DESARROLLO DE UN MERCADO DE OPCIONES Y FUTUROS …
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica DESARROLLO DE UN MERCADO DE OPCIONES Y FUTUROS EN EL SECTOR ELECTRICO CHILENO EDUARDO POLLAK BAKAL Memoria preparada bajo la supervisión de la Comisión integrada por los profesores: HUGH RUDNICK V. D. W. BRUNO PHILIPPI Y. JULIO GALVEZ B. Quienes recomiendan que sea aceptada para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil de Industrias con mención en Electricidad Santiago de Chile, 1994
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERIADepartamento de Ingeniería Eléctrica
DESARROLLO DE UN MERCADO DEOPCIONES Y FUTUROS EN EL SECTOR ELECTRICO CHILENO
EDUARDO POLLAK BAKAL
Memoria preparada bajo la supervisión de laComisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK V. D. W.
BRUNO PHILIPPI Y.
JULIO GALVEZ B.
Quienes recomiendan que sea aceptada para completarlas exigencias del título de Ingeniero Civil de Industriascon mención en Electricidad
Santiago de Chile, 1994
iii
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, debo agradecer a Don Hugh por aceptar el desafío que le
propuse al plantear el tema de mi memoria, pues requería integrar disciplinas distintas
sobre un tema nuevo. El me ha brindado una gran ayuda, dedicación y orientación al
desarrollo de mi memoria y propuso una comisión multidisciplinaria la que ha sido una
alianza para el desarrollo del trabajo.
La formación multidisciplinaria de la comisión de esta memoria ha sido un
factor clave. Ha contado con tres profesores de primer nivel en distintos ámbitos. Don
Hugh me ha guiado en el sector eléctrico, ayudándome a entender aspectos importantes
de la operación y organización del sector. Don Julio me ha traspasado conceptos
económicos, para la justificación y organización de un mercado de opciones y futuros
para energía eléctrica. Su claridad y profundidad en el tema, no sólo me ha ayudado para
mi trabajo, sino que también, los conceptos que me ha entregado, me han sido útiles para
entender otros problemas del área económica que están relacionados con la vida
cotidiana, conceptos que me serán de gran utilidad en mi vida. Don Bruno ha aportado
comentarios valiosos para futuros desarrollos, los que están ligados al ámbito del sector
eléctrico.
Debo agradecer también a una gran cantidad de profesionales en Pehuenche
y Chilgener, que han brindado toda su cooperación y apoyo en el desarrollo de este
trabajo, dentro de este grupo de profesionales destaca Marcelo Castillo y Juan Carlos
Olmedo.
iv
INDICE GENERAL
pág.
AGRADECIMIENTOS.................................................................................................... iii
INDICE DE TABLAS........................................................................................................x
INDICE DE FIGURAS .................................................................................................... xi
RESUMEN..................................................................................................................... xiii
I. INTRODUCCIÓN....................................................................................................1
II. TEORÍA BÁSICA DE OPCIONES Y FUTUROS...................................................5
2.1 Conceptos Básicos ..............................................................................................5
2.1.1 ¿Qué es una opción?...................................................................................5
2.1.2 ¿Que es un contrato futuro? .......................................................................5
2.1.3 Definiciones básicas ...................................................................................6
2.2 Ventajas de Transar Opciones.............................................................................8
2.3 Factores que Afectan el Precio de una Opción: ..................................................9
2.3.1 Valor del activo implícito (S).....................................................................9
2.3.2 Precio de ejercicio (X)..............................................................................10
2.3.3 Plazo al vencimiento - tiempo (T)............................................................11
2.3.4 Volatilidad del precio del activo (ss2).....................................................11
2.3.5 Tasa libre de riesgo (rf) ............................................................................12
2.4 Mercados de opciones y estrategias básicas de inversión .................................12
2.5 Paridad Opción de Compra y Venta (Put-Call).................................................16
2.6 Límites del Valor de una Opción de Compra....................................................18
2.7 Determinación de la Utilidad o Pérdida de un Futuro.......................................19
2.7.1 Ejemplo de posición cubierta ...................................................................21
v
Pág.
III. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MERCADO CHILENO....................................23
3.1 Descripción General del Mercado.....................................................................23
3.2 Legislación Eléctrica Vigente ...........................................................................28
3.3 Marco Legal ......................................................................................................29
3.3.1 Disposiciones legales ...............................................................................29
3.3.2 Disposiciones reglamentarías ...................................................................29
3.4 Reglamento de Coordinación para Operación en Sistemas Interconectados ....30
3.4.1 Objetivos globales: ...................................................................................30
3.4.2 Marco operacional del CDEC ..................................................................31
3.5 Funcionamiento del CDEC ...............................................................................32
3.6 Sistema Tarifario...............................................................................................33
3.6.1 Costos marginales.....................................................................................34
3.6.2 Precios regulados......................................................................................36
3.6.3 Precios libres ............................................................................................37
3.7 Valorización de las Transferencias de Energía entre Generadores ...................37
3.8 Volatilidad de los Precios .................................................................................38
3.8.1 Volatilidad del costo marginal de energía ................................................38
3.8.2 Volatilidad del precio de nudo .................................................................39
IV. ELECTRICITY FORWARD AGREEMENTS, INGLATERRA ...........................41
4.1 Introducción ......................................................................................................41
4.2 El Pool...............................................................................................................42
4.2.1 Programación irrestringida del Pool y sistema de precio marginal ..........42
4.2.2 Pool Input Price (PIP)...............................................................................43
4.2.3 Pool Output Price (POP) ..........................................................................43
vi
Pág.
4.3 Contratos por Diferencias .................................................................................44
4.3.1 Éxito de los contratos por diferencias ......................................................45
4.3.2 Caps y Floors............................................................................................45
4.3.3 Estructura del EFA ...................................................................................46
4.3.4 Estructura de los contratos .......................................................................46
4.3.5 Ejemplo contrato One Way: .....................................................................47
V. RIESGOS EN EL NEGOCIO ELÉCTRICO EN CHILE........................................49
5.1 Introducción ......................................................................................................49
5.2 Riesgos del Negocio de Generación Eléctrica ..................................................49
5.2.1 Hidrología.................................................................................................51
5.2.2 Riesgo de falla ..........................................................................................53
5.2.3 Demanda de energía eléctrica...................................................................54
5.2.4 Disponibilidad de generación...................................................................55
5.2.5 Precio de combustibles.............................................................................55
5.3 Contratos de Energía Eléctrica:.........................................................................56
5.4 Riesgos en el Negocio de Transmisión Eléctrica..............................................57
5.5 Riesgos en el Negocio de la Distribución .........................................................58
5.6 Riesgos del Consumidor ...................................................................................59
5.7 Riesgo Político ..................................................................................................59
VI. POTENCIALIDADES DE UN MERCADO DE OPCIONES Y FUTUROS PARA
ENERGÍA ELÉCTRICA ........................................................................................61
6.1 Introducción ......................................................................................................61
6.2 Aplicación de Opciones y Futuros en la Industria Eléctrica .............................61
vii
Pág.
6.3 Potencialidades para el Sector Eléctrico de un Mercado de Opciones y Futuros
para Energía Eléctrica........................................................................................63
6.4 Justificación Económica de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía
Eléctrica.............................................................................................................65
VII. MERCADO DE OPCIONES Y FUTUROS PARA ENERGÍA ELÉCTRICA.......68
7.1 Introducción ......................................................................................................68
7.2 Incapacidad de Almacenar Electricidad:...........................................................68
7.3 Contratos a Futuro para la Energía Eléctrica ....................................................69
7.3.1 Comportamiento de los participantes del mercado eléctrico con un
mercado de futuros...................................................................................75
7.4 Contratos One Way y Two Ways de Energía Eléctrica ....................................75
7.4.1 Contrato One Way....................................................................................76
7.4.2 Contrato Two Ways..................................................................................76
7.5 Contratos de Opciones y Futuros para un Mercado de Electricidad .................77
7.5.1 Callable Foward .......................................................................................77
7.5.2 Puttable Foward........................................................................................80
VIII. ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL PARA UN MERCADO DE OPCIONES Y
FUTUROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA...............................................................83
8.1 Introducción: .....................................................................................................83
8.2 Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica ...................................83
8.3 Cámara de Compensación.................................................................................85
8.3.1 Sistemas de márgenes y garantías ............................................................85
8.4 Operadores del Mercado ...................................................................................86
8.5 Productos Potenciales y Principales Participantes ............................................86
Pág.
viii
8.5.1 Contratos de opciones y futuros de costo marginal de energía eléctrica..87
8.5.2 Opción a consumir potencia en un período de tiempo específico ............90
8.5.3 Contrato futuro de energía y potencia entre cliente libre y generador a
precio de nudo..........................................................................................91
8.6 Aspectos Legales...............................................................................................93
IX. SIMULACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO CON UN MERCADO DE
FUTUROS SOBRE COSTO MARGINAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA....95
9.1 Introducción ......................................................................................................95
9.2 Simulación ........................................................................................................95
9.2.1 Esquema de la simulación ........................................................................98
9.2.2 Caso Base de la simulación ......................................................................98
9.2.3 Sensibilidades...........................................................................................99
9.2.4 Resultados y análisis de los casos de la simulación ...............................106
9.3 Introducción de Futuros ..................................................................................106
9.3.1 Ingreso de futuros sobre el Caso Base....................................................108
9.3.2 Introducción de futuros en los casos con sensibilidades ........................110
9.4 Discusión de la Introducción de Futuros en los Distintos Casos ....................112
9.4.1 Efecto de la introducción de futuros en Colbún .....................................113
9.4.2 Efectos de la introducción de futuros en Pehuenche ..............................114
9.4.3 Efectos de la introducción de futuros en Chilgener................................115
X. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS ...........................................117
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................121
ix
Pág.
ANEXOS .......................................................................................................................126
Anexo A: Valorización de Opciones Black y scholes...........................................127
Anexo B: Determinación de precios marginales...................................................135
Anexo C: REsultados de la simulación ................................................................142
Anexo D: Introducción de futuros a las sensibilidades.........................................160
x
INDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 3.1: Potencia Instalada por Empresa en el SIC.......................................................24
Tabla 4.1: Organización de la Semana en el EFA............................................................47
Tabla 4.2: Flujos de Caja de una Operación One Way.....................................................48
Tabla 5.1: Característica de Generación para Años Secos y Húmedos ............................52
Tabla 7.1: Flujos de Caja de Cobertura de Riesgo y Consumo de Energía Eléctrica.......72
Tabla 9.1: Ingreso Caso Base ...........................................................................................99
Tabla 9.2: Resultados de las Empresas para Sensibilidad con Respecto a la Hidrología101
Tabla 9.3: Resultado Sensibilidades con Respecto a Fallas ...........................................102
Tabla 9.4: Resultado Sensibilidad con Respecto a Demanda.........................................104
Tabla 9.5: Resultado Sensibilidades con Respecto a Precios de Combustibles. ............105
Tabla 9.6: Tabla tipo de Análisis de la introducción de Futuros al Caso Base. .............108
Tabla 9.7: Variación Resultado Caso Base usando Futuros. ..........................................109
Tabla 9.8: Utilidad, (Pérdida) por distintas posiciones de Especuladores......................110
Tabla 9.9: Tabla tipo aumento, (disminución) utilidad sensibilidades utilizando futuros.111
Tabla 9.10: Resultado Introducción de Futuros caso 3.1 ...............................................112
xi
INDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 2.1: Valor de Opción de Compra y de Venta. .......................................................10
Figura 2.2: Volatilidad del Precio del Activo...................................................................12
Figura 2.3: Simetría de Valor de Compra y Venta de Opciones de Compra y de Venta .13
Figura 2.4: Flujo de Caja de Compra o Venta de Activos o Bonos. ................................14
Figura 2.5: Representación Gráfico S+P-C=B .................................................................15
Figura 2.6: Límite de Valor de una Opción de Compra ...................................................19
Figura 2.7: Evolución Precios Futuros y Precio Spot.......................................................20
Figura 2.8: Cambio en la Riqueza para Compra o Venta de Futuros ...............................21
Figura 3.1: Participación en el Sector Eléctrico, por Empresa y por Tipo de Generación25
Figura 3.2: Generación Térmica y Generación Hidráulica...............................................26
Figura 3.3: Generación Bruta por Empresa en el SIC. .....................................................27
Figura 3.4: Generación Neta en el SIC y Proyección Año 2000. .....................................27
Figura 3.5: Demanda Máxima Anual y Proyección Año 2000.........................................28
Figura 3.6: Costo Marginal de Generación de Energía en el SIC.....................................39
Figura 3.7: Precio de Nudo de Energía y Potencia. ..........................................................40
Figura 4.1: Volúmenes en MWh Transados en el EFA....................................................42
Figura 4.2: Esquema de un Contrato One Way. ...............................................................48
Figura 5.1: Costo Marginal de Generación y Precio de Nudo..........................................50
Figura 6.1: Ingreso Acotado Mediante Cobertura de Riesgo. ..........................................64
Figura 7.1: Esquema de Tiempo del Ejemplo ..................................................................72
Figura 7.2: Esquema Contrato Callable Foward ..............................................................79
Figura 7.3: Contrato Callable Foward ..............................................................................80
Figura 7.4: Esquema de Contrato Puttable Foward. .........................................................81
Figura 7.5: Contrato Puttable Foward. .............................................................................82
Pág.
xii
Figura 9.1:Resultados de las Empresas para Sensibilidad con Respecto a la Hidrología101
Figura 9.2: Resultado Sensibilidades con Respecto a Fallas..........................................103
Figura 9.3: Resultado Sensibilidades con Respecto a Demanda ....................................104
Figura 9.4: Resultado Sensibilidades con Respecto a Precios de Combustibles............106
Figura 9.5: Ingreso de Colbún con Futuros para el Caso 1.5. ........................................114
Figura 9.6:Variación de Ingresos de Pehuenche con Futuros Caso 2.2 .........................115
Figura 9.7: Variación de Ingresos de Chilgener con Futuros Caso 4.3 .........................116
xiii
RESUMEN
El presente trabajo evalúa las posibilidades de desarrollo de un Mercado de
Opciones y Futuros en el sector eléctrico chileno. Las opciones y futuros corresponden a
instrumentos para administrar el riesgo en actividades comerciales y que como tales,
ofrecen un mayor grado de flexibilidad en la gestión de las empresas eléctricas.
El análisis de estos instrumentos se realiza tomando como base el actual
ordenamiento del sector, determinándose como la aplicación más atractiva desarrollo de
opciones y futuros sobre el costo marginal de energía, utilizado para los traspasos entre
las empresas pertenecientes al CDEC.
En Inglaterra existe un mercado de futuros que funciona con gran éxito, en
un sector eléctrico desregulado como el chileno, y cuyas características son descritas en
el trabajo.
Para analizar la conveniencia de la creación de dicho Mercado de Opciones y
Futuros para Energía Eléctrica en Chile, se presentan argumentos industriales y
económicos. Se desarrolla una simulación numérica en la que se cuantifican y gradúan
los riesgos del sector y como estos pueden variar con el uso de futuros. También se
formulan elementos de una posible organización industrial de dicho mercado.
El trabajo concluye que es beneficioso y factible la creación de un Mercado
de Opciones y Futuros en el sector eléctrico chileno, posibilidad que está sin embargo
condicionada a la participación de los grandes generadores, que aseguraría una adecuada
liquidez del mercado.
Como desarrollos futuros el, trabajo sugiere analizar los temas de:
especuladores puros, riesgos asociados a la expansión, riesgos tecnológicos, y
liberalización creciente de las regulaciones del sector.
1
1. INTRODUCCIÓN
Consumidores y productores de energía eléctrica preferirán tener una mayor
certeza sobre los precios futuros de electricidad. La incertidumbre crea riesgos y la
mayor parte de los individuos son adversos al riesgo. Para el consumidor el riesgo es que
el precio de la electricidad sea más alto que el previsto, mientras que para el productor el
riesgo será que el precio sea inferior al que había esperado. Dado que ambos son
adversos al riesgo, el consumidor y el productor preferirán protegerse sobre variaciones
de precio y estarán dispuestos a pagar un premio por esta protección. En este sentido la
electricidad es igual a cualquier otro activo de la economía. Productores y consumidores
han desarrollado mecanismos para protegerse de variaciones de precio, principalmente a
través de contratos a mediano y largo plazo sobre una diversidad de activos.
Los mercados de opciones y futuros proveen una forma de protección al
riesgo en mercados donde existan bienes del tipo �commodity�, es decir, están bien
estandandarizados o son factibles de estandarizar. La electricidad cumple con dicha
característica por lo que no existe ninguna razón para que este tipo de mercados no
funcione para la energía eléctrica, dando a los participantes la oportunidad de protegerse
del riesgo de variaciones de precio.
La función de los mercados de futuros y opciones es la de traspasar el riesgo
desde personas que no estén dispuestas a enfrentar una fluctuación de precio a otra que si
este dispuesta a asumir dicho riesgo, haciendo este traspaso lo más económico y
eficiente posible.
Las opciones y futuros se han ganado un lugar de estudio y desarrollo en la
ingeniería financiera moderna, es así como aplicaciones de estos instrumentos se pueden
encontrar en la evaluación de proyectos que tienen ingresos futuros inciertos, (Brennan y
Schwartz 1985), como en proyectos cuya principal incertidumbre está relacionada con el
costo de construcción, como el caso de proyectos de centrales nucleares, (Pindyck 1993).
2
La aplicación a la evaluación de proyectos que tienen las opciones y futuros
son amplias y se han desarrollado con gran fuerza en el área de le los recursos naturales.
Este estudio está dirigido a una aplicación más tradicional del uso de estos instrumentos,
como lo es la cobertura de riesgo.
Los mercados de opciones y futuros son interesantes para el sector eléctrico
dado que éste sector enfrenta riesgos diversos, relacionados con la naturaleza como la
hidrología, riesgos de fallas, etc. Ello produce una gran volatilidad en los precios de la
energía. Las empresas eléctricas enfrentan dicha volatilidad a través de sus políticas
comerciales. Independiente de esto, el potencial de los mercados de opciones y futuros
en lo que se refiere a la operación del sistema eléctrico es muy interesante. En el país se
invierten cientos de millones de dólares anuales en nuevas instalaciones eléctricas. En un
país con un producto geográfico bruto que está creciendo a tasas entre un cinco y un siete
por ciento aproximadamente, este sector se constituye en uno de la mayor relevancia
estratégica para el desarrollo y crecimiento del país.
Como referencia a las posibilidades de crear un Mercado de Opciones y
Futuros para Energía Eléctrica, cabe destacar la existencia de un mercado en operación
con características similares en Inglaterra. Este mercado es absolutamente abierto a todas
las empresas que deseen cubrirse del riesgo de variaciones de precio y a especuladores
que puedan aprovechar oportunidades de arbitraje. Este mercado comenzó a operar en
Octubre de 1991; en Noviembre de 1991 se transaron 8.560MWh, cifra que crecío a
706.440MWh en marzo de 1994, con un volumen máximo de 1.647.400MWh en Julio
de 1993 y un volumen acumulado de 10.242.928MWh a Marzo 1994. El éxito de este
mercado en Inglaterra entrega importantes elementos de juicio para analizar las
posibilidades de crear algo similar en Chile. Este gran éxito nos crea la siguiente
pregunta: ¿Será posible repetir este hito en el mercado chileno?.
Cabe destacar también que en el Commodity Mercantile Exchange,
COMMEX, en Nueva York, se están haciendo estudios para crear este mercado en los
Estados Unidos. Su desarrollo está en gran medida ligado a las acciones de
3
desregulación del sector eléctrico en dicho país, las que posiblemente se desarrollaran en
un mediano plazo.
Aunque los mercados de futuros y opciones existen desde hace varios años y
sus bases económicas financieras están muy desarrolladas, su aplicación al sector
eléctrico es nueva y su conocimiento por los profesionales del sector es limitado. Dadas
las características del sector eléctrico chileno, como mercado desregulado y competitivo,
el análisis de la conveniencia de crear un mercado de opciones y futuros cobra singular
relevancia. En este marco este trabajo busca alcanzar diversos objetivos:
· Contribuir a la difusión de los mercados de opciones y futuros en el país entre los
profesionales del sector eléctrico.
· Analizar experiencias internacionales de mercados de opciones y futuros del sector
eléctrico y destacar sus contribuciones a los participantes del sector.
· Evaluar conceptual y numéricamente los niveles de riesgo del sector eléctrico en
Chile y los beneficios potenciales de crear un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica en el país.
· Aportar elementos a una estructura de organización de dicho mercado en el país.
El trabajo no cubre el tema de los especuladores en un mercado de opciones
y futuros, los que deberían ser analizados en trabajos futuros.
La estructura de la memoria es la siguiente: Los capítulos segundo y tercero
entregan las bases para la formulación de un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica en el país. Por una parte el capítulo segundo hace una revisión de la
teoría de opciones y futuros, entregando los conceptos y nomenclatura utilizada. Por otra
parte el capítulo tercero realiza una breve descripción del sector eléctrico chileno,
ilustrando los niveles de volatilidad de los precios de la energía y potencia eléctrica.
Estos dos capítulos pueden ser obviados por el lector especializado.
El capítulo cuarto describe el mercado de futuros de Inglaterra y su estructura
organizativa, de interés para la formulación de un esquema en Chile.
4
El capítulo quinto analiza los riesgos que enfrentan los participantes del
negocio eléctrico, dada su legislación, su esquema regulatorio y los diversos factores de
riesgo que inciden en el abastecimiento y los precios.
El capítulo sexto plantea los ámbitos posibles de aplicación de un Mercado
de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica en el sector eléctrico chileno, justificando
además los beneficios para el sector y la sociedad en su conjunto de completar el
mercado con estos nuevos instrumentos.
El capítulo séptimo realiza una presentación general de la aplicación de
opciones y futuros en el sector eléctrico chileno, para los efectos de su estudio posterior
en el caso concreto del Sistema Interconectado Central.
El capítulo octavo formula los elementos básicos de la organización
industrial requerida para crear en el país un mercado de opciones y futuros.
El capítulo noveno reporta una completa simulación del Sistema
Interconectado Central, ante variaciones de algunos de los factores de riesgo, mediante la
utilización del modelo OMSIC. Evalúa los resultados operacionales de las empresas con
sus estrategias comerciales actuales y la introducción de futuros.
Finalmente se presentan las conclusiones que resumen el trabajo y se
sugieren desarrollos futuros.
El trabajo se centra en los mercados de opciones y futuros en el ámbito de la
operación de los sistemas eléctricos, en el entendido que ya existen dichos mercados en
el escenario financiero. De hecho, las empresas eléctricas utilizan dichos mercados para
protejerse de los riesgos de tasas de interés y de tipo de cambio.
5
2. TEORÍA BÁSICA DE OPCIONES Y FUTUROS
2.1 Conceptos Básicos
2.1.1 ¿Qué es una opción?
Una opción es un contrato a través del cual el emisor, por una cierta cantidad
de dinero llamada Prima, da al comprador el derecho de exigir dentro de un plazo de
tiempo determinado, la adquisición o venta, de un número determinado de activos a un
precio prefijado llamado precio de ejercicio.
Existen dos alternativas en cuanto al tiempo en el cual se puede hacer
ejercicio de la opción. La primera alternativa permite que la opción sea ejercida en
cualquier instante, este tipo de opción recibe el nombre de opción americana. La segunda
alternativa sólo permite ejercer la opción en una fecha determinada, y recibe el nombre
de opción europea.
Comúnmente el activo es una acción de una empresa que se transa en bolsa o
un bien del tipo Commodity.
2.1.2 ¿Que es un contrato futuro?
Un contrato futuro es un contrato por el cual se garantiza la entrega del
activo suscrito en la cantidad, calidad y precio en una fecha especifica, a un precio
especificado en la fecha en que se realiza el contrato. Los contratos a futuros son
ventajosos al dar a los participantes en el mercado la posibilidad de fijar los precios con
anticipación, haciéndose indiferentes a futuras fluctuaciones de precios y reduciendo el
riesgo.
6
2.1.3 Definiciones básicas
Los conceptos más usados en los mercados de opciones y futuros son los
siguientes, (en paréntesis se indican los términos equivalentes utilizados en inglés):
· Activo Suscrito (Underlying Security): El activo en que ha sido contratada la opción
o el futuro, recibe el nombre de Activo Suscrito. Las opciones y los futuros son
activos derivados, pues su valor depende del valor y características del activo
suscrito1.
· Precio de Ejercicio (Strike Price): El precio de ejercicio de una opción es el
especificado para una unidad de activo suscrito al que el propietario de la opción
puede comprar o vender si se ejerciera su derecho contra el vendedor.
· Opción de Compra (Call Option): Es un contrato de opción que otorga a su
propietario el derecho de comprar una cierta cantidad de activos suscritos a un precio
de ejercicio especificado en el contrato, en o hasta la fecha de expiración.
· Opción de Venta (Put Option): Es un contrato de opción que otorga a su propietario
el derecho de vender un determinado número de activos suscritos a un precio de
ejercicio especificado en el contrato, en o hasta la fecha de expiración.
