto, caudal de diseño, afluencias
diarias, eficiencia de los equipos y pérdidas de carga en las conducciones, empleando técnicas de simulación
que estiman la energía media esperada del aprovechamiento, diferenciada en energía firme y secundaria.
4.2
Estrategias de comercialización:
Corresponden a las políticas de ventas de energía que asuman los operarios de la central, dependen de las
leyes vigentes en Colombia, de la capacidad de la central, de la posibilidad o no de que la planta sea
despachada centralmente, de la participación en el cargo por capacidad y de las perspectivas que se tengan de
comercializar energía en contratos y en bolsa. El modelo contempla la reglamentación vigente para la
operación de éstas PCH en Colombia, y permite el análisis de diversas estrategias de comercialización con el
fin de realizar sensibilidades y encontrar la forma de operación que optimice la rentabilidad del proyecto.
4.3
Precios del Mercado de Energía:
El modelo incluye un módulo de simulación de la evolución del mercado eléctrico colombiano que permite
obtener escenarios de precios de bolsa (1) y prevé cual sería el momento propicio para realizar la inversión y
entrar a operar la central; lo anterior a partir de la simulación de escenarios de demanda, hidrología y
expansión en capacidad del sector.
Las tarifas de la energía para los contratos de mediano y largo plazo se obtienen a partir de las proyecciones
de las tarifas del mercado spot simuladas en el modulo de evolución del mercado o de manera exógena según
decida el analista.
4.4
Marco regulatorio aplicado a las PCHs.
Se involucran en el modelo las principales resoluciones que afectan la evaluación de PCH en Colombia:
Resoluciones 086 de 1996, 24 de 1995, CREG-055-1994, CREG 116 de 1996.
5
EVALUACIÓN FINANCIERA
La evaluación financiera de las PCHs se realiza a partir de un módulo que permite simular los estados
financieros del proyecto, asociados a escenarios definidos por las demás componentes del modelo durante el
horizonte de análisis; éstos estados financieros permitirán estimar los indicadores de rentabilidad y solvencia
para el proyecto y para el inversionista antes y después de impuestos (Valor Presente Neto, Tasa Interna de
Retorno, Período de Recuperación de la Inversión, Relación Beneficio / Costo y Costo Unitario de
generación de la energía). Igualmente éste módulo establece las interacciones entre las diferentes variables
del modelo y determina como reacciona la rentabilidad del proyecto ante los posibles cambios considerados
en uno u otro parámetro.
Los indicadores financieros obtenidos en éste módulo para un escenario dado se estiman a partir de los
ingresos y egresos del proyecto, mediante el flujo de caja, tanto para el proyecto como para el inversionista,
antes y después de impuestos, y de otros estados financieros como son el plan de financiación, estado de
pérdidas y ganancias (P&G) y depreciaciones bajo el marco regulatorio e impositivo vigente en Colombia.
Igualmente se realizan análisis de riego e incertidumbre a la inversión a partir de la simulación de escenarios
que permitirá tener una idea de la bondad de la misma.
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El modelo permite realizar análisis de riesgo e incertidumbre para una PCH con características establecidas, a
partir de la simulación de hasta 100 escenarios de sus indicadores financieros bajo diferentes tarifas de
energía, con lo que se estiman estadísticos como el máximo, el mínimo y el promedio de los indicadores
financieros obtenidos en las simulaciones realizadas, algunos percentiles y la varianza de éstos; además de la
gráfica de distribución de probabilidades acumuladas.
Los indicadores bajo riesgo e incertidumbre utilizados en el modelo son los de Vulnerabilidad, Robustez y
distancia al peor valor.
6
INTERFASES Y RESULTADOS QUE ARROJA EL MODELO
En la Figura 2 se presenta la interfase de presentación del modelo, en donde se ilustran las opciones que tiene
el modelo para realizar la evaluación de la inversión en PCHs.
Figura 2. Intefase de presentación del modelo
En la Figura 3 se presenta la interfase de entrada de información que permite suministrar al modelo de
manera organizada la información que éste necesita para estimar los resultados ofrecidos. En la Figura 4 se
presenta la interfase que permite al usuario acceder a los diferentes resultados que arroja el modelo.
Los siguientes son los resultados que presenta el modelo:
• Producción energética: corresponde a las energías que se esperan obtener por el proyecto analizado, las
cuales son presentadas tanto de forma diaria como resumidas a nivel mensual y discretizadas en energía
media, firme, asociada a la confiabilidad definida por el usuario y secundaria para cada una de las
condiciones hidrológicas definidas por el modelo.
• A cerca del modelo de evolución de precios, se obtiene como resultado un escenario de evolución de
precios de la energía el cual está asociado a escenarios hidrológico macroclimático, de demanda y de
expansión.
