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Antecedentes

El crecimiento sostenido de la demanda de la energía en el Perú, habido en los ultimos años, hace necesario las inversiones en centrales generadoras que permitan incrementar la oferta energética del país para poder atender adecuadamente la demanda.

Por otro lado, la compocisión de la matriz energética existente esta orientada preponderadamente al uso de centrales termoeléctricas aprovechando el gas y su bajo costo. Sin embargo, al ser el gas un recurso no renovable, es importante mantener un equilibrio en las fuestes de generación a través del uso de recursos renovables, como la generación hidroeléctrica.

Las centrales hidroelecricas aprovechan las grandes caídas de agua para mover grandes turbinas que permiten generar energía. La potencia que se puede obtener depende de la altura de la caída del agua, del caudal y de la densidad de agua turbinada. El agua turbinada no se pierde y generalmente se aprovecha para el riego de tierras con fines agrícolas o simplemente sigue su cause en los rios correspondientes.

Un grupo de inversionistas del país, como del extranjero, desean evaluar la factibilidad de ejecutar un proyecto de generación hidroeléctrica. Para ello cuentan con los estudios técnicos de la central hidroeléctrica San Pablo (en adelante el proyecto) elaborados por una prestigiosa empresa de ingeniería. Sin embargo, para poder tomar la decisión requieren de una evaluación económica y financiera del proyecto, y lo han contratado a usted para dicho propósito.

Aspectos técnicos del proyecto

Para aprovechar de la mejor manera el agua que fluye por los ríos de la zona de influencia del proyecto, se han estimado conveniente realizar obras de represamiento y conducción del agua de manera que se pueda administrar adecuadamente el recurso hídrico. La represa sirve para almacenar el agua en períodos de avenida (lluvia entre diciembre y abril) y poder utilizarla para generar energía en períodos de estiaje (sin lluvia, entre mayo y noviembre). La conducción del agua es a través de túneles y canales que permiten derivar el agua de un río a otro para aumentar el caudal del último en beneficio de una mayor potencia y energía de la central hidroeléctrica.

Adicionalmente a las obras civiles indicadas en el párrafo anterior, el proyecto requiere de obras electromecánicas, tales como las turbinas de la central hidroeléctrica, el patio de la central y las subestaciones de transformación. Finalmente, se requieren inversiones en la línea de transmisión eléctrica para llevar la energía de la central hidroeléctrica al punto de entrega del Sistema Interconectado Nacional. La potencia instalada prevista para el proyecto es de 150 MW, sin embargo la potencia máxima que puede contratar, calculado en base a la persistencia del agua para generación, asciende a 120 MW.

La generación de energía no es constante todo el año. Dependera de la estacionalidad (estiaje o avenida), del vólumen del agua almacenado y que pueda ser descargado. En el anexo 01 se muestra la energía que es probable generar para los próximos 25 años.

 

Inversiones

las inversiones se dividen en los siguiente:

inversiones

La ejecución de las obras esta prevista en 3 años, ylos avances son de 40%, 30% y 30%, en cada año, respectivamente.

 

Costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operar y mantener la central hidroeléctrica, así como los pagos a organismos reguladores, son los siguientes:

  • Costos de operación y mantenimiento                                   1.2 US$ / MWh
  • Gastos Administrativos                                                             1.25 Millones US$ / año
  • Pago a Osinergmin                                                                    1% de los ingresos
  • Pago a COES                                                                               0.35% de los ingresos
  • Canon por uso de agua                                                             0.2375 US$ / MWh
  • Prima anual por seguro de Obras                                            0.35% de la inversiones

La tasa de impuesto a la renta es 30% y la participación de trabajadores es 5%.