· Prima (Premium): Es el precio del contrato de opción determinado en un mercado
competitivo, con la que el comprador de la opción paga al emisor de la opción los
derechos que tiene el contrato. La prima de una opción de venta se identificara con la
letra C y la de una opción de compra con la letra P.
· Titular (Holder): Es la persona que compró la opción o el futuro, obteniendo el
derecho de efectuar la compra o venta de los activos suscritos a que se refiere la
opción o el futuro.
1 En el sector eléctrico el activo suscrito puede ser energía eléctrica a costo marginal, energía eléctrica a
precio de nudo, etc.
7
· Emisor (Writer): Es la persona que vendió la opción o el futuro, asumiendo con esto
la obligación de liquidar la compra o venta de los activos suscritos a que se refiere el
instrumento.
· Opción Cubierta (Covered Option): Es aquella en que el cedente posee la totalidad
de los activos a que se refiere la opción suscrita.
· Opción al Descubierto (Uncovered Option): Es aquella en que el cedente no posee la
totalidad de los activos suscritos, representados por el contrato de opción.
· Fecha de Expiración (Expiration Date): Es el ultimo día para una opción americana o
el día para una opción europea que el poseedor de la opción puede ejercerla.
· Hedge (Hedge): Estrategia conservadora usada para limitar la pérdida de la inversión
por efectos de transacciones que compensan una posición existente, se conoce
también como cobertura de riesgo o portfolio protegido.
· LEAPS (Long-term Equity Anticipation Security): Se les llama a opciones del tipo
americana a muy largo plazo, con fecha de expiración de hasta tres años2.
· Serie (Series): Se llama serie a todos los contratos de la misma clase, que se transan
sobre el mismo activo suscrito, y tienen iguales fechas de expiración y precio de
ejercicio.
· Intereses Abiertos (Open Interest): Son el número de contratos de opciones o de
futuros vigentes en el mercado para una serie dada.
· Margen de Requerimiento (Margin Requeriment): Es el monto, que un emisor de
opciones o futuros al descubierto, debe depositar para mantener su posición diaria y
anticipar cambios de precios.
· Opción in the Money: Una opción de compra es in the money si el precio del activo
es superior al precio de ejercicio.
2 Los contratos del tipo LEAPS pueden resultar muy interesantes para el sector eléctrico, pues en el plazo
de tres años se pueden inagurar centrales, aumentar o no la demanda de energía más de lo pronosticado o
presentarse un período hidrológico seco.
8
· Opción at the Money: La opción de compra será at the money si el precio de ejercicio
es igual al precio del activo.
· Opción out of the Money: La opción de compra será out of the money cuando el
precio del activo es inferior al precio de ejercicio. Para una opción del tipo put estos
términos se usan al revés, puesto que para las opciones del tipo put el precio aumenta
a medida que el precio del activo disminuye.
· Valor Intrínseco (Intrinsic Value): Es el monto por el cual la opción es in the money.
· Valor del Tiempo (Time Value): Es la porción de la prima que es atribuible al monto
de tiempo remanente hasta la fecha de expiración del contrato de opción. El valor es
generalmente igual a la diferencia entre la prima y el valor intrínseco.
2.2 Ventajas de Transar Opciones
· Flexibilidad: Las opciones son una herramienta de inversión extremadamente versátil,
por tener como característica el resguardar el riesgo. Pueden ser usadas con muchas
combinaciones con otros contratos de opciones y/o otros tipos de instrumentos
financieros para crear una posición protegida o especulativa, dependiendo del tipo de
inversionista.
· Mayores Utilidades: Con una opción se puede fijar el precio para un activo suscrito
para un período de tiempo específico, en el que se puede comprar o vender una
cantidad de activos pagando solamente una prima que es un porcentaje del valor del
activo y no la totalidad que se hubiera tenido que pagar si se hubiera comprado el
activo. Esto quiere decir que con las opciones se puede aumentar el beneficio
potencial sobre los cambios de precio que va registrando un activo. Sin embargo esto
tiene implicaciones negativas en el caso de que las expectativas del contrato de
opción no se cumplan, pues se pierde la prima completa.
· Riesgo Limitado para el Comprador: A diferencia de inversiones en que no se conoce
el limite del riesgo, pues este no podría tener limite, las opciones ofrecen un riesgo
9
limitado a los compradores. Un comprador de opciones lo máximo que puede perder
es el precio de la opción, es decir, el valor de la prima.
2.3 Factores que Afectan el Precio de una Opción:
Se puede resumir en cinco los factores que afectan principalmente el precio
de una opción de compra. Su valor aumenta con un incremento del precio del activo
implícito, So; con el plazo al vencimiento, T; con la variación del valor del activo
implícito, ss; y con la tasa libre de riesgo, rf. Disminuye con un incremento en el precio
de ejercicio, X. Estas relaciones se muestran en la siguiente relación.
C S X T rS f0 0
2= f ( , , , , )s
Las derivadas parciales de la opción de compra con respecto a sus
argumentos son:
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
¶
¶
¶
¶
C
S
C
X
C C
T
C
rS f
0 0 0
2
0 00 0 0 0 0> < > > >, , , , .
Es interesante notar que el precio de la opción de compra no dependerá de la
actitud que tenga el inversionista con respecto al riesgo, ni tampoco de la tasa de retorno
que espera tener el inversionista.
Los cinco factores de mayor importancia que afectan el precio de una opción
se detallan a continuación:
2.3.1 Valor del activo implícito (S)
Un mayor precio del activo implícito producirá un mayor precio en la opción
de compra pues como esta opción asegura un precio de compra a su poseedor, y
viceversa cuando el precio del activo implícito, disminuye. Para las opciones de venta si
aumenta el precio del activo implícito menor será el valor de la opción put, puesto que
10
será menos conveniente ejercer la opción en comparación con vender las opciones a
precio mercado. (figura 2.1).
C
Valor de la Opción de Compra al Expirar
45º
S
-X
S-X
0
P
45º
Valor de la Opción de Venta al Expirar
S
X
X-S
Se Ejerce
0
Se Ejerce
Figura 2.1: Valor de Opción de Compra y de Venta.
2.3.2 Precio de ejercicio (X)
Mientras menor sea el precio de ejercicio para una opción de compra,
existirá un mayor rango en el que puede fluctuar el precio del activo, siendo al mismo
tiempo conveniente ejercer la opción de compra, por lo tanto mientras mayor sea el
precio de ejercicio menor será el precio de la opción de compra. Para las opciones de
venta lo que se hace es vender un derecho a vender una cierta cantidad de activos a un
determinado precio, por lo tanto mientras menor sea el precio de ejercicio menor será el
precio de la opción de venta y viceversa.
11
2.3.3 Plazo al vencimiento - tiempo (T)
Mientras mayor sea el tiempo de expiración de la opción, mayor será el
precio de la opción de venta o de la opción de compra referida a ella. Las opciones
tienen una fecha de expiración, lo que hará que la cantidad de tiempo remanente, hasta
que expiren las opciones, va a tener un impacto importante en el precio de la opción. Los
inversionistas preferirán plazos de expiración más prolongados, pues así existe una
probabilidad mayor de el precio del activo supere el precio de ejercicio. Una opción con
fecha de expiración infinita tendrá el mismo valor que el activo por el cual está suscrito.
Se puede demostrar que mientras mayor sea el plazo entre la fecha de suscripción y la de
expiración, más uniforme tiende a ser la distribución de probabilidades del precio del
activo.
2.3.4 Volatilidad del precio del activo (ss2)
Será más probable que el activo supere el precio de ejercicio si tiene una
mayor volatilidad, pues en ese caso tiene un mayor potencial de oscilación, por lo que el
valor de la opción aumentara con la volatilidad del activo. Esto se ilustra en la figura 2.2.
Con dos opciones de compra que se han emitido sobre dos activos X e Y (el activo Y
tiene una mayor volatilidad). En cada caso el precio actual del activo iguala al precio de
ejercicio, de manera que cada opción tiene una probabilidad de un 50% de acabar sin
valor, en el caso que el precio del activo disminuya, y un 50% de probabilidad de ser una
opción efectiva en el caso de que el precio del activo aumente. La probabilidad de
obtener un buen resultado será superior para la opción sobre el activo Y, porque el precio
del activo de Y es más volátil y por lo tanto tiene un mayor potencial de oscilación.
12
E(S)S
f(S)
Figura 2.2: Volatilidad del Precio del Activo
2.3.5 Tasa libre de riesgo (rf)
Mientras mayor sea la tasa libre de riesgo menor será el valor presente de lo
que se tendrá que pagar por el activo para ejercer la opción de compra, por lo tanto el
precio de dicha opción será mayor. En el caso de las opciones de venta si la tasa libre de
riesgo es mayor, menor será el valor de dicha opción, pues la compra de ella involucra la
recepción de dinero en el futuro a cambio de una determinada cantidad de activos.
2.4 Mercados de opciones y estrategias básicas de inversión
Las estrategias más interesantes de las opciones se logran cuando se
combinan de distintas formas entre si y con otros instrumentos. Estas estrategias se
diferencian en riesgo, rentabilidad, sofisticación, objetivos del inversionista y los plazos.
El valor de la opción está relacionado con el valor del activo, sin embargo,
esta relación no es necesariamente lineal. En la figura 2.3 se muestra el cambio de la
riqueza en el eje vertical, DW, y el cambio del precio del activo en el eje horizontal, DS.
13
DW
DS
45º
Comprar una
Opción Call +C
Vender una
Opción Call -C
DW
DS
45º
Comprar una
Opción Put +P
Vender una
Opción Put -P
Cer Tf
X Y
L
N
M
O
Z
Per Tf
-Cer Tf
-Per Tf
Figura 2.3: Simetría de Valor de Compra y Venta de Opciones de Compra y de Venta
Todos los contratos financieros pueden realizarse con diversas
combinaciones de solo cuatro bloques básicos: Activos, A, Bonos Libres de Riesgo, B,
Opciones de Compra, C, y Opciones de Venta, P. Para simplificar las explicaciones se
asumirá que las opciones de compra y de venta son europeas, tienen la misma fecha de
expiración y están suscritas sobre el mismo activo.
Cuando se vende una opción de compra se recibe el precio de la opción. Si
es que el precio del activo se mantiene igual o cae, la opción madurara sin expirar y se
tendrá una utilidad igual al valor futuro del valor de precio de venta, es decir, CerfT. Si
en cambio el precio del activo aumenta, se perderá, la misma cantidad de dinero que
aumenta. Comprar una opción de compra es exactamente lo contrario de vender una y es
por eso que la línea de compra es un reflejo de la línea de venta, (figura 2.3).
Si se vende una opción de venta, se recibe +P, pero si el precio del activo
disminuye por debajo del precio de ejercicio, se pierde esa misma cantidad; si se compra
una opción de venta es justo lo contrario.
Los flujos para bonos y activos tanto en posiciones cortas como largas se
ilustran en la figura 2.4.
14
Figura 2.4:Flujo de Caja de Compra o Venta de Activos o Bonos.
Si se compran directamente activos, se ganara una cantidad igual a la
cantidad que aumente el precio del activo; si se vende los activos se perderá una cantidad
igual a la cantidad que disminuya de valor el activo. Si se compra un bono, se podrá
liquidar siempre a su valor nominal, dado que como es libre de riesgo siempre entregará
el mismo retorno, independiente del escenario.
Estos cuatro elementos financieros pueden ser combinados de varias formas
siguiendo la siguiente relación:
S P B C+ = +
Esto significa que es equivalente comprar una unidad de activo y una opción
suscrita sobre ese activo que comprar un bono libre de riesgo y una opción call.
Alternativamente esto es equivalente a tener un portfolio formado por una posición larga
de activos y de opciones put y una posición al corta de opciones call que tener un bono
libre de riesgo, esto se observa arreglando la ecuación anterior.
S P C B+ - =
45º
Comprar un Bono, +B
Vender un Bono, -B--Be
r Tf
DW
DW
DSDS
Compra de un Activo,
Venta de un Activo,
Ber Tf
15
Esto se ilustra en la figura 2.5, combinando las líneas de cambios de riqueza
cuando hay cambios en el precio del activo, (las líneas básicas son mismas que se
ilustraron en los gráficos anteriores). Se suman verticalmente los cambios de la riqueza,
DW, de los distintos instrumentos. Nótese que no hay riesgo si el precio del activo
disminuye, pues la compra de la opción de venta recompensara por lo que pudiera
disminuir el precio del activo, es decir, la opción de venta asegura ante caídas del precio
del activo. Si también se vende la opción de compra, toda variación positiva en el
cambio del precio del activo queda eliminada, por lo que el portfolio queda sin ninguna
variación posible, lo que lo convierte en un portfolio libre de riesgo.
DW
DS
S+P-C=B
S+PPosición Larga
Activo, S
Vender Opción
Call, -C
Comprar Opción
Put, +P
Figura 2.5: Representación Gráfico S+P-C=B
16
Existen muchos otros tipos de combinaciones posibles, las más comunes son
las siguientes:
· Spread: Es una combinación de una opción de venta con otra de compra con el
precio de ejercicio de la opción venta algo inferior al de la opción de compra.
· Straddle: Es una combinación de una opción de venta y otra de compra con precios
de ejercicio y fecha de maduración idénticas para las dos opciones.
· Straps y Strips: Combinación de dos opciones de compra y una de venta y de dos
venta y una de compra respectivamente.
2.5 Paridad Opción de Compra y Venta (Put-Call)
En el año 1969 Stoll demostró que para las opciones europeas existe una
relación fija entre el precio de mercado de las opciones de compra y de venta, escritas
sobre el mismo activo, fecha de expiración y precio ejercido.
Supóngase que se tiene un portfolio en el que se compra una unidad de
activo y una opción de compra y se vende, (suscribe), una opción de compra, ambas
opciones lógicamente sobre el mismo activo antes comprado. Ambas opciones tienen la
misma fecha de expiración, T, y el mismo precio de ejercicio, X. En la fecha de
expiración habrán dos estados posibles para el precio del activo: el precio del activo es
menor al precio de ejercicio S<X o el precio del activo es mayor o igual al precio de
ejercicio S³X. Los rendimientos de ambos portfolios se presentan a continuación.
Si S<X1.- Se mantiene el activo S2.- La opción de compra no tiene valor 03.- La opción de venta si tiene valor X-S4.- Ganancia Neta es: X
17
Si S³X1.- Se mantiene el activo S2.- La opción de compra si tiene valor -(S-X)3.- La opción de venta no tiene valor 04.- Ganancia Neta es: X
Es interesante notar que, independiente del estado a la fecha de expiración, el
portfolio valdrá lo mismo, por lo tanto la ganancia es libre de riesgo; en consecuencia se
debe descontarla a la tasa libre de riesgo.
Por lo tanto se tiene lo siguiente:
S P CX
rf
0 0 0 1+ - =
+
Donde:
S0 : Precio actual del activoP0 : Precio actual de la opción de ventaC0 : Precio actual de la opción de comprarf : Tasa libre de Riesgo
Si se reordena la ecuación se obtiene:
C Pr S X
rf
f
0 0
01
1- =
+ -
+
Si el precio de ejercicio, X, es igual a el precio del activo, S, y la cartera es
tal que la se puede descontar a una tasa libre de riesgo, se tiene:
- =+
>
Lo que nos dice que la opción de compra va a tener un mayor valor presente
que la opción de venta. Una formula equivalente para esta paridad es la siguiente:
- = --
18
Esta relación de paridad es muy útil para la evaluación de opciones europeas,
pues si se conoce el valor de la opción de compra, la relación anterior entrega el valor de
la correspondiente opción de venta.
2.6 Límites del Valor de una Opción de Compra
El objetivo ahora será determinar los límites para los precios de la opción. Se
usará la convención que las opciones de compra europeas, serán abreviadas por la letra c,
(minúscula), y las calls americanas, serán representadas por la letra C.
La recompensa o premio para una opción de compra en su fecha de
expiración es el máximo entre cero, si el precio del activo es menor que el precio de
ejercicio, o la diferencia entre el valor del activo y el precio de ejercicio, si el precio del
activo excede al precio de ejercicio, es decir:
C c MAX S X³ = - ³0 0,
La ecuación anterior nos muestra que el precio de la opción de compra no
puede ser menor que (S-X). Claramente el precio de la opción de compra no puede ser
negativo y como la opción del tipo americano, C, puede ser ejercida en cualquier instante
antes de su madurez, su valor será mayor o igual que el valor de la opción del tipo
europea, c.
Si se descuenta el valor del precio de ejercicio, X, a la tasa libre de riesgo y
en una cantidad de tiempo, T, llegamos a la curva de la figura 2.6 que se acerca más a la
realidad del valor del precio de la opción.
C c MAX S Xe r Tf³ = ---0,
Adicionalmente, el precio de la opción no puede exceder el precio del activo,
pues en ese caso sería conveniente comprar directamente el activo; esto nos dá el límite
superior.
C S£
En la figura 2.6 aprecian los límites para el precio de una opción de compra.
19
Valor de la
Opción de Compra
Precio de
Ejercicio
Límite superior
el valor de la Opción
de Compra es
Igual al Precio
del Activo
Precio del Activo
Límite inferior:
el precio de la opción es
igual al pago que se
reciviria si fuese ejercida
inmediatamente
Valor de la
Opción de
Compra
C<S
C>S-X
C
S
S=X
Figura 2.6: Límite de Valor de una Opción de Compra
2.7 Determinación de la Utilidad o Pérdida de un Futuro
La utilidad o pérdida adicional que puede producir un futuro estará
relacionada, si es un contrato de compra o venta, con el precio al que se ha suscrito el
futuro y con el precio del activo que sobre el cual se ha suscribido el futuro el día de
vencimiento, precio spot S*.
La función principal de los futuros es la de fijar un precio para una fecha
determinada, eliminando la incertidumbre.
En la figura 2.7 se ilustran dos posibilidades, que el precio futuro sea mayor
al precio spot o que el precio futuro sea menor que el precio spot. El precio spot de un
activo se puede definir como el precio de un futuro, sobre el mismo activo, un instante
antes de vencer. En general se puede suponer que el precio spot se comporta en forma
aleatoria.
Quien compro un contrato a futuro se vera beneficiado cuando al expirar el
contrato, el precio spot del activo es mayor que el precio al cual se fijo en el contrato. En
20
el caso de una venta de un contrato a futuro, se vera beneficiado cuando al expirar el
contrato, el precio spot del activo es menor al precio al cual se fijo en el contrato.
t
$
t*
Precio Futuro<Pspot
Precio Spot
Precio Futuroa>Pspot
S*
Figura 2.7: Evolución Precios Futuros y Precio Spot.
El resultado de comprar un futuro será igual a la diferencia del valor al que
se suscribe el futuro, P, con el precio spot al instante de vencimiento, S*. Existirá una
utilidad si S* es mayor que P. El resultado del ejercicio de vender un futuro será la
diferencia entre el precio spot al instante de vencimiento, con el valor al que se suscribe
el futuro. Existirá una utilidad si S* es menor que P. El cambio en la riqueza DW de
compras o ventas de futuros se puede apreciar en la figura 2.8.
21
Compra de Fututo
Precio Spot
DW
Venta de Fututo
Precio Spot
DW
FºFº
Figura 2.8: Cambio en la Riqueza para Compra o Venta de Futuros
2.7.1 Ejemplo de posición cubierta
Supóngase una empresa que sabe que va a vender 1000KWh de energía
eléctrica en un mes determinado, se supondrá en este ejemplo que el activo suscrito es
energía eléctrica, aunque podría haber sido cualquier otro activo de la economía. Esta
empresa enfrenta el riesgo de se produzca una caída en el precio de la energía, por lo que
vende a futuro por un total de 1000KWh, a un precio P con ejercicio en dicho mes.
Cuando vence el futuro, el precio del KWh es de S*$/KWh, (S* es una
variable aleatoria), por lo que la empresa realiza la venta de energía y recibe $1000S*.
También debe liquidar su contrato a futuro, con el que obtiene un flujo de caja de
1000(P-S*). Cuando se suman los dos flujos de caja, se obtiene un ingreso neto de
1000F.
Este ingreso no tiene ninguna componente aleatoria, por lo que es libre de
riesgo. La diferencia que existe entre S* y F es el premio al riesgo, y es lo que deja de
percibir el vendedor del futuro para evitar el riesgo y es la utilidad que logra el
comprador por el hecho de asumir ese riesgo. Ocurre exactamente lo mismo cuando se
trata de una compra de futuros, en este caso el premio al riesgo es F menos S*.
22
Cuando se habla de cobertura de riesgo, no se debería hablar de pérdidas que
producen los futuros. Se debe hablar de que se ha pagado un premio al riesgo. El menor
resultado, al compararlo ex post con el resultado sin futuros o opciones, se debería
también comparar con situaciones de riesgo que asumen las empresas con o sin
cobertura.
23
3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MERCADO CHILENO
3.1 Descripción General del Mercado
En el proceso que permite abastecer de energía eléctrica a los centros de
consumos se distinguen tres actividades: generación o producción, transmisión o
transporte y distribución. Los sistemas eléctricos requieren efectuar estas actividades
simultáneamente, asegurando el necesario ajuste instantáneo entre producción y
consumo, ya que con las actuales tecnologías es imposible almacenar electricidad como
tal en grandes cantidades.
Las actividades eléctricas en Chile son efectuadas principalmente por
empresas de servicio público, entendiendo por tales aquellas cuyo giro principal es la
producción, transporte o distribución de electricidad destinada a ser comercializada, ya
sea mediante la venta a otras empresas eléctricas de servicio público, o bien a usuarios
finales. No obstante existe un nivel importante de generación producida por empresas
industriales o mineras, autoproductores, que se abastecen parcial o totalmente de
electricidad. También existen cooperativas eléctricas cuya finalidad es distribuir
electricidad a sus socios, principalmente en las zonas rurales.
La legislación eléctrica no impide la integración vertical de las actividades de
generación, transmisión y distribución, las que son ejercidas por empresas eléctricas
distintas de aquellas que efectúan la actividad de distribución. A excepción de dos
empresas que operan en el extremo sur del país, que presentan integración vertical, en el
resto del país las actividades generación transmisión son realizadas por empresas
distintas que aquellas que efectúan la distribución.
El sistema interconectado eléctrico más importante que existe en el país es el
Sistema Interconectado Central, (SIC), los otros sistemas son el Sistema Interconectado
del Norte Grande, (SING) y los sistemas de Aysén y de Punta Arenas.
Los antecedentes de las principales empresas generadoras del SIC son:
24
Tabla 3.1: Potencia Instalada por Empresa en el SIC.
POTENCIAS EN MWTermoeléctrica Hidroeléctrica Totales
CHILGENER 511.5 245.0 765.5COLBÚN S.A.3 0.0 538.6 538.6ENDESA 252.7 1602.7 1855.4PEHUENCHE S.A. 0.0 585.0 585.0Otras4 0.0 148.0 148.0
Subtotales 837.1 2987.7 3824.8Estimación AporteAutoproductores5 0.0 6.5 6.5
Totales 764.2 3125.8 3890.0
En cuanto a capacidad instalada, la empresa generadora más grande del país
es ENDESA, que junto con su empresa filial Pehuenche poseen el 63% de la capacidad
instalada del SIC; las sigue en importancia Chilgener con un 20 % y Colbún con 13%.
En cuanto al tipo de generación, dadas las características y ventajas hidrológicas del país,
el tipo de generación es fundamentalmente hidroeléctrica con un 78% y un 22%
termoeléctrico. En la figura 3.1 se aprecia la participación por empresa en el sector de
generación y por característica de generación en el SIC.
3 Incluye Colbún, Machicura y Pullinque.
4Incluye Pullinque, Pilmaiquén, Guardia Vieja, Florida, Carbomet, Sauce Andes y Aconcagua.
5La potencia aportada por los autoproductores se estimó suponiendo una entrega de energía promedio de
ocho horas.
25
Participación Sector Generación
CHILGENER
20%
COLBUN S.A.
13%ENDESA
50%
PEHUENCHE S.A.
13%
Otras
4%
Por Tipo de Generación
Termoeléctrico
22%
Hidroeléctrico
78%
Figura 3.1: Participación en el Sector Eléctrico, por Empresa y por Tipo de Generación.
Los aportes de energía en el SIC dependen de las características
pluviométricas del año. En años húmedos, cuando el recurso hídrico es abundante, la
generación hidráulica puede alcanzar a un 97.2% como en el año 1992, pero en un año
seco. La generación térmica puede llegar a un 40%, como ocurrió el año 1990. la
participación en el tiempo según tipo de generación se puede apreciar en la figura 3.2.
El aporte energético de las empresas generadoras también depende de la
pluviometría, siendo el aporte de Chilgener el más sensible al tipo de año; la mayor parte
de su potencia instalada es en centrales térmicas, con un total de 511.5MW en centrales
térmicas y 245MW en centrales hidroeléctricas. La figura 3.3 muestra la evolución de la
generación de Chilgener y de las otras empresas del SIC.
26
Generación Mensual por Tipo de Aporte (GWh)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
G.Térmica G.Hidráulica
GWh
Figura 3.2: Generación Térmica y Generación Hidráulica
Se aprecia un fuerte crecimiento de la demanda de energía eléctrica, del
orden del 6% anual. Como consecuencia en un plazo de doce años se deberían duplicar
las instalaciones eléctricas para poder suplir la demanda de energía, (figura 3.4). Con
esta proyección debería entrar a operar el equivalente a tres centrales Pehuenche en el
período 1992-2000 para poder suplir las necesidades de energía.