• A cerca de los costos de inversión del proyecto, el modelo presenta los resultados que permiten obtener el
presupuesto de inversión de la PCH analizada. A partir de un escenario geológico considerado,
estimativo de pérdidas en las conducciones, cantidades de obra y presupuesto de inversión, tanto de
manera tabular como de manera gráfica.
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Figura 3. Interfase de entrada de Información al modelo
Figura 4. Interfase de resultados del modelo
• A cerca de la evaluación financiera del proyecto, el modelo arroja resultados correspondientes a estados e
indicadores financieros que permitirán su comparación con otro tipo de inversiones y con otros proyecto
y/o alternativas.
• Análisis de riesgo e incertidumbre: El modelo realiza éstos análisis considerando hasta 100 simulaciones
bajo diferentes escenarios hidrológicos y de precios de bolsa y con las cuales se obtienen indicadores
financieros tanto del proyecto como del inversionista antes y después de impuestos. En la Tabla 1 y en
las Figura 5 y 6 se presentan los resultados de estos análisis, para una PCH analizada en el modelo
propuesto.
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Tabla 1. Parámetros estadísticos de las 50 simulaciones para
el inversionista después de impuestos
ESTADÍSTICAS
Máximo
Mínimo
Promedio
Percentil (95%)
Percentil (5%)
VPN
8.503
(5.530)
1.593
6.836
(3.585)
CUE
49
42
45
48
43
TIR
27%
2%
13%
23%
4%
B/C
0.78
0.50
0.65
0.76
0.54
REC
26
3
8
20
4
Figura 5. Histograma de Frecuencias y curva de distribución de
probabilidad acumulada de los indicadores financieros de las 50 simulaciones
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
7
6
5
4
3
2
1
26%
23%
21%
18%
15%
13%
10%
7%
5%
2%
0
Probabilidad
TIR
Frecuencia
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Figura 6. Histograma de Frecuencias y curva de distribución de probabilidad
acumulada de los indicadores financieros de las 50 simulaciones
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7
7.1
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones:
Con respecto a la tecnología
Es evidente el enorme potencial energético que posee Colombia y el cual esta conformado por Pequeños
Aprovechamientos Hidroeléctricos. Tal potencial ofrece alternativas de generación de energía sostenibles y
económicamente atractivas en prácticamente todo el territorio, especialmente en la región andina. Dentro de
las innumerables ventajas que ofrecen las PCHs para la atención de la demanda eléctrica local se podrían
resaltar:
• Solución energética para zonas no interconectadas del país, e incluso para atender total o parcialmente la
demanda de muchos municipios menores dentro de la zona interconectada.
• La generación distribuida que se puede obtener con la implementación de PCHs, incide favorablemente
en la expansión del sistema de transmisión nacional e incrementa considerablemente la confiabilidad del
servicio en regiones constantemente afectadas por los atentados terroristas al sistema de transmisión
• Las PCHs constituyen alternativas financieramente atractivas que permiten la participación de
inversionistas privados o entidades públicas locales en la expansión del sector.
• Requieren de tiempos de construcción mucho menores, incluso comparables con alternativas de
generación térmica, facilitando la incursión de agentes privados en el servicio de generación eléctrica.
• Adicionalmente, las PCHs representan una fuente de energía renovable, limpia y sostenible. Esta
característica incluso puede significar ingresos para el proyecto a través de la negociación de los
Certificados de Reducción de Emisiones de CO2 contemplados en el Protocolo de Kyoto o acceder a
fondos de financiación a través de los Mecanismo de Desarrollo Limpio.
• La alternativa de generación resulta bastante competitiva en la atención de la demanda en los sectores
industrial y minero e incluso para el suministro de electricidad a poblaciones y municipios.
Con respecto a la herramienta propuesta:
• En la formulación de alternativas de desarrollo, el modelo asiste al usuario en el dimensionamiento,
prediseño y evaluación de costos de varias opciones para cada una de las obras y equipos que conforman
una PCH. Esta asistencia se realiza mediante la recomendación de criterios y valores de diseño obtenidos
de una extensa experiencia en estas actividades. Así mismo el modelo proporciona al usuario la
suficiente flexibilidad para considerar diversos tipos de obras, tratamientos constructivos de soporte y
revestimiento y configuraciones de equipos eléctricos y mecánicos de generación, control, regulación y
transmisión.
• De otro lado, el modelo ofrece un completo análisis de la producción energética de las alternativas
evaluadas mediante la utilización de técnicas de simulación de la operación de la central con base en
caudales promedios diarios de la corriente aprovechada. La evaluación energética realizada en el modelo
contempla la discriminación de la producción de la central a nivel mensual para las diferentes condiciones
hidrológicas. Así mismo se incluye el concepto de confiabilidad en la producción energética mediante la
discriminación entre energía firme y secundaria para cada mes y condición hidrológica
• El modelo desarrollado e implementado en la herramienta de análisis se adapta a las condiciones del
mercado eléctrico nacional mediante la simulación del mismo bajo diferentes condiciones hidrológicas
(Períodos bajo la influencia del fenómeno de El Niño, La Niña o en ausencia de estos); para tres
escenarios de evolución de la demanda y a partir de la simulación de la expansión del sector eléctrico con
la utilización de tres criterios de toma de decisiones para la entrada de un nuevo proyecto al sistema.