 

Demanda

Los clientes demandan anualmente potencia y energía. La potencia contratada (en MW) por los clientes sirve para cubrir la máxima demanda en el año, por ello, generalmente se contrata la potencia en base a una futura demanda máxima. La energía (en MWh) representa el uso en el tiempo de la potencia demanda en cada instante. La energía consumida anualmente se calcula de la siguiente manera:

E = DP x 8760 x FC

Donde:

  E = Energía consumida (MWh)

DP = Demanda máxima de potencia (MW)

FC = Factor de carga

La energía demandada por los clientes se reparte de la siguiente forma:

  • Energía hora punta                      21%
  • Energía en hora fuera de punta    79%

 

Precios de venta de potencia y energía

La potencia y la energía se vende a consumidores en el mercado regulado y no regulado y a otros generadores. Para vender a consumidores del mercado regulado, las tarifas de potencia y energía son fijadas por Osinergmin: En el mercado no regulado la venta es a precio libre, según los contratos que se suscriban entre generadores y clientes libres. La venta o compra de energía entre generadores es al costo marginal de corto plazo que resulte del despacho de energía autorizado por la COES (Cómite de Operación Económica del Sístema).

Las tarifas reguladas actuales son las siguientes:

  • Precio por potencia                                  US$ 60.00 / Kw-año
  • Precio energía hora punta                       US$ 35.00 / MWh
  • Precio energía hora fuera de punta        US$ 25.00 / MWh

Los costos marginales de energía históricos de los últimos años se muestran en el anexo 02. Se estima que para el inicio de operaciones de la central hidroeléctrica, el costo medio de energía será de 56 US$ /MWh.

Las tarifas no reguladas, destinadas a clientes libres, estimadas para el presente año, son las siguientes:

  • Precio por potencia                                  US$ 80.00 / Kw-año
  • Precio energía hora punta                       US$ 70.00 / MWh
  • Precio energía hora fuera de punta        US$ 45.00 / MWh

 

Estrategía comercial

Para fines de no concentrar las obligaciones de venta en un solo tipo de cliente, la empresa desea diversificar las ventas entre clientes regulados, libres y al mercado spot. De acuerdo a las primeras estimaciones, la repartición sería de la siguiente manera:

tipo

En ambos casos, se asume que la demanda de potencia y energía crecen en promedio al 3.5% anual. Anualmente, las ventas son potencia contratada y por energía consumida. No existe obligación de la central hidroeléctrica de vendeer mas potencia que la contratada y en caso la demanda sea mayor, se facturará hasta el límite de la potencia contratada (y la energía asociada a este límite).

Anualmente la central hidroeléctrica genera toda la energía que le permite al recurso hídrico disponible. De haber excedentes respecto a la energía contratada, estos se venden en el mercado spot (otros generadores). De haber déficit para que pueda cumplir con sus contratos, la compra en el mercado spot.

 

Estructura financiera

Las inversiones serán financiadas 65% con deuda y 35% con capital de accionistas. Se espera que el costo de la deuda sea del orden del 9% anual, se pague en 10 años mas el período de gracia durante la construcción, donde sólo se pagarán los intereses. El costo de capital de accionistas deberá ser estimado en base a la información disponible en los grandes mercados internacionales, utilizando la metodología CAPM.

 

Analisís de riesgos

La envergadura del proyecto hace estrictamente necesario que adicionalmente a los riesgos que se pueda contemplar en la tasa de descuento, se realice un analisís de sensibilidad a las principales variables del proyecto. Para ello se deberían identificar las variables sobre las cuales los inversionistas no pueden ejercer control, tal como las que son fijadas por el mercado, y comprobar si la viabilidad del proyecto se mantiene en las situaciones mas conservadoras.

Principalmente se deberá sensibilizar los costos de inversión, la repartición de potencia y energía entre los clientes libres y regulados, precios de venta, entre otros.

 

Otros

Para efectos de las proyecciones económicas, estas deberán ser a flujos corrientes. Para ello, se estima que los precios se ajusten anualmente a una tasa de 3%. Del mismo modo, se asume que los costos operativos sufran el mismo ajuste.

El horizonte de evaluación deberá tomar en cuenta el período de construcción mas 25 años de operación. Se asume que al final de dicho período, la concesión de dicha central termica y los activos pasan a favor del estado.

 

Evaluación

Se pide elaborar el modelo económico y financiero que permita determinar la viabilidad del proyecto, así como los analisís de sensibilidad y escenarios que permitan tomar la mejor decisión de inversión.

 

Solución en excel dinámico

 

Anexos

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