En lo que se refiere a potencia instalada, también si se considera que
aumenta a una tasa anual del 6%, para el año 2000 se va a requerir de aproximadamente
una potencia en punta de 4200MW aproximadamente, (figura 3.5)
27
Generación Bruta por Empresa (GWh)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Chilgener Colbún Endesa Pehuenche Otros
GWh
Figura 3.3: Generación Bruta por Empresa en el SIC.
Generación Neta SIC, proyección año 2000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000
26000
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
GWh
Figura 3.4: Generación Neta en el SIC y Proyección Año 2000.
28
Demanda Máxima Anual
1500
2000
2500
3000
3500
4000
45001985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
[MW]
Figura 3.5: Demanda Máxima Anual y Proyección Año 2000.
3.2 Legislación Eléctrica Vigente
Para el desarrollo del sector eléctrico del país ha sido clave la legislación
eléctrica, pues ésta ha establecido un conjunto de reglas claras, que constituyen un marco
adecuado para el funcionamiento autónomo de las empresas eléctricas, otorgando a la
autoridad los instrumentos de control necesarios para permitir así la operación racional
del sector.
Una ley clara en el sector es fundamental, pues las inversiones del sector son
de un tamaño importante dentro de la economía nacional. Una seguridad del servicio es
primordial para el orden y funcionamiento del país y un costo representativo, ni
subvencionado ni aumentado, es fundamental, especialmente en el área minero e
industrial donde la energía eléctrica es un insumo importante.
Por estas razones es conveniente describir la legislación vigente en materia
eléctrica para lograr de esta forma entender mejor el entorno en que se desarrolla este
29
trabajo y poder ajustar los planteamientos sobre un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica a la legalidad, formular posibles mejoras o innovaciones a la ley.
3.3 Marco Legal
3.3.1 Disposiciones legales
El sector eléctrico está regulado por la Ley general de Servicios Eléctricos,
cuyo texto está contenido en el D.F.L. Nº1, de Minería, de 1982, publicado en el Diario
Oficial el 13 de Septiembre de 1982. Posteriormente esta Ley ha sido modificada en
parte de su articulado por leyes dictadas en los años 1986, 1988 y 1990.
La aplicación de la Ley Eléctrica corresponde al Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, por conducto de la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles. Este organismo se rige por las disposiciones contenidas en la Ley Nº
18410, publicadas en el Diario Oficial el 22 de Mayo de 1958.
3.3.2 Disposiciones reglamentarías
La legislación eléctrica está apoyada por un conjunto de reglamentos que
detallan materias específicas. Ellos son los siguientes:
· Reglamento de coordinación de la operación de sistemas eléctricos interconectados,
(Decreto Supremo Nº6 de 1985, del Ministerio de Minería, publicado en el Diario
Oficial del 28 de Febrero de 1985).
· Reglamento de Sanciones y Multas, (Decreto Supremo Nº92 de 1984, del Ministerio
de Economía, publicado en el Diario Oficial del 28 de Febrero de 1984).
· Reglamento de Instaladores Eléctricos, (Decreto Supremo Nº92, de 1983, del
ministerio de Economía publicado en el Diario Oficial del 30 de Junio de 1983).
· Reglamento de Explotación, (Decreto Supremo Nº3386 de 1935, del Ministerio del
Interior).
30
· Reglamento de Concesiones, (Decreto Supremo Nº385, de 1934 del Ministerio del
Interior).
· Reglamento de Instalaciones Eléctricas, (Decreto Supremo Nº1288, de 1971, del
Ministerio del Interior).
3.4 Reglamento de Coordinación para Operación en Sistemas
Interconectados
El reglamento de coordinación de 1985 crea los Centros de Despacho
Económico de Carga, (CDEC), elemento fundamental para la operación coordinada del
sector.
3.4.1 Objetivos globales:
Los objetivos básicos considerados para crear el CDEC fueron permitir el
acceso de cualquier generador y compatibilizar la existencia de un ambiente competitivo
a nivel de producción, con una operación segura y económica del sistema.
Esto exige:
· Resguardar las condiciones de seguridad de operación del sistema eléctrico.
· Operar el sistema eléctrico a mínimo costo, esto es importante para:
i. Preservar la eficiencia global del sector.
ii. Mantener la coherencia con el esquema tarifario basado en los costos
marginales de operación de un sistema eléctrico óptimamente dimensionado y
operado.
iii. Garantizar que la coexistencia de diversas empresas generadoras no impida que
la generación eléctrica pueda efectuarse al mínimo costo que prevalecería si
existiera un solo generador operando.
· Crear condiciones de mercado para la comercialización de energía eléctrica por
parte de las empresas generadoras, sin discriminar entre ellas y facilitando el acceso
al sistema de transmisión.
31
Los criterios básicos que definen al CDEC son neutros desde el punto de
vista de la propiedad y del número de empresas generadoras, pudiendo ser éstas
privadas, estatales o mixtas.
El marco legal básico bajo el cual opera el CDEC aparece definido en la Ley
Eléctrica. En ésta se establece la operación coordinada de las instalaciones eléctricas que
operen interconectados entre si, coordinación que pretende alcanzar los tres objetivos
señalados más arriba. Esta coordinación debe efectuarse de acuerdo con las normas que
establece el reglamento de 1985.
La ley establece por otra parte que las transferencias de energía entre
empresas generadoras que operen en sincronismo en un sistema eléctrico, y que resulten
de las normas de coordinación, serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales de
corto plazo del sistema eléctrico. Estos costos deben ser calculados por el organismo de
coordinación de la operación o CDEC.
3.4.2 Marco operacional del CDEC
El CDEC consiste básicamente en un conjunto de normas a las cuales deben
ceñirse las empresas generadoras que suministran energía a un sistema interconectado.
Estas normas establecen:
· Criterio de operación del sistema interconectado.
· Criterio para valorizar las transferencias de energía entre empresas generadoras.
· Criterio para valorizar las transferencias de potencia entre empresas generadoras y
para valorizar las reservas que proporcionen seguridad al sistema.
· Coordinación de la mantención de las unidades generadoras.
El CDEC ha sido concebido sobre la base de las siguientes premisas:
· Se ocupa exclusivamente de la operación del sistema existente, sin preocuparse de la
planificación de las obras de generación-transmisión, pero considerando el programa
vigente de incorporación de centrales para fines de planificar la operación.
32
· Conducir la operación del sistema considerando sólo la actividad de generación de
cada empresa, con independencia de las condiciones en que la energía es
comercializada por cada entidad. En este sentido, el CDEC no toma en cuenta los
precios establecidos en contratos entre generadores y clientes terminales.
· Integrar a los generadores al CDEC, bajo alguna de las siguiente modalidades:
» Directamente como Socio.
» Estableciendo un contrato de venta de Potencia y Energía con otro generador
integrado al CDEC. En este caso el CDEC considera al conjunto como una sola
unidad generadora y opera las unidades con prescindencia de las condiciones
comerciales contractuales establecidas entre las partes.
· El CDEC realiza la planificación tanto a mediano como a corto plazo de la
operación del sistema, pero no la explotación en tiempo real. Adicionalmente el
CDEC controla los resultados de operación y contabiliza y valoriza periódicamente
las transferencias de energía y potencia entre generadores, así como los pagos de
éstos al o los propietarios del sistema de transmisión.
· El CDEC considera como primera prioridad la seguridad del servicio y en segunda
prioridad la minimización del costo global de operación.
3.5 Funcionamiento del CDEC
Cada empresa generadora integrante del CDEC debe estar en condiciones de
satisfacer en cada año su demanda de energía en condiciones de hidrología seca, en sus
centrales hidroeléctricas, y considerando su disponibilidad promedio en sus centrales
térmicas, si las tuviera. Con este objeto cada empresa debe entregar al CDEC un balance
de Potencia y Energía Firme, que demuestre que está en condiciones de asegurar las
demandas de sus clientes, con los criterios de seguridad exigidos en el Decreto Nº6/85.
La demanda de energía a considerar corresponde a la suma de todos los
suministros previstos de energía, ya sea para clientes propios o para otros integrantes del
CDEC y las pérdidas de transmisión correspondientes.
33
La transferencia de potencia de punta entre una empresa integrante del
CDEC y el resto es igual a la diferencia entre su demanda de potencia de punta y su
potencia firme. Por demanda máxima de punta se entiende la máxima demanda media
horaria bruta comprometida con sus clientes en las horas de punta del sistema.
Por potencia firme de una empresa integrante se entiende la suma de las
potencias firmes de sus unidades. La potencia firme de una unidad se calcula mediante
un procedimiento que está contenido en el Reglamento de Coordinación de la Operación
de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte. Este representa el aporte de potencia
que pueden entregar las centrales generadoras con un alto nivel de seguridad, entre un 95
y 98% de seguridad.
Con los balances anuales de Potencia y Energía Firme, se determina para la
potencia y la energía, los eventuales déficits de las empresas generadoras respecto de sus
contratos de suministro, los cuales dan origen a transferencias de Potencia y Energía
Firme, entre los productores con superávit y los deficitarios. Las transferencias de
Energía Firme se comprometen a través de contratos cuyas cláusulas de precio son
materia de negociación directa entre las empresas contratantes, ya que no está sometidas
a regulación de precio. Respecto a la transferencias de Potencia Firme, están resultan de
los balances y se efectúan al precio de potencia fijada semestralmente por la autoridad.
3.6 Sistema Tarifario
La política de precios en electricidad tiene como objetivo central reflejar en
ello los costos reales de producir, transmitir y distribuir eficientemente los suministros
eléctricos. Para la aplicación de esta política se debe distinguir primero la existencia de
monopolios naturales en el caso de la distribución, en la cual se establecen precios
regulados para aquellas áreas en donde no es posible crear competencia.
A continuación se describe brevemente las principales características del
esquema tarifario.
34
3.6.1 Costos marginales
El sistema de tarificación desarrollado en Chile se basa en la determinación
de los costos marginales de suministro de energía y potencia, calculados para un
programa óptimo de expansión del sistema eléctrico.
Los precios basados en costos marginales son eficientes desde un punto de
vista económico y permiten a las empresas generadoras tomar decentralizadamente
decisiones de operación que tienden a un óptimo global.
El procedimiento para el cálculo de los costos marginales es en términos
generales el siguiente:
1. Se determina el programa óptimo de expansión del sistema eléctrico.
2. Se efectúa un estudio de operación global del sistema que minimice los costos de
operación.
3. Se calculan los costos marginales de corto plazo de energía correspondiente a la
operación óptima del sistema.
En el Anexo B, se reproduce una demostración matemática de como la
tarificación a costo marginal maximiza el bienestar social.
3.6.1.1 Determinación de los costos marginales de energía
El criterio de optimización que aplica el CDEC para operar el sistema
consiste en minimizar el costo global actualizado de operación y falla, preservando la
seguridad de servicio del sistema eléctrico. La existencia de un embalse de regulación
interanual de la importancia del Lago Laja obliga a estudiar la operación con horizontes
de al menos dos años de operación a futuro. Su importancia obedece a que el costo
marginal del sistema en operación es función principalmente del volumen de agua
almacenada en el embalse, como consecuencia de su carácter de regulación interanual
35
que le permite almacenar agua a futuro. Por esta razón se le puede asignar un valor a su
agua embalsada en función de la energía térmica que pueda desplazar a futuro.
Sin embargo en la actualidad también se modela la regulación de otros
embalses de menor tamaño, debido a la consideración de etapas de duración semanal en
los modelos de operación. A estos embalses también se les asocia un valor a su agua y
por lo tanto también son considerados en el proceso de optimización de la operación del
sistema.
Los costos marginales de energía estarán afectados además por los precios de
los combustibles, (petróleo, carbón y gas), demandas, tipo de cambio, etc. En
consecuencia se programará con estos parámetros, aceptados por todos los participantes,
las unidades cuyo costo de operación sea menor o igual al costo de operación del
sistema.
En este punto es donde la pluviometría se constituye en factor muy
importante. Dada su aleatoriedad puede hacer variar los costos marginales
sustancialmente, pues la altura de los embalses es proporcional a la cantidad de lluvia
caída.
3.6.1.2 Costos marginales de suministro de potencia
La legislación asume que el costo marginal de la potencia de punta puede
estimarse sobre la base del costo de desarrollo de las unidades que operan en la punta de
la curva del sistema. Estas unidades son las centrales hidroeléctricas de embalse o las
turbinas a gas, los costos de desarrollo de ampliación de las primeras son en general
parecidos al costo de instalación de las segundas. Para el sistema tarifario en aplicación
se asimiló el costo de desarrollo de potencia de punta al costo de instalación de turbinas
a gas de 50MW.
Dado la concepción marginalista del sistema, las demandas de potencia no
coincidentes con la punta del sistema no quedan afectas al pago de potencia.
36
3.6.2 Precios regulados
Dada la separación que existe entre las actividades de generación-
transmisión y distribución, la regulación de precios a nivel de clientes de empresas
distribuidoras se efectúa en dos etapas: precios generación-transmisión, denominadas
precio de nudo y precios de distribución, valor agregado de distribución. Así el precio a
público resulta de la suma de los dos precios indicados.
3.6.2.1 Precios de nudo
Estos precios son aplicables a los suministros que efectúan las empresas
generadoras a las concesionarias de distribución. Se establecen iguales a los costos
marginales de largo plazo de satisfacer las demandas de potencia de punta y energía, en
cada uno de los puntos o nudos de entrega a redes de distribución.
El precio de nudo de la energía corresponde a un promedio ponderado de los
costos marginales de operación futuros esperados. Los costos marginales se calculan
para el sistema eléctrico de generación y transmisión adaptado a la demanda. Por otra
parte el precio de nudo de potencia corresponde a la inversión marginal óptima necesaria
para abastecer la punta de demanda del sistema, suponiendo que el generador marginal
destinado a abastecer dicha punta provee potencia sin generar energía (sólo interesa el
costo de inversión de este generador ficticio). Para establecer el precio de nudo de la
potencia de punta, se utiliza como referencia el costo unitario de instalación de turbinas a
gas.
La introducción del precio de nudo buscar hacer las tarifas más estables para
los clientes finales. La CNE determina cada seis meses un precio de energía igual al
promedio de los costos marginales trimestrales esperados durante los siguientes 48
meses. Dentro del período de seis meses de vigencia de la tarifa en el SIC se aplican
cláusulas automáticas de indexación en función del nivel del Lago Laja, del precio del
carbón y de la tasa de cambio.
37
3.6.3 Precios libres
Para los suministros a grandes clientes, entendiendo por tales aquellos cuya
potencia instalada es superior a los 2000KW, los precios de electricidad y las demás
condiciones de suministro son libremente convenidos entre los clientes y las empresas
eléctricas. Normalmente, estos suministros los efectúan directamente las empresas
generadoras en alta tensión. Cabe destacar que actualmente el 40% de la energía de
servicio público del SIC se suministra a precio libre.
Los precios libres constituyen una referencia para la fijación de precios de
nudo. La ley eléctrica señala que los precios de nudo que fije la autoridad no pueden
diferir en más de un 10% de los precios libres.
3.7 Valorización de las Transferencias de Energía entre Generadores
Como ya se indicó, el CDEC opera las centrales bajo las restricciones de
seguridad de servicio y minimización del costo global de operación del sistema. El
CDEC es independiente de las preferencias particulares de cada generador y toma sus
decisiones en función de parámetros aceptados por todos sus participantes. Cada
empresa generadora aporta horariamente un volumen de energía de acuerdo a las
políticas de operación entregadas por el CDEC. Una vez terminado el mes, el CDEC
calcula horariamente la diferencia entre la producción real de cada productor y el
consumo que tuvieron a la misma hora los clientes de ese generador. Los excedentes
horarios son vendidos a las empresas generadoras que presentaron déficit de producción.
La valorización de las transferencias de energía entre generadores se efectúa
de acuerdo a los costos marginales horarios, medidos en la subestación en que se ha
realizado la transferencia.
En teoría, bastaría con el CDEC declarase en forma contínua los costos
marginales del sistema y que cada generador tomara la decisiones de operación
decentralizamente, generando hasta que su costo marginal sea igual al costo marginal del
38
sistema. Sin embargo, el CDEC actúa en forma impositiva, instruyendo a cada generador
como operar sus centrales, y realizando las transferencias de energía a ese mismo precio.
3.8 Volatilidad de los Precios
Uno de los aspectos que hace especialmente interesante el uso de activos
derivados como opciones y futuros es la volatilidad del valor del activo sobre el cual se
está suscribiendo una opción o un futuro. Es así que si el precio del activo fuera
determinístico, es decir, su valor futuro se pudiera conocer con anticipación, exactitud y
seguridad, posiblemente no tendría sentido el uso de estos activos derivados, pues no
existirían riesgos por cubrir.
Es entonces importante dimensionar la volatilidad del valor de los productos
del sector eléctrico.
3.8.1 Volatilidad del costo marginal de energía
Tal como se aprecia en la figura 3.6, la volatilidad del costo marginal de
energía en el SIC es muy alta, dependiendo principalmente de la hidrología, los costos
del petróleo y el carbón y se puede ver afectada fuertemente por una falla en alguna
central, o la entrada a generar de una nueva central.
De los valores de costo marginal de generación de energía eléctrica del SIC
se obtiene para el período 1986-1993 un promedio de m=12.99$/KWh y desviación
estándar de s2=6.25$/KWh. Sin embargo, al considerar sólo los años 1992 y 1993 se
obtiene un promedio de m=7.11$/KWh y una desviación estándar de s2=3.52$/KWh.
Durante los años 1992 y 1993 se calcularon los costos marginales de energía al menos
una vez a la semana, mientras que en el otro período se calcularon en períodos de tiempo
más prolongados. Sin embargo lo notable es que la desviación es en ambos períodos
aproximadamente un 50% del valor medio.
39
Esta alta varianza hace especialmente interesante la introducción de opciones
y futuros de energía eléctrica a costo marginal para los intercambios de energía entre
generadores.
Costo Marginal de Energía 1986-93
0
5
10
15
20
25
30
Feb-86 Sep-86 Mar-87 Oct-87 Apr-88 Nov-
88
Jun-89 Dec-89 Jul-90 Jan-91 Aug-91 Feb-92 Sep-92 Apr-93 Oct-93
$/KWh
Figura 3.6: Costo Marginal de Generación de Energía en el SIC
3.8.2 Volatilidad del precio de nudo
En la figura 3.7 se puede apreciar la evolución que han tenido los precios de
nudo de energía y de potencia en el SIC. Al contrario que los costos marginales, los
precios de nudo no presentan una volatilidad tan importante. De hecho, el cálculo de
éstos se hace dos veces al año y se calculan para un horizonte de tiempo importante, lo
que resulta en una menor volatilidad.
40
Precio Nudo de Energía y Potencia
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
Jan-86
May-86
Sep-86
Jan-87
May-87
Sep-87
Jan-88
May-88
Sep-88
Jan-89
May-89
Sep-89
Jan-90
May-90
Sep-90
Jan-91
May-91
Sep-91
Jan-92
May-92
Sep-92
Jan-93
May-93
Sep-93
PrecioNudoPotencia$/KW/M
es
8
10
12
14
16
18
20
PrecioNudoEnergía
$/KWh
Precio Nudo Potencia Precio Nudo Energía
Figura 3.7: Precio de Nudo de Energía y Potencia.
De los valores de precio de nudo para energía y potencia se obtiene una
media de me=14.14$/KWh y mp=1857.73$/KW respectivamente y una desviación
estándar de se2=2.042 y sp2=166.23. La variabilidad alcanza a un 14.4% para energía y
apenas un 8.95% para potencia, valores muy inferiores al compararlos con las
variaciones del costo marginal de energía.
Esta pequeña varianza quizás no motivaría la introducción de un mercado de
opciones y futuros para dichos productos, y posiblemente seria más eficiente para las
empresas distribuidoras y grandes clientes en este caso seguir enfrentando el riesgo a
través de contratos bilaterales.
41
4. ELECTRICITY FORWARD AGREEMENTS, INGLATERRA
4.1 Introducción
La desregulación y privatización de la industria eléctrica en Inglaterra, creó
un mercado físico de electricidad, llamado �Pool�. Este mercado puso en manifiesto que
existía un nuevo tipo de commodity para generadores, distribuidores y los usuarios de
electricidad muy parecido a los otros commodities de la economía.
Dada la gran volatilidad del precio de este nuevo commodity, que oscilaba
entre 10£/MWh y 60£/MWh, y la consiguiente magnitud del riesgo, los generadores y las
compañías regionales de electricidad, RECs6, crearon el primer mercado de futuros de
electricidad del mundo, llamado Electricity Forward Agreements, EFA. El EFA es hoy
día un mercado abierto a todas las compañías que se puedan ver afectadas por
variaciones del precio de la electricidad y deseen cubrirse de riesgos. Los contratos son
establecidos según los precios del Pool.
En este capítulo se describirá dicho mercado de futuros de electricidad, que
ha tenido un gran éxito, lo que se ve reflejado en los aumentos de los volúmenes
transados, (figura 4.1).
Este mercado no presenta grandes sofisticaciones. Está claramente dirigido a
un grupo de participantes bien definido, como generadores, empresas de distribución,
grandes clientes, inversionistas institucionales y especuladores con un buen
conocimiento del tema.
6RECs: Regional Electricity Companies.
42
Volumenes Mensuales Electricity Foward Agreements Inglaterra
100
1000
10000
100000
1000000
10000000Oct-91
Nov-91
Dec-91
Jan-92
Feb-92
Mar-92
Apr-92
May-92
Jun-92
Jul-92
Aug-92
Sep-92
Oct-92
Nov-92
Dec-92
Jan-93
Feb-93
Mar-93
Apr-93
May-93
Jun-93
Jul-93
Aug-93
Sep-93
Oct-93
Nov-93
Dec-93
Jan-94
Feb-94
Mar-94
MWh
Figura 4.1: Volúmenes en MWh Transados en el EFA.
4.2 El Pool
Existen dos características del mercado de la electricidad que lo hacen
distintos a los otros. En primer lugar, la electricidad no puede ser almacenada en grandes
cantidades, por lo que debe ser consumida al mismo tiempo que es generada. En segundo
lugar, dado que los distintos generadores y los consumidores están dispersos a través de
todo el sistema interconectado es imposible establecer qué generador traspasó energía
qué consumidor. Al tener todos los generadores el mismo precio Pool Input Price, PIP, y
todos los consumidores también el mismo precio Pool Output Price, POP, se elimina la
necesidad de establecer claramente quién es el comprador y quién es el vendedor.
4.2.1 Programación irrestringida del Pool y sistema de precio marginal
Los precios del Pool son fijados para períodos de media hora, dando un total
de 48 períodos al día. La primera etapa es la preparación de la programación irrestringida
43
del Pool todos los días a las 10 a.m., cubriendo 24 horas desde las 5 a.m. siguiente. Cada
generador ofrece su capacidad al sistema interconectado y su cantidad generada
dependerá del despacho de carga.
Dada la oferta de los generadores, la proyección de la demanda y las
necesidades de reserva de energía para cada media hora, la programación irrestringida es
calculada usando un algoritmo computacional. Se calcula la forma y el precio más bajo
para poder satisfacer los requerimientos de demanda, este precio es llamado Precio
Marginal de Electricidad del Sistema, abreviado SMP.
4.2.2 Pool Input Price (PIP)
Los generadores son pagados en la medida que producen. El precio pagado
es el Pool Input Price, y es igual al costo marginal más un margen llamado �elemento de
capacidad�, el PIP también es conocido como Pool Purchase Price, PPP. Cuando la
demanda es baja, el elemento de capacidad es cero y aumenta a medida que la demanda
aumenta. El elemento de capacidad puede ser calculado como:
EC=LOLP·(VLL-SMP)
Donde:
EC : Es el elemento de capacidad
LOLP : Es la probabilidad de perder la carga, (loss of load probability), es calculada
por el sistema interconectado, National Grid, para cada media hora, y varía
entre cero y uno.
VLL : Representa el valor de la carga perdida, (value of lost load), comúnmente
fijado en 2187£/MWh.
4.2.3 Pool Output Price (POP)
El precio que pagan los consumidores es el Pool Output Price, POP; es igual
al PIP más un margen que cubra:
44
· Costo de servicios auxiliares.
· Costo de mantener una reserva para generación.
· Diferencias entre lo programado y la operación actual.
· Etc.
El margen es tal que los pagos del Pool a los generadores es igual a su
ingreso, por lo que los flujos de caja del Pool son generalmente cero, el POP es también
conocido como Pool Selling Price, PSP.