Bajo las anteriores consideraciones el modelo ofrece al usuario múltiples escenarios de precios de bolsa
para la valoración de los ingresos por ventas de energía y el cálculo de los principales indicadores
financieros de la inversión.
• Con base en la información de costos de las diferentes obras y equipos y los beneficios asociados a la
venta de energía para las condiciones del mercado, el modelo permite la optimización económica del
esquema de aprovechamiento y del dimensionamiento de las principales obras y equipos, mediante
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algoritmos de programación no lineal, a partir de la maximización de los indicadores financieros y
considerando las diferentes restricciones estructurales y técnicas.
• Por último, el modelo contiene una aplicación para la elaboración completa de los estados financieros de
la inversión y el cálculo de los principales indicadores financieros para apoyar la toma de decisiones. Al
igual que en otras aplicaciones el modelo ofrece la suficiente flexibilidad para que el usuario establezca
las diferentes condiciones de los créditos (plazo, intereses, porcentaje a financiar, períodos de gracia,
entre otros). Así mismo y al igual que en la simulación del mercado eléctrico el modelo contiene la
reglamentación vigente sobre operación, cargos y marco tributario.
7.2
Recomendaciones:
La evaluación de PCH involucra muchos aspectos a considerar con el fin de mejorar el proceso de toma de
decisiones. En este trabajo se trato de involucrar la mayor cantidad de dichos aspectos, sin embargo
persisten varias necesidades que no fueron cubiertas en esta propuesta:
• A partir del uso continuo de la herramienta desarrollada en éste trabajo deberán aparecer diversas
modificaciones para mejorar la formulación del proyecto, el detalle en las especificaciones de las obras y
equipos contemplados y la interacción con el usuario.
• Con algunas modificaciones se podría adaptar la herramienta para la evaluación de alternativas de
recuperación o repotenciación de PCH existentes en el medio y de ésta forma contribuir con la
adecuación de dicho patrimonio.
• El modelo contempla la venta de toda la producción energética de la central en el mercado eléctrico.
Mediante algunas modificaciones se podría considerar la operación aislada de la central para la atención
de demandas locales por fuera del sistema interconectado. En éste caso sería necesario considerar
explícitamente la demanda a ser atendida por la central en el proceso de optimización de la misma. Así
mismo se podría adaptar un modulo para la estimación y proyección del comportamiento de la demanda
atendida por la central.
• Finalmente sería deseable extender las metodologías, criterios, procedimientos y algoritmos desarrollados
en ésta herramienta para la evaluación de otro tipo de tecnologías de generación como podrían ser
Pequeñas Centrales Carboeléctricas, Turbogases, o en aprovechamiento de fuentes renovables no
convencionales de energía como la eólica, la solar, el aprovechamiento de la Biomasa residual o cultivada
y el potencial geotérmico.
8.
REFERENCIAS
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Madrigal R., Angel W. y Restrepo F., 2000. Plataforma en dinámica de sistemas para analizar
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CERPCH, 1999. Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PCH) surgimiento de un nuevo ciclo de
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CIER, 1999a. Oportunidad en el mercado brasileño para Pequeñas Hidroeléctricas.
CIER, 1999b. Un eclipse de las PCHs.
CERPCH, 1999a. Microcentrales hidroeléctricas en zonas rurales.
CERPCH, 1999b. Perspectivas de PCH en el nuevo cuadro institucional del Brasil.
Wallace R.E., Wilkinson T.M., y otros, 1993. Sistema de Base de Datos para evaluar Micro centrales
hidroeléctricas en Sri Lanka. Universdad de Edimburgo, Departamento de Ingeniería Eléctrica,
Reino Unido.
Dyner I., Smith R.A. y Peña G.E., 1995. System Dynamics Modelling for Energy Efficiecy Analysis and
Management. Journal of the operational Res. Society.
Dyner I., 1993. Dinámica de sistemas y simulación continua en el proceso de planificación. Universidad
Nacional, Colciencias.
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Universidad Nacional de Colombia, INTEGRAL, Colciencias, 2002, Micromundos para la inversión en
generación eléctrica en Latinoamérica.
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Smith R., O. Mesa, I. Dyner, P. Jaramillo, G. Poveda y D. Valencia, 2000. Decisiones con Múltiples
Objetivos e Incertidumbre. 2ª edición. Universidad Nacional de Colombia. Facultad de Minas,
Medellín, Colombia.