4.3 Contratos por Diferencias
Los contratos por diferencias son muy usados y convenientes como
mecanismos para protección del riesgo en muchos mercados. La idea básica es que dos
partes acuerdan un precio futuro del activo sobre el cual están suscribiendo. Supóngase
un consumidor que sabe que va a requerir 1000 unidades de un activo en una fecha
futura. Una solución puede ser contactar al vendedor del activo y acordar un precio
futuro; sin embargo frecuentemente es más conveniente comprar un contrato por
diferencias, como muestra el siguiente ejemplo. El consumidor acuerda la compra de
1000 unidades a $100 la unidad, si en la fecha el precio del activo es superior a $100 la
unidad, la contraparte del contrato pagara la diferencia, en el caso que el precio sea
inferior a $100 la unidad el consumidor estará obligado a pagar la diferencia a la
contraparte. En el ejemplo ambas partes fijan efectivamente el precio a que compran sus
activos. No se realizan pagos cuando se realiza el contrato, los pagos se efectúan el día
del vencimiento del contrato.
La persona que se beneficia con el contrato por diferencias es el comprador.
Esto significa que la compra de un contrato por diferencias libra de riesgo al que sabe
que va a estar obligado a comprar físicamente el activo. La venta de un contrato por
diferencias libra de riesgo a los agentes que saben que van a tener que vender ese activo.
45
4.3.1 Éxito de los contratos por diferencias
Las razones del éxito de los contratos por diferencias son:
· Los contratos por diferencias dan la posibilidad de manejar el riesgo,
independientemente de que se tenga que entregar físicamente el activo. Se puede
llegar, de acuerdo con una contraparte independiente, a que se tenga o no que
entregar físicamente el activo con la misma contraparte. En el caso de la electricidad
la entrega física es impracticable, dada la naturaleza del activo.
· Cuando un productor y un consumidor tratan de negociar entre ellos un contrato a
futuro, cada uno sabe quién es el comprador y quién el vendedor. El productor
tratará de imponer un precio alto y el vendedor conseguir uno bajo. Los mercados de
contratos por diferencias son generalmente más sofisticados con brokers actuando
como intermediarios, garantizando la anonimanidad y dando la posibilidad de
conseguir mejores precios para ambas partes.
· Los contratos por diferencias son generalmente muy líquidos y tienen muy bajos
costos de transacción. Esto es pues, con la necesidad de hacer los contratos
estándares las contrapartes se deben ajustar a normas de calidad, entrega, etc.,
evitando tener que hacer conversiones entre por ejemplo dos niveles de calidad.
4.3.2 Caps y Floors
El tipo de contrato descrito en el punto anterior se conoce como Two Way.
Otras estructuras de contratos también son posibles, como, por ejemplo los del tipo Cap,
o contrato One Way. El comprador de este contrato paga una prima al vendedor, fijando
un precio a una fecha futura. Al vencimiento, el comprador recibirá por parte del
vendedor la diferencia entre ambos precios en el caso de que el precio de mercado
exceda el precio fijado. En el caso de que el precio de mercado sea inferior al fijado, el
vendedor no le realiza ningún pago al comprador. La compra de Caps da protección al
46
consumidor en contra de aumentos de precios, sin requerir compensación por parte del
comprador.
Un contrato del tipo Floor es similar al Cap, pero es especial para ser
comprado por un productor, dado que el comprador debe pagar la prima. Recibirá una
compensación en el caso de que el precio de mercado sea menor que el fijado en el
contrato.
4.3.3 Estructura del EFA
El mercado funciona como cualquier otro, pero en este caso existe un solo
broker. Se ha designado a GNI7 como único broker que inicia las transacciones buscando
en forma independiente potenciales compradores y vendedores, negociando con ambas
partes pero sin identificarlas, una vez que todos los detalles del acuerdo han sido fijados
se identifican a las contrapartes. Una vez que cada parte acepta el contrato, sabiendo
quien es su contraparte, el contrato EFA se hace efectivo. Desde de ese momento en
adelante GNI no participa más en el contrato, con la excepción de enviar las copias de
conformidad con los detalles verbales.
4.3.4 Estructura de los contratos
Los contratos son del tipo por diferencias, como se explicó anteriormente, y
de los tipos One Way y Two Ways.
Los contratos se han estandarizado por horario y por tiempo, para dar una
flexibilidad y simplicidad al funcionamiento del mercado. Cada día es dividido en seis
bloques horarios de cuatro horas, y la semana ha sido separada en días de semana, WD, y
días fines de semana, WE, tal como se aprecia en la tabla 4.1. Estos contratos pueden ser
7GNI: Gerrard & National Inter Commodities, fundada en 1972 es una de las empresas líderes en
mercados derivados.
47
transados para una semana en particular o una corrida de semanas, cubriendo un mes,
trece meces para cubrir un trimestre, o también 52 semanas para cubrir un año.
Tabla 4.1: Organización de la Semana en el EFA.
Lu + Mar + Mier + Jue + Vie Sab + Dom23.00-03.00 WD1 WE103.00-07.00 WD2 WE207.00-11.00 WD3 WE311.00-15.00 WD4 WE415.00-19.00 WD5 WE519.00-23.00 WD6 WE6
Los tipos de contratos más transados son los contratos con relación al Pool
Input Price, PIP. También es posible transar contratos con relación al Pool Output Price,
POP y System Marginal Price, SMP, o diferencias entre el PIP y el SMP, llamada
capacidad elemental, o diferencias entre POP y PIP llamada uplift.
4.3.5 Ejemplo contrato One Way:
Un ejemplo de contrato One Way es el siguiente:
1. Comprador paga cantidad prefijada al generador para establecer contrato, (Prima).
2. Generador paga al comprador el exceso del precio, (PIP pool input price), del pool
sobre el precio prefijado, por cada unidad de energía vendida en cada sub período,
(½hora), hasta la potencia estipulada.
3. Comprador paga al pool por la energía a un precio POP, (pool output price).
4. Pool paga al generador por la energía al PIP.
La tabla 4.2 muestra los flujos de dinero de las respectivas operaciones para
el comprador y el generador. También aparece la condición para que la opción tenga
48
utilidad, es interesante notar que la utilidad no depende del POP, sino que solamente del
PIP. Esto se ve ilustrado en la figura 4.2, en donde el numero arriba de la flecha coincide
con el número de la operación.
Tabla 4.2: Flujos de Caja de una Operación One Way.
Operación Comprador Generador1 -Prima +Prima2 +(PIP-Strke Price) -(PIP-Strike Price)3 -POP4 +PIP
Total PIP-(Prima+Strike Price+POP) Prima+Strike PriceTotal Sin Opciones -POP PIP
Utilidad OpciónSi:
PIP<Prima+Strike Price Prima+Strike Price<PIP
PoolComprador Generador
1
2
3 4
Figura 4.2: Esquema de un Contrato One Way.
49
5. RIESGOS EN EL NEGOCIO ELÉCTRICO EN CHILE
5.1 Introducción
En el presente capítulo se analizan cualitativamente los riesgos que existen
en el sector eléctrico chileno. Se han dividido los tipos de riesgos por actividad,
generación, transmisión y distribución. También se presentarán los riesgos para que
están afectos los consumidores. El negocio eléctrico presenta mayores riesgos en el
sector de generación. se detallarán a fondo las distintas causas y formas de riesgos en
esta actividad. En las otras actividades se hará un breve resumen de los riesgos que
presentan.
5.2 Riesgos del Negocio de Generación Eléctrica
La legislación eléctrica busca que los precios de energía y potencia generada
sean representativos de los costos de producción, con lo que asegura una retribución
mínima a la industria de la generación, la que está relacionada con sus riesgos.
Los riesgos del negocio de generación están ligados principalmente a la
hidrología, costos de combustibles, fallas mayores de equipos y como en todo negocio,
variaciones importantes de la demanda. Si la demanda se reduce se crea un exceso en la
capacidad instalada que disminuye los costos marginales de generación; en caso
contrario se produce una sobrecarga del sistema, con un aumento en los costos
marginales.
Un aspecto importante a considerar en los riesgos del negocio de generación,
es el precio de nudo de la energía. Como este precio busca reflejar el costo marginal en
el largo plazo, no necesariamente debe ser igual al costo marginal instantáneo de
generación, razón por la cual el precio de nudo puede ser mayor o menor que el costo
marginal instantáneo.
Es así como el precio de nudo de energía en el período Enero 1989 a Junio
de 1991 fue inferior que el costo marginal de generación, por lo que los traspasos de
50
energía fueron realizados a un valor mayor que el precio regulado, tal como se aprecia en
la figura 5.1.
Cuando el precio nudo de energía es menor que el costo marginal, los
traspasos son hechos a valores inferiores que el precio que se cobra la energía a clientes
regulados. Por esta razón, en períodos en que el precio nudo es mayor que el costo
marginal, es conveniente para las empresas tener la mayor cantidad de compromisos
posibles con clientes regulados, pues si no los logran cubrir en su totalidad con su
generación pueden comprar la energía a un bajo precio.
Los períodos en que el costo marginal es menor que el precio de nudo se
presentan principalmente con la apertura de nuevas centrales de capacidad importante,
además de los períodos de hidrología húmedo. Dado que el precio de nudo representa el
costo marginal de largo plazo, este no se verá tan rápido afectado por la apertura de una
nueva central, pero el costo marginal de generación disminuirá bruscamente.
Precio de Nudo y Costo Marginal
0
5
10
15
20
25
30
Apr-86
Nov-86
May-87
Dec-87
Jun-88
Jan-89
Jul-89
Feb-90
Sep-90
Mar-91
Oct-91
Apr-92
Nov-92
May-93
Dec-93
$/KWh
Precio de Nudo Energía Costo Marginal de Energía
Figura 5.1: Costo Marginal de Generación y Precio de Nudo
51
Cuando los costos marginales son más altos que los precios de nudo, a las
empresas generadoras no les conviene tener mayores compromisos, pues preferirán
vender su energía a costo marginal que a precio de nudo. Estos períodos están ligados a
sequías, aumentos fuertes e inesperados de la demanda o fallas mayores en centrales.
5.2.1 Hidrología
La hidrología, condiciona en gran medida la diferencia entre costos
marginales de energía y precio de nudo, es el factor de riesgo más importante en el
negocio de la generación eléctrica. Su gran variabilidad año a año hace que sea un factor
fundamental y determinante en el resultado de las empresas de generación.
Además, la regulación que caracteriza a los distintos embalses en la mayoría
de los casos no es interanual, como la del Lago Laja. Es así que también la distribución
de las precipitaciones en el transcurso del año puede ser un factor importante en el
resultado del cálculo del costo marginal de generación.
El riesgo que trae consigo la variabilidad de la hidrología, es que años
húmedos se caracterizan por tener menores costos marginales que años secos. Razón por
lo cual no es indiferente la hidrología del año el que se realizan las transferencias.
La generación que realizan las empresas eléctricas se ve afectada de forma
distinta, dependiendo de la característica de cada parque generador. La programación de
generación se realiza con la intención de asegurar el servicio y de minimizar el costo de
operación del sistema, valorizando según corresponda el agua en los distintos embalses.
Las características de costos marginales, tipo y preferencia de generación según la
característica hidrológica, se ilustran en la tabla 5.1.
52
Tabla 5.1: Característica de Generación para Años Secos y Húmedos
Tipo de Año Cmg Tipo deGeneración
Cmg > Preciode Nudo
Empresas Preferiríanvender a:
Seco Alto Termoeléctrica Si Costo marginal
Húmedo Bajo Hidráulica No Precio de nudo
A continuación se ilustran en mayor detalle las diferencias entre hidrologías
secas y húmedas.
Año Húmedo:
· Se caracteriza por una mayor generación hidráulica, a costo marginal relativamente
bajo. Los generadores hidráulicos entregan al CDEC la energía que las empresas
térmicas no generaron a costo marginal.
· Estos años son buenos para todas las empresas que tienen contratos a precio nudo.
· Las empresas térmicas compran energía al CDEC a costos bajos y la pueden vender a
sus clientes a precio de nudo o precio libre, ambos más altos. Las empresas térmicas
no incurren en costos de producción, combustibles y pueden comprar al CDEC lo que
necesitan para suplir sus contratos.
· Las empresas que no tengan contratos, sólo podran vender su energía al CDEC a
costo marginal.
Año Seco:
· Se caracteriza por ser de alto costo marginal y por una mayor componente de
generación térmica. Generadores Térmicos incurren en costos de generación y venden
a costo marginal lo que requieran los otros miembros del CDEC, resultado de los
compromisos de las distintas empresas de generación.
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· Estos años son buenos para las empresas generadoras, si no tienen compromisos con
clientes regulados, pues al ser el costo marginal mayor que el precio de nudo, pueden
vender su energía a un precio más alto.
· Las empresas Hidráulicas, en la medida que sean deficitarias, deben comprar energía
a costo marginal que pudiera ser más alto que el precio de nudo, o el que tienen
convenido con sus clientes.
En consecuencia, las empresas con mayor capacidad en centrales térmicas,
corren el riesgo que en años húmedos su generación sea pequeña, pero pueden comprar
al CDEC a precios relativamente bajos la cantidad de energía que requieran para suplir
sus contratos.
Por otro lado, las empresas con mayor capacidad de generación hidráulica,
en años húmedos generan sin dificultad. Sin embargo, en años secos deben comprar al
CDEC la cantidad de energía que necesiten para suplir sus contratos y a precios muy
altos.
5.2.2 Riesgo de falla
Una falla en una central importante tiene dos efectos importantes de
considerar para el análisis de costos marginales. El primero y más claro, es que el dueño
de la central en falla no podrá generar y por lo tanto deberá comprar al CDEC a costo
marginal la cantidad de energía que requiera para suplir sus contratos. El costo al que
comprará la energía, en un mercado con menor oferta por causa de la falla, será con
seguridad alto, por lo que incurrirá en perdidas. Este primer efecto es hoy solucionado
por la mayor parte de las empresas generadoras con un seguro de lucro cesante.
El segundo efecto no tan evidente, pero sí de gran riesgo para las otras
empresas generadoras es que al salir de producción una unidad importante por falla,
inmediatamente los costos marginales aumentan en forma brusca, mientras el precio de
nudo no se ve afectado. Los generadores no afectados por falla tendrán que responder a
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la demanda, y dependiendo de su cantidad de energía contratada, podrán vender la
diferencia a costo marginal que en este caso es muy alto. Las empresas que tengan la
mayor parte de su energía contratada no podrán aprovechar de esta circunstancia para
vender a precio más alto que el establecido. Se pueden producir graves problemas
dependiendo del tiempo en que se puede solucionar la falla y la hidrología que presente
el año. Hoy en día, las empresas no se están cubriendo ante esta eventualidad, ya que un
seguro para esta situación es difícil de cuantificar.
5.2.3 Demanda de energía eléctrica
Las nuevas inversiones en instalaciones se van realizando a medida que la
demanda eléctrica va creciendo. El aumento de la demanda eléctrica está relacionada con
el aumento del producto geográfico bruto PGB y en el caso de Chile, el aumento de la
inversión en minería es un factor importante en la determinación de la demanda
eléctrica.
El hecho de que Chile sea un país en vías de desarrollo, significa que su
crecimiento probablemente seguirá siendo acelerado, con tasas de al menos 5% anuales,
lo que implicará aumentos en el consumo de electricidad de aproximadamente un 8%
anual. Con estas tasas de crecimiento la industria eléctrica se verá obligada a duplicar
sus instalaciones aproximadamente cada diez años, lo que trae un gran volumen de
inversiones.
Por otra parte, dada la gran dependencia del país de las exportaciones, hace
que su desarrollo sea muy sensible a los altos y bajos de las economías importantes. Al
deprimirse estas economías, las exportaciones y producción chilena disminuyen con lo
que la demanda eléctrica cae o por lo menos no crece, con lo que las nuevas
instalaciones quedan sobredimensionadas.
55
5.2.4 Disponibilidad de generación
Otro riesgo del generación es el que no se cumpla con los plazos de
construcción de una central, especialmente en el caso de las centrales hidráulicas que
involucran importantes obras civiles.
Un atraso en la entrega de una central tiene dos efectos importantes. El
primero, que los costos marginales pueden aumentar considerablemente y el segundo
riesgo, que contratos que el productor esperaba cumplir con la capacidad de la nueva
central no serán posibles cumplir, por lo que tendrá que comprar al CDEC la energía que
se requiera para cumplir con el contrato.
Dependiendo de las características de la nueva central cuya puesta en
servicio se atrasa, se puede llegar al extremo de necesitar aplicar una política de
racionamiento de energía eléctrica.
5.2.5 Precio de combustibles
Los precios de combustible inciden directamente en los costos de generación
de centrales térmicas. Al aumentar el costo de combustible, la generación térmica se
hace menos atractiva y aumenta la generación hidráulica, sin embargo, al aumentar el
valor de los combustibles la valoración del agua en los embalses aumenta. Por esta
razón, la estructura de generación en el sistema se ve afectada por un cambio en el precio
de combustibles, pero no de una forma tan importante como por la de escasez de
recursos hídricos. Esto se debe a que el CDEC primero debe asegurar la seguridad del
servicio y luego minimizar el costo al que funciona el sistema eléctrico.
El aumento del costo de combustibles también modifica el costo marginal de
generación. Las empresas que consuman estos combustibles, (petroleo, carbón o gas
natural), pueden cubrirse de riesgo de variaciones de precio a través de contratos con sus
proveedores, o a través de los mercados de futuros y opciones internacionales, que para
estos productos están ampliamente difundidos.
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Nuevamente en el caso de variaciones importantes del costo de
combustibles, el costo marginal instantáneo responderá con mayor rapidez que el precio
de nudo de energía, por lo que en estos períodos, el costo marginal puede sobrepasar al
precio de nudo, cambiando la expectativas de los generadores.
El precio de los combustibles tiene un efecto positivo sobre el precio de
nudo, razón por la cual existirán aumentos semejantes en el precio de éste. Por tal efecto,
se beneficiarán en años húmedos todas las empresas, pues en el caso de las hidráulicas
podrán vender su energía a un mejor precio y en el caso de las térmicas, podran comprar
al CDEC una mayor cantidad de energía a un menor precio que el de producción de
ellas.
5.3 Contratos de Energía Eléctrica:
Las empresas de generación como alternativa para enfrentar los distintos
riesgos usan contratos de suministro con clientes libres y regulados. La política
comercial de las empresas eléctricas dependerá de sus espectativas, sus instalaciones y
capacidad de negociación. Los contratos, como mecanismo de enfrentar el riesgo pueden
ser beneficiosos o no.
La cartera de contratos de una empresa generadora corresponde por lo
general a un balance entre clientes libres y clientes regulados. Las empresas tienen la
alternativa de realizar contratos, asegurándose un ingreso determinado con antelación, o
de no realizar contratos y especular al costo marginal del sistema. Lo que efectivamente
hacen las empresas, es una combinación de esto, de modo que según algunas de ellas:
�...la utilidad de la compañía no se ve afectado por la hidrología que no es el riesgo #1
para nosotros...�.
Cuando las empresas eléctricas realizan sus contratos deben tomar en cuenta
todos los factores anteriormente detallados, con lo que realizán sus simulaciones y
pronósticos para determinar la cartera óptima de clientes, dada su política comercial. Sin
embargo dada la impredicibilidad en el mediano y largo plazo de la hidrología y de fallas
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mayores, existirá un riesgo del negocio que no es posible eliminar, al menos bajo el
esquema actual.
5.4 Riesgos en el Negocio de Transmisión Eléctrica
La transmisión eléctrica es un negocio regulado. Este negocio se ha
desarrollado principalmente de forma que las mismas empresas de generación,
construyen o licitan sus líneas de transmisión a los puntos donde se presentan las
demandas.
Las líneas de transmisión deben estar disponibles por ley para el paso de la
energía por quien lo requiera, en la medida que exista capacidad disponible. Por el paso
de energía y potencia, las empresas cobran peajes que se calculan mediante disposiciones
legales vigentes.
Los sistemas de transmisión deben estar diseñados para brindar un nivel
adecuado de seguridad de servicio, es decir, la caída de una torre o línea importante, no
debería producir el colapso del sistema o de una parte importante de él. El criterio de
seguridad de servicio en transmisión y distribución tiene un aspecto importante
subjetivo, dependerá de los niveles requeridos de seguridad del servicio, del precio que
se esté dispuesto a pagar por esta seguridad y de los recursos disponibles. En general
cuando se diseña un sistema con gran confiabilidad, lo más seguro es que se esté sub-
utilizando gran parte del tiempo.
Un riesgo importante para el negocio de la transmisión se esta presentando
con el desarrollo de generación local con gas natural, capaz de reemplazar a las líneas de
transporte en las horas de mayor consumo de potencia con lo que sus ingresos pueden
verse reducidos en forma significativa.
Aunque en teoría, por condiciones de economías de escala, no se deberían
presentar situaciones de competencia, el marco regulatorio y el desarrollo del sistema
eléctrico en Chile están dando lugar a competencia en la transmisión. En esa medida, un
sistema de transmisión puede enfrentar el riesgo de ser desplazado, ya sea por
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condiciones de obsolescencia económica, restricciones de capacidad de transmisión,
interés de generadores de asegurarse el servicio de transmisión mediante el acceso
directo a los puntos de consumo.
5.5 Riesgos en el Negocio de la Distribución
El negocio de distribución eléctrica es un monopolio natural, fuertemente
regulado. Se establecen áreas de concesión y la empresa está obligada a dar servicio a
quien lo requiera dentro del área de concesión.
La fijación de tarifas, (valor agregado de distribución), que hace la autoridad
cada cuatro años, es el gran riesgo que corren las empresas de distribución. Esta fijación
de tarifas puede deteriorar fuertemente sus resultados, o los puede aumentar.
Las empresas de distribución deben conseguir suministros con las empresas
de generación, para ello establecen contratos de abastecimiento de largo plazo a precio
regulado, y generalmente por bloques de energía, protegiendose de eventuales riesgos de
abastecimiento.
Otro riesgo del negocio de distribución es el de la demanda. Una vez que se
llega al tamaño para el cual se ha dimensionado el sistema de distribución, las
ampliaciones son tan caras que se tratan de postergar. Como las empresas de distribución
están obligadas a dar servicio en el área de concesión que les corresponde, muchas veces
deben enfrentar estas nuevas inversiones sin que estas sean rentables hasta algún tiempo
después. Para que esta inversión sea más compartida, la legislación le da posibilidad a la
empresa de distribución de financiar la ampliación a través de aportes reembolsables.
Lógicamente como en todos los sectores, la demanda es un factor importante
de riesgo, tanto en magnitud como en forma. La magnitud está referida a la demanda
máxima y al crecimiento que ésta experimenta y la forma se relaciona con el factor de
coincidencia de la demanda eléctrica. Para una empresa de distribución no es indiferente
que la demanda máxima la presenten todos sus abonados a la misma hora y luego ésta
disminuya. La empresa de distribución debe pagar al igual que sus abonados potencia y
59
energía y como ella cobra a cada uno de sus abonados, no le es conveniente que sea
coincidente la potencia máxima que consumen.
5.6 Riesgos del Consumidor
El principal riesgo que afecta a los consumidores de energía y potencia
eléctrica es el de que, en un período o mes del año, presenten una demanda de potencia
mucho mayor a la que habitualmente presentan y que tengan, que pagar esta potencia
dadas las características de la tarificación, durante todo el año. En industrias que
funcionan en base a pedidos por lotes, o que su demanda es aleatoria y su índice de
utilización de potencia es bajo, este problema es frecuente.
Los clientes libres pueden enfrentar el riesgo de no contar con suministro
eléctrico para poder realizar sus actividades, ya que no es obligación de las empresas de
generación el dar suministro, riesgo que se minimiza con la existencia de contratos de
suministro. Cabe destacar que la obligación de suministro está solamente dada para las
empresas de distribución con sus clientes finales en su área de concesión.
En cuanto a variaciones de precio de energía y potencia, el riesgo esta en
aumentos del precio de estos. El consumidor es absolutamente vulnerable a variaciones
de precio y excesos de consumo de potencia; hoy no tiene ningún mecanismo para
protegerse de estos riesgos.
Pese a que la energía eléctrica es un insumo en todas las actividades
productivas, el porcentaje que influye en el costo de producción no es tan relevante en la
mayor parte de las industrias, como lo es el costo de la mano de obra o el aumento del
costo de materias primas.
5.7 Riesgo Político
Los riesgos políticos existen en el sector eléctrico. Los tres riesgos políticos
son estatización de las empresas eléctricas, intervención del Estado en el sector y cambio
del marco legal vigente.
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El riesgo de estatización de las empresas eléctricas y de intervención directa
del Estado, pese a que es un riesgo, es cada vez menos importante. Los conceptos de
empresa estratégica para el desarrollo nacional y otros de ese tipo que se usaban hace
veinticinco años para estatizar empresas hoy han desaparecido. De hecho el Estado hoy
esta vendiendo su participación en las empresas donde aún posee acciones, como el caso
de Edelnor donde ya no es el accionista controlador; en el caso de Colbún se supone que
su política debería continuar en la misma línea.
EL cambio del marco legal vigente es el principal riesgo que enfrentan las
empresas eléctricas. El cambio de la forma de calcular los distintos precios es el
principal factor que afecta a todas las empresas y consumidores. Sin embargo, existe la
conciencia que la estabilidad en las reglas del juego es fundamental para el desarrollo
futuro del sector. En un país en desarrollo como Chile que puede crecer con facilidad a
tasas del 5%, la demanda por energía eléctrica aumenta también en forma considerable.
Por lo tanto es imprescindible dar estabilidad política a la industria eléctrica, por lo que
existe consenso en no cambiar el marco legal, solamente introducir mejoraras a la
reglamentación para facilitar el desarrollo del sector.
Pese a la existencia de un riesgo político, y que éste puede llegar a tener
efectos devastadores en la industria, este riesgo es de muy baja probabilidad de
ocurrencia.
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6. POTENCIALIDADES DE UN MERCADO DE OPCIONES Y
FUTUROS PARA ENERGÍA ELÉCTRICA
6.1 Introducción
Para que se forme un mercado de opciones y futuros sea de energía eléctrica
o de otro bien, éste debe crear valor o permitir alcanzar un mayor nivel de bienestar8; es
decir, la existencia de este nuevo mercado o producto debe ser beneficiosa para la
sociedad. Si este nuevo mercado es incapaz de crear valor o permitir alcanzar un mayor
nivel de bienestar, no se justifica su existencia.
El análisis de las potencialidades de este mercado, en términos de su
capacidad de generar valor o permitir alcanzar un mayor nivel de bienestar en los agentes
que en él operan o en la economía como un todo, se puede hacer tanto desde una
perspectiva de la industria propiamente tal como de la economía en general.
6.2 Aplicación de Opciones y Futuros en la Industria Eléctrica
Los riesgos que enfrentan los diversos actores del sector eléctrico permiten
definir el ámbito de aplicación de opciones y futuros que provean cobertura de riesgo
alternativo a los participantes del mercado.
Algunas aplicaciones de cobertura que se podrían formular son las
siguientes:
1. Opciones y futuros de energía a costo marginal: Los traspasos de energía entre
generadores se realizan hoy a costo marginal y por la gran volatilidad de este costo es
atractivo el uso de estos instrumentos para enfrentar este riesgo.
8 Se dice que hay creación de valor económico cuando se produce un aumento en la riqueza de la
sociedad. Habrá un aumento en el nivel de bienestar cuando, dado un nivel de riqueza de la sociedad, se
logra aumentar el nivel de satisfacción de ésta, medido a través de un cambio de una curva de utilidad a
otra de mayor utilidad.
62
2. Opción a consumir potencia en un período de tiempo especifico, sin tener que
continuar con el pago de ésta durante todo un año: De interés para clientes
industriales cuyos procesos no sean contínuos y tengan la posibilidad de realizar un
aumento de producción ocasional o estacional. Se les ofrecería una opción, por parte
de la empresa proveedora, para consumir una mayor cantidad de potencia en un
período de tiempo específico, sin tener que pagar durante todo un año la mayor
potencia consumida resultante de un aumento puntual de la producción.
3. Contrato futuro de energía y potencia entre cliente libre y generador. Este contrato es
parecido al que realizan hoy algunos clientes libres, pero la virtud de este contrato a
futuro sería de poder liquidar el contrato, ya sea al mismo generador o a otro cliente
libre, habida consideración de los peajes involucrados.
4. Contrato futuro de energía y potencia entre empresa distribuidora y cliente libre. Este
contrato sería igual al anterior, pero entre la empresa distribuidora y un cliente libre.
5. Opciones a contratar potencia, reemplazando aportes reembolsables por opciones
sobre potencia. Futuras ampliaciones de instalaciones de industrias o minas requerirán
aumentos de la capacidad instalada de potencia. Esta opción daría la posibilidad al
cliente de aumentar su potencia instalada en un plazo determinado, sin tener que
pagar un nuevo aporte reembolsable. A su vez, la empresa proveedora de energía
realizaría las instalaciones necesarias sin cobrar un nuevo aporte.
6. Contrato de opción de servicios de transmisión o de construcción de líneas de
transmisión: Este contrato daría una opción a una empresa de transporte de construir
líneas de transmisión, o a una empresa generadora de transportar su energía por
determinadas líneas en un tiempo futuro.
Los casos más atrayentes para una pronta aplicación de estos instrumentos
son los primeros tres. De ellos, el caso de traspasos de energía a costo marginal entre
generadores es el más interesante, por su transparencia, alta volatilidad del costo
marginal y relación con un factor tan aleatorio como la hidrología. El segundo tipo de
63
contrato está relacionado con un concepto de �interrumpibilidad� del servicio que se
explicará posteriormente.
Por ello, este trabajo concentrará su análisis en la aplicación de los
instrumentos relacionados con los traspasos de energía a costo marginal.
6.3 Potencialidades para el Sector Eléctrico de un Mercado de Opciones y
Futuros para Energía Eléctrica
A continuación se destacan los beneficios para el sector eléctrico que se
obtendrían con la creación de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica.
Como se indicara, la función principal de este mercado es la de traspasar el
riesgo que produce la incertidumbre de precios, desde aquellos participantes en el
mercado que no están dispuestos a asumir ese riesgo, a los que si lo están. La virtud de
este mercado sería la de poder traspasar el riesgo lo más económicamente posible, es
decir, con los menores costos de transacción posibles.
Como ya se indicara, existe una gran volatilidad de los costos marginales de
producción de la energía en este mercado. Esto afecta específicamente los traspasos de
energía entre los generadores, sin que necesariamente esta gran volatilidad se refleje en
los consumidores finales.
La industria eléctrica se caracteriza por ser sumamente intensiva en
inversiones en activos fijos, (bienes de capital), y por lo tanto un alto grado de �leverage
operacional9�. De este modo, variaciones en los precios pueden generar resultados
operacionales muy variables. Dependiendo de las motivaciones y de las estrategias
financieras que adopten las empresas del sector, ellas podrían eliminar o traspasar parte
de los riesgos a que se ven expuestas como resultado del efecto que factores
impredecibles y fuera de su control, pudieran tener sobre los precios y por lo tanto sobre
sus resultados operacionales. Por ejemplo, las empresas, pueden seguir una estrategia
9 Leverage Operacional: Razón entre el costo fijo y el costo variable de operación.
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que busque eliminar parte de los riesgos generados por la hidrología; de este modo, estas
empresas podrían estar dispuestas a pagar un premio para recibir flujos de caja más
estables.
Ingreso no acotado
I I
Ingreso Acotado con derivados
Contingencias Contingencias
Figura 6.1: Ingreso Acotado Mediante Cobertura de Riesgo.
En la figura 6.1 se ilustran los ingresos esperados de una empresa para
distintas contingencias. En el gráfico de la izquierda los ingresos no están acotados,
registrandose valores extremos de ingresos tanto positivos como negativos. En el gráfico
de la derecha el ingreso está acotado por las líneas segmentadas. El hecho de acotar el
ingreso deja a la empresa inmune a las contingencias que desea eliminar, perdiendo
también la oportunidad de lograr los mayores ingresos relacionados con algunas
contingencias y por consiguiente se disminuye la variabilidad de los flujos de caja. La
idea de usar instrumentos derivados por parte las empresas eléctricas no es evitar el
riesgo en forma sistemática y tener un flujo de caja determinado. La intensión de usar
instrumentos derivados es eliminar el riesgo de contingencias imprevistas que no se
puedan controlar.
Los riesgos de las empresas eléctricas serán absolutamente diversificables si
la correlación de los retornos futuros del sector eléctrico con el retorno de la economía es
65
cero. Si la correlación entre los precios futuros de la energía con el retorno de la
economía es distinto de cero, entonces existirán riesgos no diversificables. Los riesgos
no diversificables de las empresas son los que los instrumentos derivados principalmente
intentan cubrir.
En la medida que la introducción de un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica produzca una mayor transparencia en los precios futuros de la energía,
puede contribuir positivamente en varios aspectos:
· Estimularía una mayor estabilidad en el sector, en la medida que los consumidores
podrán gozar de precios y proyecciones de sus costos sin tener que sacrificar los
incentivos de eficiencia que deben hacer cuando existen aumentos inesperados en sus
costos.
· También la estabilidad se daría en el ámbito del generador, que enfrentará precios
futuros mejor informado.
· Facilitaría las acciones de regulación y fijación de tarifas al contribuir con
información del comportamiento futuro del mercado. Dando un perspectiva más clara
a la autoridad y a los miembros de la industria.
6.4 Justificación Económica de un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica
Determinar que tipo de beneficios puede entregar un mercado de opciones y
futuros a la sociedad es importante para la justificación de éste. Los mercados de
opciones y futuros son parte de los mercados de capital. Por ello en primer lugar se
describirán las funciones principales del mercado de capitales mediante las cuales
permite alcanzar un mayor nivel de bienestar en la sociedad. Ellas son:
· Ubicación de recursos en las empresas: El mercado de capitales es una forma
eficiente de que las empresas consigan capital para sus proyectos, capital que el
mercado asigna en escala a los usos competitivos de este.
66
· Distribución en el tiempo de la riqueza de las personas: Los individuos, a través del
mercado de capitales, son capaces, mediante la inversión en este mercado, de cambiar
su patron de consumo en el transcurso de su vida. Tienen además la posibilidad de
redistribuir el riesgo de la variación de precios de los activos de la economía.
· Fuente de información: Los mercados de capitales son una fuente de información
importante de precios y del estado de la economía; muy útil para la toma de una
variada cantidad de decisiones económicas
Se dice que un mercado es completo si existe un valor para cada estado de
naturaleza. En otras palabras, se pueden lograr todas las combinaciones riesgo/retorno
con los instrumentos que existen en el mercado y no es posible crear un nuevo
instrumento tal, que mediante un portfolio de instrumentos existentes se pueda duplicar
la combinación riesgo/retorno del nuevo instrumento. Si un nuevo instrumento otorga
una combinación riesgo/retorno tal, que no es posible obtenerla mediante la combinación
de ningún grupo de instrumentos ya existentes, se dice que este instrumento completa el
mercado, y como consecuencia permite alcanzar un mayor nivel de bienestar. En caso
contrario el instrumento se hace redundante y no permite alcanzar un mayor nivel de
bienestar. El hecho que un instrumento complete el mercado y permite alcanzar un
mayor nivel de bienestar es lo fundamental para su introducción. En caso contrario su
introducción carece de sentido.
En la practica no es factible completar el mercado, pues no siempre es
posible crear contratos para cubrir cualquier contingencia, como opciones o futuros para
los costos de mano de obra futura o regulaciones del gobierno.
Un mercado completo es beneficioso en la medida que ofrece a las personas
mayores posibilidades de elegir. Sin embargo, es posible que en un mercado incompleto
la creación de un nuevo instrumento, no ofrezca a algunos inversionistas la posibilidad
de nuevas combinaciones riesgo/retorno. También, la creación de este nuevo instrumento
puede cambiar los precios actuales del mercado, reduciendo el precio de las carteras de
67
los distintos inversionistas. En base a lo anterior se plantea que, dados los distintos
retornos para cada estado del mercado, un mercado es Pareto Eficiente si ninguna
introducción de instrumentos puede beneficiar a un grupo de inversionistas en perjuicio
de otro grupo. En un mercado Pareto Eficiente ningún cambio se puede realizar con
unanimidad de los participantes. Un teorema económico dice: �Un mercado completo es
siempre Pareto Eficiente, independientemente de las características de los
inversionistas, mientras un mercado incompleto será Pareto ineficiente bajo algunas
circunstancias.�.
Una hipótesis sobre la cual se desarrolla este trabajo es que el mercado
chileno es incompleto y Pareto Ineficiente. Por ende futuros y opciones sobre energía y
potencia eléctrica entregarían una combinación riesgo/retorno que no estaría siendo
entregada por ninguna combinación de instrumentos existentes en el mercado. Bajo un
punto de vista económico, permitirían entonces lograr un mayor nivel de bienestar para
la sociedad. No es el objetivo de este trabajo probar dicha hipótesis. La idea ha sido
trabajar bajo el supuesto de que esta hipótesis es verdadera, y en esa medida aportar
elementos que tenderían a soportar la hipótesis desde el punto de vista conceptual.
Si se observa el éxito del Mercado de Opciones y Futuros para Energía
Eléctrica de Inglaterra, se concluye que éste entrega una combinación riesgo/retorno que
antes no existía, completando el mercado en ese país.
68
7. MERCADO DE OPCIONES Y FUTUROS PARA ENERGÍA
ELÉCTRICA
7.1 Introducción
La cobertura de riesgo mediante activos derivados se aplica a una gran
cantidad de activos. La cobertura de riesgo esta motivada por una disminución del
riesgo, pues este puede producir disminuciones en los resultados a quienes produzcan
este activo o un aumento en los costos de quienes lo consuman. La energía eléctrica se
puede tratar de la misma forma que los otros activos, por lo que la creación de activos
derivados de electricidad no es algo irreal.
Existe cierto temor a tratar a la energía eléctrica en forma distinta pues esta
no se puede almacenar económicamente en grandes cantidades, argumento que se
discute en este capítulo.
El mercado eléctrico es transparente, en el sentido que para un consumidor
cualquiera la energía que recibe es indistinguible de la fuente que la generó.
En el presente capítulo se formularan aplicaciones generales de contratos a
futuro, contratos one way, two ways y contratos interrumpibles de energía eléctrica y
como se pueden aplicar para distintas situaciones.
7.2 Incapacidad de Almacenar Electricidad:
La gran diferencia que existe entre la energía eléctrica y la mayoría de los
bienes de consumo es que esta no es posible de almacenar, en grandes cantidades ni en
forma económica. La energía eléctrica debe ser consumida al mismo tiempo que es
producida. Para este escenario se ha desarrollado el criterio marginalista de generación
eléctrica, mediante el cual se determina para cada instante cuales centrales deben generar
y cual es el costo al que generan. Esta decisión se realiza considerando las características
de costo de cada central.
69
Esta realidad también hace que la industria eléctrica sea distinta a las otras
industrias. La posibilidad de almacenar bienes es en el caso de la energía eléctrica la
posibilidad de ofrecer energía eléctrica a costos más altos como sucede con las centrales
a gas. Esto es equivalente a un almacenamiento de energía, que ellas están dispuestas a
vender solamente a un precio alto. Una central hidráulica de pasada se puede comparar
con una empresa que produce todo lo que pueda, dada su capacidad de conseguir materia
prima, agua, y vende sus productos al mercado sin importar el precio que le ofrece el
mercado, el que siempre será positivo.
Dadas estas comparaciones, no es importante en el contexto de este trabajo el
hecho de que no sea posible almacenar electricidad en grandes cantidades y en forma
económica, pues existe un criterio de operación marginalista que en rigor caracteriza a la
energía eléctrica como un recurso posible de almacenar.
7.3 Contratos a Futuro para la Energía Eléctrica
Dado que el costo marginal instantáneo es una función de estado, pues este
dependerá de la oferta y la demanda que se esté dando en un momento, su valor a futuro
es desconocido. Sin embargo es posible realizar predicciones que tengan un intervalo de
confianza relativamente aceptable. Estas predicciones se realizan utilizando los precios
spot, que en el caso de los precios de energía son los costos marginales instantáneos, las
proyecciones de demanda, la proyección de precios de combustibles y las espectativas de
pluviometría y de deshielos principalmente.
Para una mayor eficiencia económica, particularmente en nuevas
inversiones, es importante que los participantes del mercado tengan las mejores
proyecciones sobre el costo marginal futuro, lo que dependerá de la oferta y de la
demanda.
Una forma de fijar el precio a futuro de la energía es mediante el uso de
contratos a futuro de energía eléctrica. Sin embargo, los contratos a futuro no están libres
de dificultades ni de riesgos, los que están relacionados con la gran volatilidad del costo
70
marginal de le energía eléctrica. Cuando los futuros se usan con fines de cobertura, la
posición neta es libre de riesgo.
Un contrato a futuro es un compromiso para comprar o vender un activo a un
precio fijo, determinado previamente en la fecha en que se realiza el contrato y a un
tiempo determinado. El pago por el activo generalmente no se realiza hasta que este es
entregado. En mercados organizados es posible terminar con el contrato antes de que
este expire, tomando una posición opuesta en una misma cantidad y para una misma
fecha de vencimiento.
En los mercados de futuros la mayor parte de los contratos se finiquitan antes
de que expire el plazo de entrega. Esto se debe a que la entrega física es difícil y cara,
por lo que muy pocas posiciones se ejercen al final. En el caso de la energía eléctrica
seguramente sería el caso contrario que los otros activos, puesto que como no se puede
almacenar en grandes cantidades, existirá una mayor posibilidad de que se entregue el
activo. En todo caso el que se produzca o no la entrega física no es importante desde el
punto de vista de este análisis.
El que compra un futuro toma una posición larga, (long position), y el que
vende toma una posición corta (short position).
Sea F(S,T) el precio futuro de la energía eléctrica en un período de tiempo T
y con un precio spot actual S.
Tradicionalmente se pude evaluar el precio de cualquier instrumento como el
flujo esperado, descontado a una tasa de descuento correspondiente al riesgo de los
flujos de caja del instrumento que se está evaluando, es decir:
=+
Donde E(ST) es el precio esperado en T y r es la tasa de descuento
correspondiente al instrumento. Para simplificar el análisis, de ahora en adelante todos
los flujos futuros se consideraran descontados a su tasa y el tiempo correspondiente.
71
En el caso de energía eléctrica se puede suponer que la compra de un
contrato a futuro por un consumidor, es un compromiso para el generador de entregar
una cierta cantidad de energía en un momento futuro determinado, la que el consumidor
utilizaría. Una vez que el contrato es comprado por el consumidor, éste queda protegido
a las variaciones de precio de energía.
Esto no impide que terceros puedan participar en el mercado de futuros, pero
como la idea de este trabajo es la cobertura de riesgo para generadores y consumidores
de energía, se los considerará solamente a ellos en la discusión. Esto, sin dejar de
reconocer la importancia y la necesidad de que participen especuladores para darle al
mercado una mayor fluidez, liquidez y poder aprovechar de realizar operaciones que
produzcan arbitraje, las que ayudan a lograr el equilibrio.
Tampoco este mercado dice que los generadores solamente pueden vender
contratos y los consumidores comprarlos, esto dependrá de sus espectativas de precios,
de la demanda, de los intercambios de energía a costo marginal que se deban realizar y
de los accidentes o fallas que pudieran ocurrir.
Por razones de simplicidad pedagógica en el ejemplo que se presentará se
usará como instrumento de cobertura sólo futuros, haciendo ver que la cobertura también
podría ser analizada usando como instrumento de cobertura opciones.
Mediante el siguiente ejemplo se puede ilustrar un mercado de futuros para
energía eléctrica. El ejemplo está dado para dos intervalos de tiempo, sin embargo puede
ser generalizado a todos los que sea necesario. Considérese un consumidor que va a
necesitar una cantidad de energía aproximadamente x en un momento futuro t. Este
consumidor realiza dos contratos en los tiempos T1 y T2, para cubrirse de riesgo sobre
variaciones importantes de precio de la energía, tal como se aprecia en la figura 7.1.
Sea Pi=F(t), es decir el precio en el instante i de un futuro de energía
eléctrica con vencimiento en t expresado en $/MWh.
72
Si la estimación del precio spot de la energía para un tiempo t, futuro, se
calcula mediante la esperanza matemática, considerando todas las condiciones que se
esperan que existan en el tiempo t, se tiene que el precio spot en t, F(t) es igual a:
F(t)=E{Costo Marginal en t / Condiciones del Sistema en t}
Tiempo:
Contrato 1 Contrato 2 Tiempo de Vencimiento
t
p
x
T1
P1
X1
Precio:
Cantidad:
T2
P2
X2
Figura 7.1: Esquema de Tiempo del Ejemplo
En el tiempo T1 la mejor predicción para una fecha de vencimiento t, del
costo marginal de la energía para el consumidor será P1($/MWh) y tiene una estimación
de demanda de energía de X1(MWh), por lo que el consumidor compra un contrato por
una cantidad X1 y un precio P1.
En el tiempo T2, el consumidor tiene una nueva estimación de precio P2
para el tiempo t y una estimación de demanda de X2. El consumidor procede a vender el
contrato anterior a P2·X1 y compra un nuevo contrato por una cantidad X2 a un precio
P2. El flujo de caja asociado a esta transacción es pues: (P2-P1)·X1.
En el tiempo de vencimiento el costo de la energía fue de p($) y se consumió
una cantidad x de energía, por lo que se incurre en un costo de p·x.
El flujo de caja correspondiente al consumidor en el momento del
vencimiento es de (P2-p)·X2-p·x, que es la diferencia entre el precio futuro contratado y
el precio spot por la cantidad de energía contratada, menos la cantidad consumida por el
precio spot.
Si se supone que los futuros de energía se pagan en el momento en que se
ejerce el contrato se tienen los siguiente flujos de caja que se indican en la tabla 7.1.
Tabla 7.1: Flujos de Caja de Cobertura de Riesgo y Consumo de Energía Eléctrica
73
Tiempo Ingresos Egresos Flujo Neto
T1 - - -
T2 X1·(P2-P1) - X1·(P2-P1)
t X2·(p-P2) p·x - p·x+X2·(p-P2)
Sumando los ingresos y restando los egresos del proceso, se obtiene el flujo
de caja de éste. Es claro que en el caso de no existir un mercado de futuros ni ninguna
capacidad del consumidor de poder negociar la energía, el costo de la energía para dicho
consumidor será p·x. Por lo que el uso de futuros podría crear una utilidad o pérdida.
Se analizan a continuación los flujos de caja totales del proceso completo.
Ellos tienen dos componentes, el primero es el costo que tiene el consumo de energía
eléctrica, p·x. El segundo representa los flujos de caja de las operaciones de cobertura de
riesgo de energía eléctrica, X1·(P2-P1) +X2·(p-P2), en este caso solamente futuros,
aunque también se podría incluir opciones. Estos flujos están descritos por la siguiente
ecuación, donde C representa los flujo de caja totales.
= - + - + -
El objetivo será maximizar el flujo de caja, maximizando la utilidad del
consumidor. Si C<p·x, entonces el uso de los futuros fue negativo en términos de haber
dado origen a un perdida financiera, (ex post), esta perdida no es sino el costo, premio,
que el consumidor esta dispuesto a pagar para disminuir los riesgos que de otra forma se
habría enfrentado. Esta es precisamente una de las características de este instrumento, es
decir, se incurre en costo por fijar un precio futuro. Por el contrario si C>p·x en este
caso, el uso de futuros dio origen a una utilidad adicional, (ex post). Se debe tener en
presente que en ambos casos el precio de la energía estaba fijado con anterioridad.
74
· Si el consumidor es capaz de consumir exactamente lo contratado, es decir,
X1=X2=x, entonces el costo será C=-P1·X1, con lo que queda en una posición
indiferente al precio spot en t.
· Si existe, después de realizado el primer contrato, un aumento significativo del precio
futuro en t, tal que P2>>P1, entonces, si se liquida el primer contrato realizando una
importante utilidad de (P2-P1)·X1 y si este consumidor no realiza ningún contrato en
T2, tendrá entonces un gran incentivo para reducir su carga, pues C=(P2-P1)·X1-p·x,
lo que se maximiza si x es igual a cero.
· Supóngase un caso que los precios de los contratos P1 y P2 son mucho menores que
el precio spot p. Si el consumidor es capaz de no consumir en el tiempo t, su flujo de
caja, será igual a X1·(P2-P1)+X2·(p-P2). El primer término, X1·(P2-P1), es pequeño y
puede ser incluso negativo. Sin embargo, el segundo término, X2·(p-P2), es positivo y
grande, por lo que el consumidor tendrá un incentivo adicional importante para
reducir su carga en el instante t.
El uso de futuros de energía eléctrica disminuiría a consumidores y
generadores el riesgo a fluctuaciones importantes de precios, lo que sería realizado por
los participantes adversos al riesgo o que no puedan o no quieran modificar sus
condiciones de carga. Sin embargo, la posibilidad de renegociar estos futuros, crea un
incentivo a manejar las condiciones de carga con respecto al precio spot.
Los futuros crean además la ventaja de ayudar a la oferta, (generadores), a
realizar estimaciones de demanda para distintos precios. Luego, este instrumento
financiero ayudaría a los generadores y a consumidores a descubrir nueva información
en relación con la cantidad de contratos que existan pendientes y los precios que tienen
estos al vencimiento, con futuros consumos y precios e información que posiblemente
hoy es más difícil de pronosticar.
75
7.3.1 Comportamiento de los participantes del mercado eléctrico con un mercado
de futuros
Cada participante comprará contratos dependiendo de sus espectativas, la
naturaleza de sus instalaciones, hidroeléctrica o termoeléctrica, sus objetivos financieros
y su posición frente al riesgo.
En ausencia de contratos de futuros, cada participante del mercado elegirá un
nivel de consumo x tal que maximice su beneficio neto tal que:
{ }-
F(x) es el beneficio neto de operar las instalaciones sin incluir ningún costo
por consumo eléctrico. Claramente x no puede exceder un valor tal que las restricciones
de instalaciones, capacidad o seguridad se violen.
Si existe un mercado de futuros de energía eléctrica, entonces el beneficio
neto es ahora igual a:
F = +
Siendo C igual a los flujos de caja asociados a la cobertura de riesgo de
precio de energía eléctrica, menos el costo de consumo de energía eléctrica. Luego, el
participante deberá buscar el nivel x de consumo y sus políticas óptimas de mercados a
futuros para poder maximizar F.
7.4 Contratos One Way y Two Ways de Energía Eléctrica
Estos contratos se explicaron en el capítulo tres, pues estos son los que se
utilizan en Inglaterra en el mercado de futuros de electricidad, EFA.
Para esto se definió al pool como el mercado del grupo de generadores y
distribuidores que operan coordinadamente a costo marginal en un mercado competitivo.
Para hacer más claro el análisis, en esta parte se supondrá que el consumidor paga en el
costo marginal de generación todo momento al generador representado por el pool.
76
7.4.1 Contrato One Way
Estos contratos aseguran el riesgo solamente a uno de los participantes, el
contrato se estipula con los siguientes datos:
· Cantidad de energía contratada P (MWh).
· Prima fija F $/MWh de energía contratada, (La multiplicación P por F es igual a la
prima que paga el que compra el contrato).
· Precio unitario C $/MWh de la energía contratada.
El generador y el consumidor operan según las reglas del mercado y el
generador produce Pg, con costo variable v de producción. Si v<CMg, CMg es el costo
marginal de producción, el generador produce y es pagado CMg·Pg. A su vez el
consumidor usa Pc y paga CMg·Pc.
La idea de este contrato es que el consumidor paga una prima P·F por un
contrato que le asegure un precio máximo. Con lo que una vez hecho su consumo, paga
al generador por la energía contratada P el menor valor entre el costo marginal y el valor
del contrato C. Por la energía no contratada, paga el costo marginal. El generador debe,
en el caso de que el costo marginal sea mayor que C, abonar la diferencia al pool.
El generador en definitiva recibe P·F por el contrato y paga al pool (CMg-
C)·Pc si CMg>C, en caso contrario no realiza ningún pago.
Si el generador no produce la energía, pues su costo de generación es mayor
que el costo marginal del pool, entonces el compra energía al pool a costo marginal para
vendérsela al consumidor.
7.4.2 Contrato Two Ways
Es prácticamente igual al anterior. El contenido del contrato es el mismo,
pero ahora la idea del contrato es que las transacciones de energía se valoran al precio
del contrato independientemente del precio del pool.
77
Por lo tanto el consumidor paga nuevamente esta prima al riesgo, pero si el
precio del contrato C es menor que el costo marginal del pool la empresa generadora
paga al consumidor la diferencia (CMg-C)·Pc. Si en cambio el costo marginal del pool es
menor que el precio del contrato, el consumidor paga al generador la diferencia (C-
CMg)·Pg.
7.5 Contratos de Opciones y Futuros para un Mercado de Electricidad10
Hasta ahora se hablado principalmente de futuros sobre energía eléctrica, sin
embargo las opciones son instrumentos de una gran potencialidad para la cobertura de
riesgo. Con estos instrumentos combinados con futuros es posible crear prácticamente
cualquier tipo de estrategia de cobertura de riesgo. En este punto se verán las estrategias
llamadas callable foward y puttable foward.
En primer lugar se definirá lo que es un contrato interrumpible. Es aquel
contrato en el que el consumidor o generador acepta comprar o vender energía eléctrica,
pero a un cierto nivel de precio o condiciones del sistema este acepta interrumpir la
carga. Podría empezar a generar con sus propios medios, reduce o detiene las actividades
que requieran de energía eléctrica.
Basado en contratos de opciones y futuros se puede definir dos tipos nuevos
de contratos, combinando estos contratos, a los que llamaremos, callable foward y
puttable foward.
7.5.1 Callable Foward
Una forma de realizar un contrato interrumpible es mediante la compra por
parte del consumidor de un futuro de energía y la venta de una opción call al generador
en la misma cantidad de energía que la especificada en el contrato a futuro y con
vencimiento en la misma fecha.
10 T. Gedra, Optional Forward Contracts for Electric Power Markets, Nov. 1991
78
Existirán dos posibilidades para la opción, que ésta sea ejercida o no sea
ejercida. Si la opción no es ejercida, el generador está obligado a entregar energía al
consumidor, al precio que se especificó en el contrato a futuro. En este caso el
consumidor no es interrumpido. Si la opción es ejercida por el generador, el consumidor
debe entregar al generador la cantidad de energía que había sido especificada en el
contrato, pero como éste mantiene un futuro, el generador debe entregar al consumidor la
energía especificada, por lo tanto no existe una entrega de energía.
Cuando la opción es ejercida el consumidor es interrumpido en su servicio y
recibe ademas el precio de ejercicio k.
La obligaciones contractuales entre el generador y el consumidor se aprecian
en la figura 7.2. Donde j(k,t) representa el precio de compra de un callable foward en el
instante t, con un vencimiento en T, teniendo un precio de ejercicio k. Luego se tiene:
j(k,t)=f(t)-c(k,t)
Donde:
f(t) = Precio de un contrato futuro en el instante t con vencimiento T
c(k,t) = Precio de una opción call con vencimiento en T y tenido un precio de
ejercicio k
Se tiene que c(k,t) es siempre positivo, por lo que el consumidor que compra
un callable foward siempre paga menos que el que sólo compra un futuro. El consumidor
recibe por parte del generador un descuento al tener la oportunidad de interrumpir el
consumo. Los consumidores con callable foward con menores precios de ejercicio serían
interrumpidos primero y recibirán un descuento mayor por el hecho de poder ser
interrumpidos más fácilmente.
Se supone que existe un mercado spot de energía, por lo que es posible
comprar y vender energía en todo momento a un precio p.
79
En el vencimiento del contrato a futuro, el generador deberá entregar una
unidad de energía al precio estipulado anteriormente. Esta energía debe ser comprada en
el mercado spot al precio p. Recuérdese que el precio spot se puede definir como el
precio de un futuro, justo un instante antes de que el futuro venza, razón por la cual al
vencer el futuro su precio será igual al precio spot.
Consumidor Generador
Obligaciones de un Callable Foward
Precio del Contrato
j(k,t)
Precio deEjercicio $k
1 unidad de
EnergíaVende 1 Futuro
Compra 1 Call
Compra 1 Futuro
Vende 1Call O
Figura 7.2: Esquema Contrato Callable Foward
Para la opción call el ingreso dependerá del precio de ejercicio y del precio
spot. Si el precio de ejercicio es mayor que el precio spot, la opción no se ejercerá y
producirá un ingreso nulo. Si el precio de ejercicio es menor que el precio spot, se
ejercerá la opción para obtener la energía a k y venderla luego en el mercado spot a p,
produciendo una utilidad de p-k. Luego el precio de la opción call en el vencimiento
puede ser escrito como:
c(k,T)=max{0,p-k}
Realizando este remplazo se tiene que para el vencimiento el precio del
callable foward es igual a:
j(k,T)=f(T)-c(k,T)=p- max{0,p-k}=min{p,k}
80
En la figura 7.3 se ilustran los ingresos de un callable foward, el que es igual
al ingreso por el futuro, menos la opción call. No se incluyen los costos de generación ni
la prima de la opción. En la figura 7.3 se muestra un caso de una operación callable
foward con un precio de ejercicio es de $25.
Ingreso por Callable Foward
0
10
20
30
40
50
0 25 50Precio Spot
Ingreso
s
Futuro Call Callable Foward
Figura 7.3: Contrato Callable Foward
7.5.2 Puttable Foward
De la misma forma como se definió en la sección anterior las callable
foward, se puede definir los puttable foward como la combinación de un futuro con una
opción put. En este caso el consumidor compra un futuro y una opción put por un mismo
monto de energía y el generador vende el futuro correspondiente y la opción put.
Nuevamente, existen dos alternativas de que la opción sea o no ejercida. En
el caso de que la opción sea ejercida por el consumidor, el generador, debe entregar la
energía a éste al precio especificado en el contrato a futuro. Sin embargo en el caso de
que la opción si fuera ejercida, el generador está obligado a pagar el precio de ejercicio k
al consumidor en vez de entregarle la energía.
81
Si h(k,t) es el precio del puttable foward, y como ya se definió antes este
puttable foward es la suma de una opción put y un futuro, se tiene:
h(k,t)=f(t)+d(k,t)
Donde:
f(t) = Precio de un contrato futuro en el instante t, con vencimiento en T
d(k,t) = Precio de una opción put en el instante t, con vencimiento en T y un
precio de ejercicio k
El resultado de las obligaciones contractuales entre el consumidor y el
generador se aprecia en la figura 7.4.
Consumidor Generador
Obligaciones de un Puttable Foward
Precio del Contrato
h(k,t)
Precio deEjercicio $k
1 unidad de
EnergíaVende 1 Futuro
Vende 1 Put
Compra 1 Futuro
Compra 1Put O
Figura 7.4: Esquema de Contrato Puttable Foward.
Nótese ahora que d(k,t) es el precio de una opción put y es siempre positivo.
Luego el generador que vende un contrato puttable foward siempre pagara más que si
solo comprara un futuro. Esto se debe a que el consumidor le exige un premio por la
capacidad de interrumpirle el servicio.
82
Los que posean contratos puttable foward con precios de ejercicio más altos
estarán dispuestos a ser interrumpidos primero. Luego, el consumidor debe tratar de
maximizar el beneficio variable de ser interrumpido por el generador.
La opción put tiene un valor el día de su vencimiento que dependerá del
precio spot p y de su precio de ejercicio k. Si el precio spot es mayor que el precio de
ejercicio la opción no se ejercerá. Sin embargo, si el precio spot es menor que el precio
de ejercicio, la opción se ejercerá, con lo que el tenedor de la opción comprará la energía
a p y la venderá a k, produciendo una utilidad de k-p. Luego el pago de una opción put el
día de su vencimiento se puede expresar como:
d(k,T)=max{k-p,0}
Haciendo este reemplazo el valor del contrato puttable foward el día de su
vencimiento es igual a:
h(k,T)=f(T)+d(k,T)=p+max max{k-p,0}= max{k,p}
El ingreso de un contrato puttable foward con un precio de ejercicio de 25 se
ve ilustrado en la figura 7.5.
Ingreso por Puttable Foward
0
10
20
30
40
50
0 25 50Precio Spot
Ingreso
s
Futuro Put Puttable Foward
Figura 7.5: Contrato Puttable Foward.
83
8. ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL PARA UN MERCADO DE
OPCIONES Y FUTUROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
8.1 Introducción:
En este capítulo se pretende entregar algunos elementos de la organización
industrial de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica. No es intención
de este trabajo definir en forma detallada la organización del mercado, sino aportar con
elementos a su posible creación, por lo que solamente se presentaran los aspectos más
relevantes. En el desarrollo de este capítulo se presentará una estructura de
funcionamiento del mercado, los principales participantes de este mercado, productos
relacionados a energía eléctrica en los que puede aplicarse opciones y futuros para la
cobertura de riesgo y a quienes van destinados los distintos productos.
Los mercados de opciones y futuros deben contar como requisito con una
gran liquidez, transparencia e información abundante para todos los participantes. El
éxito de un mercado está ligado con estos tres factores principales.
Para lograr que un mercado de futuros y opciones funcione adecuadamente, estos
cuentan generalmente con una Cámara de Compensación, además de corredores
especializados. Estos requerimientos no son gratuitos. El funcionamiento de la Cámara
de Compensación tiene un costo no despreciable y la utilización de personal
especializado en el corretaje también es un gasto que no se puede obviar.
Es requisito también que la creación de este nuevo mercado tenga asegurada
su existencia. Para eso, debe contar con instrumentos que permitan alcanzar un mayor
nivel de bienestar y por lo tanto en este caso las empresas eléctricas estén dispuestas a
entrar a él. Los principales aspectos de este mercado se detallarán a continuación.
8.2 Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica
Este mercado debe ser lo más transparente posible, con información
abundante y relevante sobre la operación de la industria, y con una alta liquidez.
84
Corresponde a la autoridad supervisar la información y las reglas claras. Dada la
importancia que tiene la liquidez en un mercado como el que se plantea, es aconsejable
contar con una Cámara de Compensación, tal como se explicará más adelante.
Para que exista liquidez debe existir información abundante. En este caso
existe el CDEC como organismo de comunicación entre las distintas empresas, que
también podría proveer de información a la comunidad, sobre el estado del sistema así
como de los planes de obras de nuevas centrales. La Superintendencia de Valores y
Seguros obliga a las empresas a comunicar a la comunidad hechos relevantes que puedan
influir significativamente en los resultados de ellas, en este caso fallas mayores, atrasos
importantes en obras, etc. Con estos dos organismos recopilando y exigiendo
información a los participantes, se logra una cantidad razonable de información
relevante, para un funcionamiento transparente de un Mercado de Opciones y Futuros
para Energía Eléctrica.
Corresponde a la autoridad velar por la existencia de reglas claras. También
la autoridad puede poner algunas restricciones a algunos agentes, como por ejemplo no
permitir a las AFP comprar estos instrumentos por su alto riesgo y por no tratarse de
transacciones de cobertura.
Para lograr una liquidez adecuada es importante que existan muchos
participantes. El hecho que proximamente ingresaran al CDEC del SIC nuevos
participantes es positivo para el mercado.
Este mercado altamente especializado puede funcionar en conjunto con una
Bolsa tradicional o en forma independiente. Ventajas y desventajas tienen las dos
alternativas. Sin embargo, el hecho de funcionar en forma independiente es más
atractivo, dado que la especialización es fundamental en un mercado como el que se
plantea. Sin embargo el costo de implementar esta nueva Bolsa puede resultar un
desincentivo a la independencia. El costo está relacionado principalmente con la
creación de este organismo con un capital y la creación y mantención de una Cámara de
Compensación, la que ya existe en la Bolsa de Comercio de Santiago.
85
8.3 Cámara de Compensación
Las dos funciones principales de una Cámara de Compensación son las de
asegurar que las operaciones de futuros y opciones sean cumplidas y permitir que los
contratos puedan ser revertidos o anulados antes de expirar.
Para el cumplimiento de los contratos la Cámara efectúa una regulación y
control, de forma tal que asume el rol de contraparte en cada operación. Es decir, hace de
vendedor en las operaciones de compra y de comprador en las operaciones de venta. De
esta forma toma la responsabilidad de responder en caso de que el comprador o vendedor
no lo haga. Para esto, la Cámara exige márgenes y garantías a los corredores y clientes.
Por el hecho de actuar de contraparte le permite, a cualquier usuario revertir
facilmente cualquier operación a futuro, en la medida que éste ejecute la transacción que
anule el contrato existente.
8.3.1 Sistemas de márgenes y garantías
En los mercados de futuros y opciones es usual exigir a los clientes que dejen
un monto, (margen inicial), en función del precio y de la cantidad de contratos
adquiridos, para asegurar su cumplimiento. Este margen usualmente se va ajustando en
la medida que va cambiando el precio del contrato. La idea del ajuste es mantener la
relación margen/precio constante.
El margen permite que los clientes que experimentan pérdidas estén
incentivados a cumplir con sus contratos, para no perder sus diferencias. Además de los
márgenes, las Cámaras de Compensación tienen sistemas de garantías para precaverse en
caso de que aquellos no sean suficientes como para suplir los contratos pactados.
Otras medidas de control en este tipo de mercado son:
· Límites de posición: Máximo volumen de operaciones que puede realizar un corredor
o participante, en función de su capital.
86
· Requerimientos mínimos de capital: Se obliga a las sociedades miembros de la
Cámara, que mantengan un mínimo de capital social.
· Requerimiento mínimos de márgenes a clientes.
· Límites de variación de precio: Se establecen máximas variaciones de precio diarias.
Si se alcanza el límite de variación en cualquier contrato, este contrato se deja de
transar transitoriamente, para dar un tiempo a los agentes para clarificar sus
expectativas.
8.4 Operadores del Mercado
Los operadores del mercado serían principalmente expertos de las distintas
empresas que analizando sus proyecciones, necesidades o la situación del sistema,
decidan comprar o vender los distintos contratos que se puedan transar.
Los operadores deberán estar sujetos a un control estricto por parte del área
financiera de la empresa y a un asesoramiento permanente por las áreas de operaciones y
comercial. Los operadores podrán tener principalmente dos controles, de tipo de contrato
a transar y de volúmenes de energía o potencia a comprometer en contratos.
La entrada de especuladores a este mercado no se debe restringir, para lograr
una mayor liquidez de los distintos contratos. La labor de los especuladores es la de
realizar arbitraje en las oportunidades que lo estimen adecuado, empujando los precios
de mercado a su valor justo, cuando estiman que dichos precios en un determinado
momento no corresponden al que debería tener el activo en cuestión.
8.5 Productos Potenciales y Principales Participantes
Tal como se indicó las principales aplicaciones de un mercado de opciones y
futuros para cobertura de riesgo en el sector eléctrico son: los contratos de opciones y
futuros de energía a costo marginal, para cubrir el riesgo que pueden producir los
traspasos de energía a costo marginal entre generadores; la opción a consumir potencia
en un período de tiempo específico, sin tener que continuar con el pago de ésta durante
87
todo un año; el contrato futuro de energía y potencia entre un cliente libre y un generador
a precio de nudo.
8.5.1 Contratos de opciones y futuros de costo marginal de energía eléctrica
Esta es la principal aplicación que se podría implementar con un mercado de
futuros y opciones de energía eléctrica, dado la actual regulación del sistema chileno. En
esta aplicación es posible aplicar tanto futuros como opciones.
El mercado de opciones y futuros de energía eléctrica se hace interesante
para los costos marginales de operación, dada su alta volatilidad, provocada
especialmente por la hidrología y aumentada en caso de fallas de los grupos importantes
de generación. En el caso de los precios de nudo no es tan interesante, dada la baja
volatilidad que tienen los valores de nudo a través del tiempo. Sin embargo, no se debe
desechar la posibilidad de crear o investigar este mercado también.
La alta volatilidad del costo marginal de generación crea riesgos a las
empresas generadoras de electricidad, los que hoy se cubren principalmente a través de
contratos con clientes libres y distribuidoras. Sin embargo, aún quedan riesgos que no
son posibles de cubrir. La variabilidad hidrológica del SIC hace especialmente
interesante la creación de un mercado de opciones y futuros para los intercambios de
energía eléctrica, pues de esta forma, las empresas se pueden proteger de años muy
húmedos con costos marginales de generación muy bajos o años muy secos con costos
marginales de generación muy altos, dependiendo de su las características de su parque
de generación y de la estructura de contratos que tenga. Este instrumento también es útil
para reducir el impacto de fallas mayores en centrales generadoras. Estas pueden
producir una caída de la oferta de energía en algunos casos por meses, aumentando
considerablemente los costos marginales. También puede ser útil para reducir el impacto
de aumentos o caídas importantes e inesperados en la demanda de energía eléctrica o
variaciones de precios del petróleo o del carbón.
88
Los principales participantes de este mercado serían todas las empresas de
generación eléctrica. Quizás podrían participar, aunque en menor escala, las empresas
distribuidoras, por su conocimiento del mercado y por su participación en la compra a
precio de nudo. En tercer lugar también participarían especuladores especializados, los
que se dedicarían a realizar arbitraje, dándole al mercado mayor eficiencia y liquidez.
Las empresas generadoras y los distribuidores tendrían como objetivo limitar
su riesgo, para lo cual crearían carteras de riesgo limitado. Estas se compondrían de sus
inversiones, compromisos con sus clientes y compras o ventas de opciones y futuros de
energía, y en el caso de los generadores, además, los futuros traspasos vía CDEC. La
construcción de la cartera óptima para cada participante dependerá de los compromisos
que tenga, de sus expectativas de mercado, de las características del parque de
generadores en particular que tenga cada empresa y de su posición frente al riesgo.
Las empresas que tengan pronosticado tener que comprar energía en el
CDEC, se cubrirán ante aumentos del costo marginal, por lo que tomarán principalmente
una posición larga en el mercado. O sea, entrarán a comprar energía a futuro para evitar
aumentos inesperados del costo marginal de generación. Las empresas que tengan
estimado que van a vender sus excedentes al CDEC, se preocuparán de hacerse inmunes
a caídas del costo marginal, por lo que tomarán principalmente una posición corta en el
mercado. O sea venderán energía a futuro para que así ante una caída de los costos
marginales de generación no se vean mayormente afectados.
Aquellas partes que compren energía a futuro, estarán dispuestas a pagar un
precio ligeramente mayor al pronosticado, pues la diferencia será un premio al riesgo que
pagarán para evitar aumentos importantes en los costos marginales de generación.
Los que vendan energía a futuro, también deberán estar dispuestos a pagar un
premio al riesgo, por lo que venderán a un precio ligeramente inferior que el
pronosticado, para evitar caídas sustanciales en el costo marginal de generación.
Este mercado funcionaría en forma paralela a la operación del CDEC. Los
contratos se liquidarían a través de una Cámara de Compensación y las transferencias de
89
energía a costo marginal entre participantes del CDEC se realizarían en este organismo.
La idea es no confundir las obligaciones de una parte con la de la otra.
Es importante mencionar que este mercado de opciones y futuros no tiene
por que afectar los precios que fije la autoridad ni la seguridad, ni la calidad de servicio,
pues el sistema sigue operando tal como siempre.
8.5.1.1 Estructura de los contratos futuros y opciones a costo marginal de
energía eléctrica
Los contratos serían tanto para opciones del tipo europeo y futuros, es decir,
la idea es que estos instrumentos solamente podrían ser ejecutados en su vencimiento,
aunque se puedan vender en cualquier momento. La razón es clara, pues dada la alta
volatilidad relacionada con la hidrología y también con la estacionalidad, el hecho de
que el instrumento se pueda ejecutar en cualquier fecha lo hace poco claro. Es claro que
no tiene el mismo costo producir 1KWh en Agosto que en Diciembre.
Principalmente existirían dos tipos de contrato en lo que se refiere al tiempo
de vencimiento, los que se distinguirían entre contratos largos y contratos cortos.
Los contratos largos podrían empezar a transarse con dos o tres años de
anticipación, fijando un mes determinado y un valor para el promedio del costo marginal
de generación de este mes. Este, al compararlo con el promedio mensual del costo
marginal de generación de dicho mes, se liquidaría como corresponde. Se considera un
período de un mes pues no tiene sentido hacer pronósticos en el largo plazo para las
distintas semanas de un mes determinado, pues son prácticamente indistinguibles entre si
al hacer la estimación tres, dos o incluso un año de anticipación. Este contrato tiene un
horizonte de largo plazo y está destinado a cobertura de riesgo en el largo plazo.
Dada la longitud de tiempo que involucra este contrato debe considerarse el
caso que se pueda cambiar la forma de medir el costo marginal de generación con lo que
el precio fijado en el contrato ya no tendría relación con la nueva realidad. Por lo tanto se
90
debe tener en cuenta las medidas a tomar en el caso de que el costo marginal de
generación se calculase en forma distinta.
Dado a que estos contratos se transan en un horizonte de tiempo mediano,
quizás es aconsejable el transarlos en U.F. para darle al mercado mayor estabilidad y
transparencia.
Los contratos cortos se empezarían a transar desde tres meses antes de la
fecha de ejercicio. En este caso el contrato correspondería al valor promedio del costo
marginal de generación de una semana determinada. Estos instrumentos pueden
aprovechar más la volatilidad del mercado, y reflejarán las expectativas de hidrología en
el corto plazo.
Las características de los dos contratos para energía eléctrica a costo
marginal de generación se resumen en la tabla 8.1.
Posiblemente en un futuro cercano, con un mejor cálculo del costo marginal
instantáneo, se podrían plantear una mayor variedad de contratos cortos para un día, para
promedios de costo marginal en bloques de días, días de semana y fines de semana o
incluso un bloque horario o una hora determinada dentro de un día o bloque de días,
dándole un mayor dinamismo al mercado.
8.5.2 Opción a consumir potencia en un período de tiempo específico
La idea de este instrumento es la de ofrecer una opción, por parte de la
empresa proveedora a un usuario del sistema, para consumir una mayor cantidad de
potencia en un período de tiempo específico, sin tener que contabilizar este aumento de
consumo de potencia durante todo un año, como se plantea en el esquema tarifario
vigente.
Este instrumento está básicamente dirigido a clientes industriales, cuyos
procesos no sean contínuos o que tengan un factor de utilización bajo de sus plantas y se
les presente la posibilidad de realizar un aumento importante de su producción
ocasionalmente o bien, que este sea estacional.
91
La aplicación de esta opción es clara, aunque no es una opción corriente, en
transable en una Bolsa, pues ella está relacionada a una situación puntual entre un
consumidor y una distribuidora o entre un cliente libre con una empresa de generación.
Para el cálculo del valor de la opción, la empresa distribuidora o de
generación, deberá realizar un análisis de situaciones de coincidencia de sus distintos
consumidores y del perfil de carga. en cierta forma apostar que en el momento del
consumo máximo de potencia del cliente que suscribe la opción, no coincida con el
momento de la punta de sus clientes en conjunto. Por otro lado, el cliente que suscribe la
opción, debe calcular cuanto es el beneficio que se le produce con este aumento de
producción puntual y ver cuanto es lo máximo que está dispuesto a pagar para consumir
esa mayor cantidad de potencia puntual.
Si después de este período, el cliente industrial necesitara nuevamente
aumentar su consumo de potencia eléctrica, deberá comprar nuevamente una opción si
no quiere pagar el aumento de potencia por un año.
El concepto de interrumpibilidad de servicio propuesta por T. Gedra11, esta
explicado brevemente anteriormente, es una alternativa interesante para poder calcular el
valor de esta opción.
Las características básicas de esta opción se pueden ver en la tabla 8.1.
8.5.3 Contrato futuro de energía y potencia entre cliente libre y generador a
precio de nudo
Pese a la baja volatilidad del precio nudo, no es descartable el crear un
mercado de opciones y futuros para precios de nudos. Este mercado estaría focalizado en
un horizonte de tiempo largo, dado que si bien los efectos de la volatilidad en el corto
plazo para el precio de nudo puede ser baja, en el largo plazo sí pueden ser importantes.
11 T. Gedra, Optinal Fowards Contracs for Electric Power Markets, 1991
92
Este contrato es parecido al que realizan hoy algunos clientes libres, pero la
virtud del contrato a futuro sería el de poder volver a venderse ya sea al mismo
generador o a otro cliente libre. La idea es que los generadores, al mismo tiempo que
realizan contratos de suministro con clientes libres o regulados, vendan o compren
contratos a futuro en sus nudos, en nudos cercanos o en nudos importantes. El mismo
generador podría también comprar su propio contrato si éste no le fuese conveniente, por
algún cambio de circunstancias que no tenía pronosticadas, o prefiriera negociar un
nuevo contrato con algún interesado en suministro.
Lo mismo deben hacer los clientes libres y regulados que solicitan
suministro, mediante la negociación de tarifa con una empresa generadora. De esta
forma ambas partes se protegen en el largo plazo de aumentos o disminuciones del
precio nudo.
Para una mayor estandarización de los contratos, sería positivo el que los
contratos se refieran a un pequeño numero de nudos. La estandarización le daría al
mercado mayor liquidez y transparencia.
Estos contratos son interesantes para clientes industriales o grandes clientes
en que el gasto en electricidad es importante dentro de sus insumos.
Al existir esta modalidad, el contrato se ve aumentado de valor, pues ya no
sólo se valoran las condiciones que en él se establecen, sino que también el hecho de
darle liquidez.
La característica de estos contratos serían de opciones europeas y futuros.
Los contratos mayormente tenderían a ser de largo plazo, hasta diez años, y cada
contrato duraría un semestre, considerando una cantidad de energía y/o potencia
mensual. Dada la característica de largo plazo el precio de energía y potencia se fijaría en
U.F. para darle al instrumento mayor estabilidad.
Las características de todos estos contratos a precio de nudo se resumen en la
tabla 8.1.
Tabla 8.1: Tipos y Característica de los Contratos
93
Contrato Características· Contrato Largo · Energía eléctrica a costo marginal.
· Futuros y Opciones Europeas· Desde dos a tres años anticipado se puede transar.· Costo Marginal promedio Mensual.
· Contrato Corto · Energía eléctrica a costo marginal· Futuros y Opciones Europeas· Desde tres meses anticipado se pueden transar.· Costo Marginal Promedio Semanal.
· Opción a Potencia Eléctricaen período puntual detiempo.
· Potencia eléctrica.· Opción Europea.· Cliente compra a proveedor una opción por una
cantidad y por un período dado.· Cliente se evita pagar potencia durante todo un
año.· Si el cliente vuelve a necesitar potencia, debe
volver a comprar una nueva opción o consumirpotencia y pagarla por lo que queda del año.
· Contrato de energía ypotencia a precio nudo:
· Energía y potencia eléctrica a precio nudo.· Futuros y Opciones Europeas· Largo Plazo hasta 10 años· Vencimiento Semestral· Principalmente nudos en Santiago
8.6 Aspectos Legales
El aspecto legal de la creación y funcionamiento de un mercado de opciones
y futuros es fundamental si se pretende crear un mercado que funcione en forma
ordenada, transparente y en que los participantes tengan la certeza de que se les va
cumplir los compromisos a tiempo, (y ellos también cumplan con sus compromisos).
Un mercado de opciones y futuros para energía eléctrica estaría relacionado
básicamente con dos legislaciones, la eléctrica y la financiera. La legislación eléctrica
está supervisada por de la Comisión Nacional de Energía y la legislación financiera por
la Superintendencia de Valores y Seguros.
94
Actualmente la legislación eléctrica no considera ningún aspecto ni a favor
ni en contra al funcionamiento de un mercado de opciones y futuros para energía
eléctrica. De hecho, este mercado está planteado de forma paralela al mercado eléctrico
actual, pues se focaliza en un aspecto financiero y no en un aspecto operacional, que es
lo que regula la ley eléctrica. Por esta razón no debería existir ningún impedimento para
la creación de un mercado de opciones y futuros para energía eléctrica, al menos desde el
punto de vista de la legislación eléctrica, ya que este nuevo mercado no modificaría la
operación del sistema eléctrico actual.
La legislación financiera para un mercado de opciones y futuros para energía
eléctrica no existe. Sin embargo, existe una legislación similar para futuros y opciones
de moneda extranjera, acciones e índice de precio selectivo de acciones, (IPSA). La
aplicación de la legislación financiera es supervisada por la Superintendencia de Valores
y Seguros, la que vela principalmente por la transparencia del mercado y de que no
existan actos viciosos. El mercado de opciones y futuros para energía eléctrica no es de
una organización muy diferente a los actuales mercados de opciones y futuros; lo que
difiere sustancialmente son las características de los contratos, por lo que se debe
delimitar principalmente lo que se refiere a volumen, fecha de vencimiento y bloques de
tiempo sobre el cual se suscribe el contrato.
Lo de mayor importancia en este aspecto será una reglamentación respecto a
la información que deben entregar las empresas y el CDEC al mercado, el sistema de
márgenes y garantías, sobre la liquidación de los contratos y fundamentalmente una
clasificación sobre quienes pueden operar en el mercado, para evitar una especulación
exagerada.
95
9. SIMULACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO CON UN MERCADO
DE FUTUROS SOBRE COSTO MARGINAL DE GENERACIÓN
ELÉCTRICA
9.1 Introducción
En este capítulo se presenta una simulación numérica de cómo se ven
afectados los ingresos operacionales de las empresas del SIC en un año bajo distintos
casos y como varían estos con la existencia de un mercado de futuros de energía eléctrica
a costo marginal La simulación se realizó considerando solamente la existencia de
futuros; es más clara la fijación de precio de un futuro que la de precio de una opción.
Los precios de los futuros se tomaron en forma arbitraria, considerando solamente el
precio del costo marginal de generación de un Caso Base.
La simulación se realizo con el modelo OMSIC, con el cual se determinó el
costo marginal de generación y la generación por central para el Caso Base y los
distintos casos con los que se obtiene las sensibilidades correspondientes.
Lo que se pretende con esta simulación es poner de manifiesto y cuantificar
los riesgos en el negocio de la generación eléctrica, la existencia o no de variaciones en
los ingresos con la aplicación de un mercado de futuros y cómo pueden variar los
ingresos a medida que cambia el tamaño del contrato o el costo futuro fijado.
9.2 Simulación
El modelo OMSIC fue corrido primero para un Caso Base y luego para
distintos casos en los que se realizaban cambios en el sistema, se simuló retiro de
centrales térmicas o hidráulicas, cambios en la demanda, variaciones en los precios de
combustibles o hidrologías de años muy secos a muy húmedos.
El modelo OMSIC entrega como resultados principales de la simulación, la
generación mensual de las centrales hidráulicas, la generación térmica del sistema, la
generación mensual de las centrales del Lago Laja y el costo marginal de generación
96
mensual. El modelo entrega la suma de la generación térmica de todas las centrales del
sistema. Mediante una pequeña modificación en el programa es posible obtener la
generación de cada una de las centrales térmicas. Con la generación mensual por central
es posible calcular la generación mensual total por empresa.
Los contratos con clientes libres y regulados fueron deducidos a partir de la
información pública del CDEC-SIC12. Se dedujeron los compromisos de las empresas
como la energía generada más las compras y menos las ventas, dependiendo el caso. Para
la simulación se supuso que los compromisos con clientes libres y regulados están en la
misma proporción que lo generado entre Abril 1992 y Marzo de 1993 y lo generado en el
año del Caso Base.
Con el costo marginal de generación mensual para cuatro años se calculó el
precio de nudo y con todos estos datos fue posible calcular los ingresos de la operación
de las distintas empresas. Este no es el procedimiento que aplica en rigor la legislación
para calcular el precio de nudo, pero es suficiente para efectos de este trabajo. El precio
de nudo para el primer semestre en todos los casos es el mismo y solo varía para el
segundo semestre en cada caso. Para el cálculo del precio de nudo se utilizo la siguiente
formula:
PNCmg
D
rD
r
ii
ni
i
ii
i
n= +
+
=
=
∑
∑1
1
1
1
*( )
( )
12 CDEC-SIC, Estadísticas de operaciones 1985-1993
97
Donde:
· PN es el Precio de Nudo
· Cmgi es el Costo marginal de generación del mes i
· Di es la demanda de energía el mes i
· n son los meses considerados para el calculo del Precio de nudo, 48 en este
caso.
· r es una tasa de descuento del 10% anual, r = −11 112 .
Con los costos marginales de generación mensual, los precios de nudo, la
generación por empresa y los compromisos por empresa, es posible calcular los ingresos
operacionales de cada empresa. Se supuso para calcular los ingresos que el precio al que
se le vende la energía a los clientes libres y regulados es el precio de nudo.
Los ingresos operacionales de cada empresa son iguales a los compromisos
de la empresa por el precio de nudo, más las ventas o menos las compras a costo
marginal, menos los costos de generación de sus centrales térmicas, Cgenj, por lo que
genera cada una de ellas, Eij, en cada mes. Para las centrales hidráulicas se consideró el
costo de generación igual a cero. No se consideraron costos de mantenimiento. Luego, el
ingreso de la empresa k para el año es igual a:
( )I PN Compromisos Cmg Ventas Compras Cgen Ek i i i i j ijC Termica ji
= + − −
∑∑
=
* * *. ,1
12
El Cgenj para cada central es igual al el consumo específico de la central,
Cespj, por el precio de combustible de ésta, Pcombj, más su costo variable no
combustible, Cvncj.
Cgen Cesp Pcomb Cvncj j j j= +*
Se procedió a calcular los ingresos sin la existencia de un mercado de futuros
para cada uno de los casos, para más adelante compararlos con los ingresos o pérdidas
98
adicionales que puedan producir las operaciones con futuros. No se consideraron en las
sensibilidades los cambios de los ingresos por venta e intercambios de potencia.
9.2.1 Esquema de la simulación
El esquema de la simulación es el siguiente:
1. Una empresa de generación realiza el 31 de Marzo, un día antes de que empiece el
año hidrológico, su proyección de generación, traspasos y costo marginal de
generación para todo el año. Esta proyección arroja un resultado que es el llamado
Caso Base.
2. Según esta proyección, la empresa contrata futuros el mismo 31 de Marzo para todo
el año hidrológico, de Abril a Marzo siguiente. Estos contratos los realiza a un precio
relacionado con el costo marginal que dió como resultado el Caso Base. Esta relación
puede ser la mitad, igual o el doble que el costo marginal del Caso Base. El tamaño de
los contratos puede ser también la mitad, igual o el doble que en el Caso Base de los
traspasos. Las proporciones se mantienen constante para todos los meses y también si
es compra o venta de futuros.
3. Durante el transcurso del año se produce un cambio o accidente en el sistema, cada
cambio o accidente representa una sensibilidad distinta. El resultado operacional varía
para cada empresa. Este resultado se comparará con el resultado del Caso Base.
4. Una vez finalizado el año hidrológico, se procede a analizar cual es el efecto que
produce en el resultado operacional el hecho de que las distintas empresas hallan
incorporado futuros en su ejercicio.
9.2.2 Caso Base de la simulación
El Caso Base de la simulación es el resultado entregado por el OMSIC para
un año normal. Se considera como año normal a uno en que la hidrología y los costos de
99
combustibles están en los rangos normales esperados, la demanda de energía eléctrica es
la pronosticada y no existen fallas mayores en centrales del sistema.
Los costos marginales de generación, precios de nudo, datos de generación e
intercambios por empresa tanto para el Caso Base como paro los casos de las
sensibilidades están en el Anexo C. En los anexos también se incluyen los ingresos de
las empresas del sector si vendieran su energía en un cien por ciento a costo marginal o a
precio de nudo. Lo interesante en este punto es notar como varía el ingreso de la
industria en su conjunto, tanto en relación al Caso Base como en relación al ingreso
obtenido en con sensibilidad correspondiente.
Los ingresos obtenidos para la simulación base se entregan en la tabla 9.1.
Los ingresos están expresados en millones de pesos y son la base 100%, de comparación
para las sensibilidades.
Tabla 9.1: Ingreso Caso Base
Chilgener ENDESA Pehuenche ColbúnCaso Base (MM$) $38,037.2 $101,771.2 $46,621.9 $37,344.0
9.2.3 Sensibilidades
Las sensibilidades se obtiene de los distintos casos de la simulación en los
que se varía características importantes del sistema. En ellos se cambiaron condiciones
de hidrología, se retiraron centrales por fallas, se variaron los precios de combustibles y
se varió la demanda. En el análisis de sensibilidad sólo se modificó una variable a la vez.
En cada caso varió la energía generada por empresa, producto de lo cual variaron los
traspasos entre ellas. Por efecto de lo anterior, cambiaron los costos marginales de
generación para cada mes. Con estas nuevas condiciones de generación y precios se
obtuvieron nuevos precios de nudo para el segundo semestre, con lo que fue posible
100
encontrar nuevos valores para los ingresos operacionales de cada empresa, dada las
nuevas características del sistema.
Como la principal limitación de la simulación se debe destacar la no
inclusión de las compras o ventas de potencia eléctrica entre empresas de generación en
los resultados de operación de las empresas. Tampoco se consideró que las empresas que
tengan generación térmica realicen cobertura sobre el precio de combustible ni que
existan seguros de lucro cesante para las distintas unidades de generación.
Las sensibilidades se agruparon según la característica que se varió en cada
uno de ellas. Se realizaron cuatro agrupaciones distintas, las que se presentan a
continuación.
9.2.3.1 Sensibilidad con respecto a la hidrología
En esta sensibilidad se corrió el modelo OMSIC para distintas hidrologías
específicas. Se seleccionaron años muy húmedos, muy secos, húmedos, secos y un año
medio.
Para cada uno de estos años se corrió el modelo y analizaron los resultados
por el entregado. Los casos que se corrieron están enumerados en la siguiente lista. Entre
paréntesis se indica los años que representan el tipo de hidrología considerada.
Caso SituaciónCaso 1.1 : Año muy seco, (1968-69).Caso 1.2 : Año seco, (1956-57)Caso 1.3 : Año medio, (1969-70)Caso 1.4 : Año húmedo, (1966-67)Caso 1.5 : Año muy húmedo (1941-42)
Se obtuvieron los ingresos para cada uno de estos casos y se compararon
porcentualmente con el Caso Base igual a 100%. Estos están expresados en la tabla 9.2 y
figura 9.1.
101
Tabla 9.2: Resultados de las Empresas para Sensibilidad con Respecto a la Hidrología
Chilgener ENDESA Pehuenche ColbúnMM$ % MM$ % MM$ % MM$ %
Caso 1.1 22,501.7 59.2 161,429.0 91.8 56,320.3 120.8 16,887.1 45.2
Caso 1.2 38,517.2 101.3 69,311.4 68.1 67,492.8 144.8 49,284.0 132.0
Caso 1.3 41,545.2 109.2 109,789.7 107.9 40,045.8 85.9 31,889.5 85.4
Caso 1.4 51,598.9 135.7 126,580.7 124.4 28,371.1 60.9 18,494.2 49.5
Caso 1.5 57,861.7 152.1 127,970.6 125.7 25,188.2 54.0 15,343.5 41.1
0%20%40%60%80%
100%120%140%160%
Chilgener ENDESA Pehuenche Colbún
Caso 1.1
Caso 1.2
Caso 1.3
Caso 1.4
Caso 1.5
Figura 9.1:Resultados de las Empresas para Sensibilidad con Respecto a la Hidrología
Es interesante notar que los resultados de Pehuenche y Colbún mejoran en la
medida que enfrenten años más secos, a excepción del año de la gran sequía
correspondiente a 1968-69. El resultado de ENDESA mejora con los años húmedos y
logra su peor resultado en un año seco y no en uno muy seco como era de esperar. Para
Chilgener, empeora para un año seco, especialmente por que debe generar a plena
capacidad con las unidades de mayor costo, y mejora sustancialmente para un año
húmedo.
102
9.2.3.2 Sensibilidad con respecto a fallas mayores de centrales:
En esta sensibilidad se simularon fallas en distintas centrales. Esto se simuló
considerando centrales en mantenimiento o se atrasaba su ingreso al parque activo de
centrales generadoras. Los casos que se realizaron son los siguientes:
Caso SituaciónCaso 2.1 : Sin Central Ventanas 2 todo el AñoCaso 2.2 : Sin Colbún todo el Año.Caso 2.3 : Pehuenche fuera Junio y JulioCaso 2.4 : El Toro y Antuco fuera AgostoCaso 2.5 : El Toro fuera en Junio.
Los ingresos obtenidos para cada uno de estos casos considerando el Caso
Base igual a 100%. Estos están indicados en la tabla 9.3 y figura 9.2.
Tabla 9.3: Resultado Sensibilidades con Respecto a Fallas
Chilgener ENDESA Pehuenche ColbúnMM$ % MM$ % MM$ % MM$ %
Caso 2.1 24,099.6 63.4 107,811.5 105.9 54,814.1 117.6 45,682.1 122.3
Caso 2.2 38,475.2 101.2 126,024.6 123.8 76,029.5 163.1 (12,660.1) -33.9
Caso 2.3 37,710.0 99.1 108,856.9 107.0 38,388.5 82.3 43,849.3 117.4
Caso 2.4 38,370.9 100.9 96,753.3 95.1 50,888.0 109.2 43,994.2 117.8
Caso 2.5 36,482.7 95.9 100,274.0 98.5 49,903.3 107.0 41,586.3 111.4
103
-40%
10%
60%
110%
160%
210%
Chilgener ENDESA Pehuenche Colbún
Caso 2.1
Caso 2.2
Caso 2.3
Caso 2.4
Caso 2.5
Figura 9.2: Resultado Sensibilidades con Respecto a Fallas
Cuando se trata de fallas en centrales importantes el efecto mayor negativos
se produce en la empresa en que se produce la falla. Dependiendo el caso, los ingresos
de las otras empresas pueden aumentar, principalmente por un mayor valor del costo
marginal de generación.
9.2.3.3 Sensibilidad con respecto a la demanda de energía eléctrica
Para la sensibilidad con respecto a la demanda eléctrica, se simularon dos
casos, aumentado y disminuyendo en 10% el consumo de energía eléctrica. Se supuso
que los compromisos con clientes también aumentaron o disminuyeron en la misma
cantidad.
Caso SituaciónCaso 3.1 : Demanda 10% mayor que en Caso Base.Caso 3.2 : Demanda 10% menor que en Caso Base.
Los ingresos obtenidos para cada uno de estos caso considerando el Caso
Base igual a 100% son:
104
Tabla 9.4: Resultado Sensibilidad con Respecto a Demanda.
Chilgener ENDESA Pehuenche ColbúnMM$ % MM$ % MM$ % MM$ %
Caso 3.1 32,935.4 86.6 101,558.1 99.8 64,912.6 139.2 56,132.2 150.3
Caso 3.2 39,880.7 104.8 96,531.4 94.9 36,330.8 77.9 26,951.3 72.2
0%20%40%60%80%
100%120%140%160%
Chilgener ENDESA Pehuenche Colbún
Caso 3.1
Caso 3.2
Figura 9.3: Resultado Sensibilidades con Respecto a Demanda
En este caso se produce un efecto interesante en Chilgener. Cuando existe un
aumento de la demanda el resultado de Chilgener disminuye, principalmente porque
aumenta su generación térmica y sus gastos en combustibles. Los resultados de las otras
empresas aumentan pues existe un aumento del costo marginal de generación. Solamente
el resultado de ENDESA se mantiene prácticamente constante.
Cuando se produce una disminución de la demanda aumenta el resultado de
Chilgener, pues disminuyen sus costos de generación térmicos. Dado que disminuyen los
costos marginales de generación y la generación de las otras empresas, también
disminuyen sus correspondientes resultados.
105
9.2.3.4 Sensibilidad con respecto a los precios de los combustibles
La sensibilidad con respecto a los precios de los combustibles se determinó
considerando que los precios varían a el doble o la mitad del precio del Caso Base. Se
consideró también valores un 20% mayor o menor que el precio del Caso Base.
Caso SituaciónCaso 4.1 : Precio combustibles 50% menor al Caso Base.Caso 4.2 : Precio combustibles 20% menor al Caso Base.Caso 4.3 : Precio combustibles 20% mayor al Caso Base.Caso 4.4 : Precio combustibles 100% mayor al Caso Base.
Los ingresos obtenidos para cada uno de estos caso considerando el Caso
Base igual a 100% son:
Tabla 9.5: Resultado Sensibilidades con Respecto a Precios de Combustibles.
Chilgener ENDESA Pehuenche ColbúnMM$ % MM$ % MM$ % MM$ %
Caso 4.1 40,852.0 107.4 106,993.1 105.1 38,872.4 83.4 29,296.8 78.5
Caso 4.2 41,491.6 109.1 103,461.6 101.7 44,393.1 95.2 34,969.6 93.6
Caso 4.3 36,821.3 96.8 101,614.2 99.8 48,812.6 104.7 39,680.2 106.3
Caso 4.4 31,083.3 81.7 91,980.9 90.4 61,438.6 131.8 52,735.6 141.2
0%20%40%60%80%
100%120%140%
Chilgener ENDESA Pehuenche Colbún
Caso 4.1
Caso 4.2
Caso 4.3
Caso 4.4
106
Figura 9.4: Resultado Sensibilidades con Respecto a Precios de Combustibles.
Casos cuando hay una disminución en los costos de combustibles mejoran
los resultados de Chilgener y de ENDESA, pues disminuyen sus costos de generación
térmicos. Esto produce una disminución en el costo marginal de generación, por lo que
disminuye el resultado de las otras empresas. Cuando existe un alza en el precio de los
combustibles, se produce exactamente lo contrario.
9.2.4 Resultados y análisis de los casos de la simulación
En las simulaciones anteriores se aprecia los distintos efectos que tienen
sobre los resultados de las empresas algunos factores de riesgo. Pueden apreciarse
efectos de importancia en el resultado operacional de las distintas empresas de hasta un
cincuenta por ciento superior o incluso pérdidas del ejercicio.
Se ha podido verificar que el factor hidrología es la principal fuente de
riesgo, seguido por los riesgos por fallas mayores en centrales de generación. Estos
factores pueden causar importantes perjuicios en los resultados de las empresas de
generación.
9.3 Introducción de Futuros
Una vez conocidos los ingresos para los distintos casos y las variaciones con
respecto al Caso Base, se procedió a introducir carteras compuestas de futuros a cada
empresa. Pese a que este trabajo formula la posibilidad de introducir opciones y futuros,
en el caso de la simulación numérica se consideró sólo futuros que permiten ilustrar en
forma más simple sus beneficios.
La forma de creación de carteras de futuros utilizada es la siguiente:
1. Dado los compromisos contractuales de las empresas generadoras y la generación del
Caso Base, se crearon carteras de la mitad, igual y el doble de la energía traspasada
107
por las empresas en el Caso Base. Por ejemplo si una empresa compraría 100KWh en
un mes determinado del Caso Base, se simula una cartera con la compra o venta de
futuros por una cantidad de 50, 100 y 200KWh para ese mes. Esto mismo se realizó
para todos los meses, considerando proporciones fijas para todos los meses de un
medio, uno y dos veces la cantidad de traspasos.
2. El precio a que la empresa compra el futuro de energía es igual a la mitad, igual o el
doble del precio que arrojó el Caso Base para cada mes. Por ejemplo si el precio para
Marzo es 10$/KWh, entonces la empresa comprara o venderá a 5, 10 o 20$/KWh
cada futuro.
Con estos dos criterios se logran nueve casos para compra o venta de futuros
de energía. Dado estos casos se analizará como varía el ingreso para cada empresa con
respecto al Caso Base. Para cada caso se obtendrá una tabla parecida a la tabla 9.6.
Donde CmgF es el costo marginal futuro, o al que se está comprando el
futuro y CmgB es el costo marginal del Caso Base. El parámetro llamado factor toma un
valor positivo para venta de futuros y es negativo para compras de futuros. Si el factor es
igual a 0.5 negativo, la empresa esta comprando una cantidad igual a la mitad del
volumen de energía que se pronosticaba traspasar, dado el Caso Base.
108
Tabla 9.6: Tabla tipo de Análisis de la introducción de Futuros al Caso Base.
Empresa Factor DIngCmgF=½CmgB
DIngCmgF=CmgB
DIngCmgF=2CmgB
2½
Empresa 0-½-2
La gran limitación de esta simulación es la de considerar que las posiciones
de compra o venta de futuros son constantes durante todo el año. Esto puede producir un
sesgo en el análisis, pero da la facilidad de poder comparar más fácilmente las distintas
posiciones y las distintas sensibilidades. En el caso real sería muy extraño que una
empresa tomará posiciones constantes en el tiempo.
9.3.1 Ingreso de futuros sobre el Caso Base
En un primer lugar se simuló el efecto de los futuros en un escenario idéntico
al Caso Base. En el año no se produjo ninguna alteración, comportándose tal como se
estimara en condiciones promedio. Se obtuvieron los siguientes resultados, los que están
resumidos en la tabla 9.7.
109
Tabla 9.7: Variación Resultado Caso Base usando Futuros.
Empresa Factor DIngCmgF=½CmgB
DIngCmgF=CmgB
DIngCmgF=2CmgB
2 38.7% 0.0% -77.5%
½ 9.7% 0.0% -19.4%
Chilgener 0 0.0% 0.0% 0.0%
-½ -9.7% 0.0% 19.4%
-2 -38.7% 0.0% 77.5%
2 28.7% 0.0% -57.4%
½ 7.2% 0.0% -14.4%
ENDESA 0 0.0% 0.0% 0.0%
-½ -7.2% 0.0% 14.4%
2 -28.7% 0.0% 57.4%
2 44.0% 0.0% -88.1%
½ 11.0% 0.0% -22.0%
Pehuenche 0 0.0% 0.0% 0.0%
-½ -11.0% 0.0% 22.0%
-2 -44.0% 0.0% 88.1%
2 59.2% 0.0% -118.4%
½ 14.8% 0.0% -29.6%
Colbún 0 0.0% 0.0% 0.0%
-½ -14.8% 0.0% 29.6%
-2 -59.2% 0.0% 118.4%
De la tabla 9.7 resaltan las siguientes observaciones:
1. En los casos en que se compraron futuros al mismo costo marginal que el Caso Base,
no se produce ninguna utilidad adicional, cosa que era de esperar.
2. Los resultados son simétricos con respecto al tamaño del contrato, es decir, la utilidad
adicional por comprar una cantidad de futuros a un precio determinado es igual en
magnitud a la pérdida producida al vender la misma cantidad de futuros del mismo
tipo.
3. A medida que aumenta el tamaño de la cartera, la utilidad o pérdida adicional
aumenta en la misma proporción en que aumenta la cartera. Por ejemplo si se logra
110
una utilidad de $100 con una cartera determinada, se lograrán $200 con una cartera
duplicada.
Se considera también en el análisis el hecho de que especuladores compren o
vendan futuros de energía eléctrica. Para esto se ha analizado que es lo que ocurre con
ellos cuando venden o compran una cantidad determinada de energía todos los meses del
año, en este caso 1GWh, a un precio igual a la mitad, igual o el doble que el proyectado
en el Caso Base. Los resultados se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 9.8: Utilidad, (Pérdida) por distintas posiciones de Especuladores.
Utilidad, Pérdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgBCompra 1GWh (73.8 ) - 147.5Venta 1GWh 73.8 - (147.5 )
En la tabla se observa que los especuladores logran utilidades cuando venden
futuros a precios más bajos que al que se ejerce el futuro o cuando compran futuros a un
precio más alto que el precio al que se ejerce el futuro. Logran pérdidas en los casos
contrarios. En el Caso Base no se logra ni utilidad ni pérdida cuando el precio al que se
ejerce el futuro es igual al que se contrató el futuro.
9.3.2 Introducción de futuros en los casos con sensibilidades
Se procedió a introducir futuros en los distintos casos para los cuales se
estudiaron sensibilidades, para ver como varían los resultados de las empresas con
respecto a los ingresos del caso en estudio y del Caso Base. Adicionalmente, se analiza
que es lo que ocurre con especuladores que tomen distintas posiciones en el mercado.
Para estudiar los resultados se utilizará una tabla como la siguiente:
111
Tabla 9.9: Tabla tipo aumento, (disminución) utilidad sensibilidades utilizando futuros13.
Empresa Factor DIngCmgF=½CmgB
DIngCmgF=CmgB
DIngCmgF=2CmgB
RSF/RSsF
%RSF/RCB
%RSF/RSsF
%RSF/RCB
%RSF/RSsF
%RSF/RCB%
2½
Empresa 0-½-2
Estas tablas se entregan en el Anexo D. Existen dos tablas para cada caso,
una para observar los resultados de las empresas y la otra para observar los resultados de
los especuladores. Como observación general se puede apreciar en las tablas que, como
era de esperar, a medida que el tamaño de la cartera de futuros aumenta, el efecto sobre
el resultado aumenta, produciendo importantes aumentos de utilidades o pérdidas.
Se ha elegido los múltiplos dos, uno y un medio para el tamaño de los
traspasos de energía entre generadores, pues estos ponderadores producen un efecto claro
en el resultado.
También se ha considerado las utilidades o pérdidas que pudieran lograr
especuladores, utilizando los mismos supuestos que en el Caso Base.
A continuación se presenta la tabla correspondiente al Caso 3.1.en donde se
aprecia las distintas posiciones para todas las empresas.
13RSF/RSsF%, Es la razón expresada en porcentaje entre el Resultado con Futuro dividido por el Resultado
Sin Futuro, es decir, da una relación de cuanto varía el resultado con futuros.
112
Tabla 9.10: Resultado Introducción de Futuros caso 3.1 (Aumento de Demanda del 10%)
Empresa Factor DIngCmgF=½CmgB
DIngCmgF=CmgB
DIngCmgF=2CmgB
RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%2 -119.8% -17.2% -75.1% 21.6% 14.4% 99.0%
½ -30.0% 60.7% -18.8% 70.3% 3.6% 89.7%
Chilgener 0 0.0% 86.6% 0.0% 86.6% 0.0% 86.6%
-½ 30.0% 112.5% 18.8% 102.8% -3.6% 83.5%
-2 119.8% 190.3% 75.1% 151.6% -14.4% 74.1%
2 -78.0% 21.9% -49.3% 50.6% 8.3% 108.0%
½ -19.5% 80.3% -12.3% 87.5% 2.1% 101.9%
ENDESA 0 0.0% 99.8% 0.0% 99.8% 0.0% 99.8%
-½ 19.5% 119.3% 12.3% 112.1% -2.1% 97.7%
2 78.0% 177.7% 49.3% 149.0% -8.3% 91.5%
2 -86.2% 19.2% -54.6% 63.2% 8.6% 151.3%
½ -21.6% 109.2% -13.6% 120.2% 2.2% 142.2%
Pehuenche 0 0.0% 139.2% 0.0% 139.2% 0.0% 139.2%
-½ 21.6% 169.2% 13.6% 158.2% -2.2% 136.2%
-2 86.2% 259.3% 54.6% 215.2% -8.6% 127.2%
2 -104.6% -6.9% -65.2% 52.3% 13.6% 170.8%
½ -26.1% 111.0% -16.3% 125.8% 3.4% 155.4%
Colbún 0 0.0% 150.3% 0.0% 150.3% 0.0% 150.3%
-½ 26.1% 189.6% 16.3% 174.8% -3.4% 145.2%
-2 104.6% 307.5% 65.2% 248.3% -13.6% 129.9%
9.4 Discusión de la Introducción de Futuros en los Distintos Casos
Se observa que al introducir futuros en la operación de las empresas, sus
resultados pueden llegar a variar considerablemente. La simulación de introducción de
futuros tiene ciertas limitaciones; el hecho de considerar que se mantiene las mismas
proporciones de futuros sobre los traspasos en el Caso Base es irreal. En un caso real a
RScF/RCB%, Es la razón expresada en porcentaje entre el Resultado Con Futuro dividido por el Resultado
del Caso Base.
113
las empresas les interesará más cubrirse de riesgo en épocas del año en que el costo
marginal de generación tradicionalmente sea más alto, exista mayor volatilidad o la
característica de su parque sea más sensible, es decir, generen sustancialmente más o
menos en una época determinada del año. Independientemente de lo anterior, las
simulaciones son útiles para demostrar el impacto de un mercado de futuros.
No se ha considerado el hecho de que las empresas que tengan generación
térmica tengan contratos de cobertura sobre el precio de combustible ni que existan
seguros de lucro cesante para las distintas centrales. Al existir un Mercado de Opciones y
Futuros para energía eléctrica, las empresas podrían traspasar parte de los riesgos que
cubren a través de la cobertura sobre el precio de combustibles o con seguros de lucro
cesante a una cobertura directa con futuros y opciones de energía eléctrica, quizás de una
forma más económica.
No se ha cuantificado en esta simulación la volatilidad del resultado
operacional de las distintas empresas, como referencia en el Anexo C aparecen las
varianzas del costo marginal de generación, de la generación térmica y de la cota del
Lago Laja. Casos con mayor varianza serán más de mayor riesgo.
9.4.1 Efecto de la introducción de futuros en Colbún
Para ilustrar en mayor detalle los beneficios de la incorporación de futuros en
el mercado eléctrico chileno, se revisará que en Colbún, Pehuenche y Chilgener tiene
dichos instrumentos.
En la figura 9.5 se aprecia como varía el resultado de Colbún para el Caso
1.5 (Año Muy Húmedo), cuando tiene la posibilidad de contratar futuros. Dada la gran
abundancia de agua el costo marginal de energía disminuye, reduciendo el resultado de
Colbún a un 41.1% con respecto al Caso Base. Dado que el costo marginal de generación
es muy bajo y cero en algunos meses, se logrará hacer una utilidad adicional cuando se
vendan futuros a un precio lo más alto posible. Colbún, para cubrirse de riesgo de una
hidrología muy húmeda debería vender futuros al mayor valor posible.
114
Para encontrar el punto donde el ingreso con futuros es igual al ingreso del
Caso Base se debe encontrar el punto donde las curvas de ingreso cruzan el 100%. Los
resultados de compras o ventas son simétricos, tal como era de esperarse, dado que en el
caso de futuros la utilidad que realiza una parte es igual a la pérdida que realiza la
contraparte.
Ingreso Futuro en Relación a Tamaño de Cartera y Precio Contratado
-200%-150%-100%-50%
0%50%
100%150%200%250%300%
-2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2
Factor deCompra o Venta
Ingr
eso(
% C
aso
Bas
e)
1/2 Precio Igual Precio Doble Precio
Figura 9.5: Ingreso de Colbún con Futuros para el Caso 1.5. (Año Muy Húmedo)
9.4.2 Efectos de la introducción de futuros en Pehuenche
En la figura 9.6 se puede apreciar como varía el ingreso de Pehuenche en
relación a las distintas posiciones que tome a futuro para el caso 2.2 (Colbún esta con
falla durante todo el año). En este caso el costo marginal de generación aumentó
considerablemente, siempre es mayor que el doble que en el Caso Base. Dados los altos
costos marginales, se realizarán utilidades adicionales cuando se compren futuros a un
precio menor que el costo marginal que se produjo dada la falla de Colbún; estas
115
utilidades serán mayores cuando el precio del futuro que se vende es menor. En la figura
9.6 se puede apreciar claramente lo anterior. De hecho, los resultados de Pehuenche
mejoran en la medida que se venden futuros y empeoran cuando se compran futuros.
Ingreso Futuro en Relación a Tamaño de Cartera y Precio Contratado
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
-2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2Factor de
Compra o Venta
Ingr
so(%
Cas
o B
ase)
1/2 Precio Igual Precio Doble Precio
Figura 9.6:Variación de Ingresos de Pehuenche con Futuros Caso 2.2 (Colbún Fuera
Todo el Año)
9.4.3 Efectos de la introducción de futuros en Chilgener
Finalmente para el Caso 4.3, en que los precios de combustibles aumentan al
doble, se verá como cambia el resultado de Chilgener con el uso de futuros. Esto se
aprecia en la figura 9.7. Este caso es distinto a los otros dos anteriores, dado que el costo
marginal de generación en este caso es levemente inferior al doble del Caso Base. Como
consecuencia, se produce que al comprar futuros a un valor igual o la mitad del precio
del Caso Base, se logran utilidades adicionales y se logran pérdidas cuando de compran
futuros a un valor igual o la mitad del costo marginal del Caso Base.
116
Al vender futuros se lograra una utilidad cuando se venda a un precio igual al
doble que el costo marginal del Caso Base y se obtendrán pérdidas para los otro valores.
Ingreso Futuro en Relación a Tamaño de Cartera y Precio Contratado
-50%
0%
50%
100%
150%
200%
-2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2Factor de
Compra o de Venta
Ingr
eso(
%C
aso
Bas
e)
1/2 Precio Igual Precio Doble Precio
Figura 9.7: Variación de Ingresos de Chilgener con Futuros Caso 4.3 (Precio
Combustibles 20% Mayor)
Se demuestra que los futuros son una herramienta útil para cubrir riesgos,
pero también pueden provocar pérdidas importantes si son usadas en forma inadecuada.
Se ilustra que si es posible formar carteras con futuros para que las empresas
se cubran de riesgos, dándole una mayor flexibilidad comercial que con el puro uso de
contratos con clientes libres y regulados. La introducción de futuros y opciones de
energía eléctrica entregaría estas facilidades a las empresas, no aumentándole su valor,
pero si su bienestar.
117
10. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS
En una industria como la eléctrica donde los participantes buscan reducir los
niveles de incertidumbre frente a una gran cantidad de complejos riesgos, las opciones y
futuros se pueden constituir en una poderosa herramienta para administrar dichos riesgos
con una mayor flexibilidad.
Si se reconoce que el mercado de capitales chileno es incompleto, la creación
de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica ayudaría a completar el
mercado, y según la teoría económica permitiría alcanzar un mayor nivel de bienestar de
los participantes de la del sector eléctrico y de la sociedad chilena en su conjunto.
En este trabajo se analizaron las principales aplicaciones de estos tipos de
instrumentos en el sector eléctrico chileno. Se destacó las ventajas de crear instrumentos
para los traspasos de energía a costo marginal de generación entre generadores, contratos
a futuro de precio nudo y opciones a consumir potencia en un período determinado de
tiempo.
Se elaboró y analizó la aplicación en que las empresas de generación pueden
comprar opciones y futuros de energía eléctrica a costo marginal de generación, para
cobertura de los riesgos de precio de sus traspasos de energía. La anterior aplicación es la
más importante, dada la alta volatilidad del costo marginal de generación.
En alguna medida los riesgos que hoy enfrentan las empresas de generación
son cubiertos a través de sus políticas comerciales, mediante contratos con clientes libres
y regulados. Sin embargo, no obstante la existencia de dichas políticas, hay riesgos que
siguen presentes en la gestión de las empresas generadoras y donde los contratos de
opciones y futuros pueden contribuir. Estos contratos no están libres de dificultades ni de
riesgos, pero usando una estrategia adecuada pueden ayudar a las empresas a enfrentar
mejor los riesgos a que están expuestas.
El trabajo contribuye con una simulación de la operación del sector eléctrico
ante diversos escenarios, simulación que gradúa y cuantifica los factores de riesgo,
118
demostrando que la hidrología es el factor más importante. Una falla mayor puede
producir efectos aún más devastadores en el resultado de la empresa con falla, pero las
empresas cubren hoy este riesgo con un seguro de lucro cesante.
Al introducir en la simulación compras o ventas de futuros de energía a costo
marginal en las distintas empresas, sus resultados variaron de forma importante,
mejorándolos o empeorándolos. Se plantea la creación de una cartera de futuros con
vencimientos distribuidos en el año, para disminuir de manera importante los riesgos que
enfrentan las empresas, cartera que no fue simulada dado los objetivos y alcances del
trabajo.
El trabajo describe el Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica
de Inglaterra, el que ha sido tremendamente exitoso, con volúmenes de electricidad
crecientes transados en él. El éxito de dicho mercado puede ser visto como un argumento
a favor de una decisión de crear un mercado similar en Chile.
Condición base para la creación de un Mercado de Opciones y Futuros para
Energía Eléctrica es que exista el mercado eléctrico un precio spot de la energía. El
precio spot puede ser fijado por una competencia de mercado o mediante el criterio
marginalista. El criterio marginalista tiene como virtud que maximiza el bienestar social.
La aplicación del criterio marginalista trae consigo una gran variabilidad del precio spot
de la energía, lo que hace especialmente atractiva la creación de un Mercado de
Opciones y Futuros para el sector eléctrico.
En Chile existe y se aplica el criterio marginalista en el sector eléctrico, por
lo que la creación de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica es
relativamente simple. La formación de este mercado necesita sin embargo de la creación
de reglamentos de operación del mercado, promoviendo formas mediante la cual exista
amplia información relevante, definirse el organismo coordinador de este mercado, etc.
El trabajo elabora algunas proposiciones al respecto.
La decisión de crear o no este mercado, debe ser asumida por las empresas
que conforman el sector eléctrico en el país, que en definitiva serán las principales
119
beneficiadas por su existencia. Cabe destacar ademas que el éxito del mercado esta
ligado principalmente a su liquidez factor que dependerá del grado en que dichas
empresas estén dispuestas a participar.
Este trabajo demuestra que existen beneficios de crear este nuevo mercado
de opciones y futuros. Sin embargo no se demuestra que se pueda lograr la liquidez
necesaria para su sustentación.
La creación de un Mercado de Opciones y Futuros para Energía Eléctrica se
ve con una mayor factibilidad en la medida que ingresen nuevos miembros al CDEC, tal
como sucederá proximamente con las modificaciones a la ley que se están realizando.
Aspectos que también favorecerían la creación de un Mercado de Opciones y Futuros
para Energía Eléctrica serían una interconexión del sistema eléctrico chileno con el
argentino y brasilero, llegando a formar incluso un único despacho de carga o una mayor
liberalización de la ley, permitiendo a las empresas ofertar energía a precios que pueden
ser menores que el costo marginal de generación calculado por el CDEC, de una forma
similar a como ocurre en Inglaterra.
Un argumento, no tratado en este trabajo, en contra de la creación de
mercados de opciones y futuros es su calificación como instrumentos altamente
especulativos y riesgosos. Aunque es un argumento opinable y discutible, se debe
reconocer que con otros instrumentos financieros, como acciones, bonos, etc., se pueden
construir estrategias tanto o más riesgosas que las operaciones con futuros y opciones. El
problema es entonces básicamente uno de regulación.
La principal contribución de este trabajo es llevar a la discusión un tema
nuevo en el sector eléctrico chileno, entregando elementos de juicio cualitativos y
cuantitativos que apuntan a la conveniencia de crear en el país un Mercado de Opciones
y Futuros para Energía Eléctrica, contribuyendo por ende a permitir alcanzar un mayor
nivel de bienestar en la sociedad chilena.
120
Chile ha sido pionero en la creación de condiciones de mercado en el sector
eléctrico. Este trabajo pretende entregar elementos para que dicha acción pionera se
mantenga y se proyecte en el tiempo.
En relación a temáticas que serían de interés analizar a futuro, se sugiere las
siguientes:
a) Rol de los especuladores puros, en un Mercado de Opciones y Futuros para Energía
Eléctrica en el país.
b) Riesgos asociados a los programas de expansión de las instalaciones, esto fue cubierto
en forma indirecta a través de la sensibilidad con respecto a cambios en la demanda
de energía.
c) Riesgos tecnológicos y obsolescencia económica.
d) Análisis comparativo de las políticas comerciales en relación a con los mercados de
futuros.
e) Ingreso de nuevos integrantes al CDEC.
f) Mayor liberalización del sector eléctrico, que introduzca mayor competencia en la
oferta de energía y los beneficios de los mercados a futuro en ese sentido.
g) Impacto en la operación del sistema chileno de una interconexión internacional con
un despacho de carga conjunto, analizando también los riesgos de los cambios del
esquema regulatorio que esto implicaría para las empresas eléctricas.
121
BIBLIOGRAFÍA
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Energy and Environmental Policy Center, John F. Kennedy School of Goverment
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Spot Pricing, IEEE Transactions on Power System, Vol 5, Nº1, February 1990.
[15] Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción. Crea La Superintendencia de
Electricidad y Combustibles. (D.O.22/04/85).
[16] Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Fija Precios para los
Suministros de Electricidad que Indica. (D.O.31/10/92)
[17] Ministerio de Economía. Crea Comisión Nacional de Energía. (D.O.08/06/78).
[18] Ministerio de Minería. Aprueba Modificaciones al D.F.L. Nº4 de 1959, Ley
General de Servicios Eléctricos, En Materia de Energía Eléctrica. (D.O. 13/09/82)
[19] Ministerio de Minería. Aprueba Reglamento de Coordinación de la Operación
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corregida y aumentada, Ediciones Universidad Católica de Chile 1988.
[23] Pindyck Robert S., Investments of Uncertain Cost, Journal of Financial Economics
August 1993
[24] Reglamento General de los Mercados de Opciones, Bolsa de Comercio de
Santiago, Abril 1993, (Aprobado por la Superintendencia de Valores y Seguros
mediante Oficio Nº1399 del 14 de Abril de 1993).
123
[25] Reglamento Interno. Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema
Interconectado Central. 1985.
[26] Understanding Stock Options. The Options Clearing Corporation, October 1991.
124
ANEXOS
127
ANEXO A: VALORIZACIÓN DE OPCIONES BLACK Y SCHOLES
128
VALORIZACIÓN DE OPCIONES BLACK Y SCHOLES
Análisis de los Supuestos
Antes de efectuar el análisis, se expondrán algunos supuestos que se han
usado al desarrollar el modelo de fijación de precio de opciones. Estos supuestos se han
realizado, para poder formular un modelo matemático que sirva para fijar el precio de
una opción.
· Para la formulación del modelo se asumirá que se trata de una opción europea, es
decir, sólo puede ser ejercida al momento de su maduración.
· Se supondrá también que los mercados de capitales son libres de fricción, no existen
costos ni impuestos de transacciones y con información sin costo, disponible y
simultánea para todos los inversionistas.
· Además se puede comprar cualquier cantidad de activos y opciones, es decir, no hay
restricciones de tamaños de ventas ni compras.
· Los precios de los activos obedecen a procesos contínuos estocásticos estacionales a
lo largo del tiempo. Se asume que no hay tendencia para el precio de los activos y éste
fluctuará a futuro sin ninguna predicción.
· La tasa libre de riesgo es constante a través del tiempo. Una variación sea positiva o
negativa, afectaría el precio de la opción, por lo que es preferible considerarla
constante.
· Se asumirá que no hay dividendos ni ningún otro tipo de distribuciones de capital.
Esto es muy importante en el caso de las acciones, pues el pago de un dividendo
altera el precio de una acción, y al ser la opción un activo derivado, también afectaría
su precio.
· No existen restricciones para ventas de opciones, se pueden vender todas las opciones
que se deseen.
129
Modelo Continuo Black y Scholes
Usando los mismos supuestos que se mencionaron anteriormente Black y
Scholes, en 1973, fueron los primeros en postular un modelo cercano para evaluar
opciones de compra del tipo europea. La ventaja del OPM de Black y Scholes sobre el
modelo binomial es que proporciona una solución del tipo cerrada para los precios de
opciones.
Ellos, mediante las suposiciones de mercados libres de fricción y
oportunidades de cambio permanentes, postularon que era posible formar un portfolio
libre de riesgo, consistente de un activo de largo plazo y una opción call del tipo europea
de corto plazo suscrito sobre ese tipo de activo. Si el precio de la acción cambia a través
del tiempo, el portfolio protegido puede mantenerse mediante ajustes contínuos en la
proporción de activos y opciones de compra. Si el valor del portfolio Vh se expresa
mediante el numero de activos Qs por el precio del activo, más la cantidad de calls Qc
por su precio tenemos:
V SQ cQh s c= +
Y el cambio del valor del portfolio, será:
dV Q dS Q dch s c= +
Si el precio del activo es aleatorio en el tiempo, podemos asumir que sigue
un proceso Geométrico Browniano, cuya tasa de retorno se puede escribir así:
ds
Sdt dz= +m s
130
Donde:
m : Es la esperanza de la tasa de retorno instantánea, (mide la dirección de el
proceso aleatorio a través del tiempo, dt)
s : Es la tasa instantánea de desviación de la tasa de retorno
dt : Es un incremento pequeño de tiempo
dz : Es un proceso Wiener
Dado que el precio de la opción es función del precio del activo, sus cambios
de precios en el tiempo puede ser representado en función de los cambios de precios que
registre el activo. Black y Scholes demostraron que el precio del activo sigue un
movimiento Browniano, como el de la ecuación anterior, y usando cálculo estocástico y
el lema de Ito, llegaron a la siguiente ecuación escolástica diferencial:
dcc
SdS
c
tdt
c
SS dt= + +
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
1
2
2
2
2 2
Nótese que el único termino en la ecuación estocástico es dc, todos los otros
son determinísticos. Substituyendo la ecuación anterior en la ecuación para el cambio de
Vh obtenemos:
dV Q dS Qc
SdS
c
tdt
c
SS dt
h s c= + + +
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
1
2
2
2
2 2
Como se mencionó anteriormente, el método de Black y Scholes nos da la
posibilidad de ajustar en forma contínua nuestro portfolio, de forma que sea libre de
riesgo. El cómo se realiza esto, se ilustra en la siguiente figura: la curva c(S,T,X)
representa la relación teórica entre el precio del activo y su correspondiente opción call.
Si nosotros compramos un activo y vendemos una cantidad de opciones call igual al
inverso de la tangente a la curva c(S,T,X), podemos crear un portfolio libre de riesgo.
131
Lógicamente, para
cambios menores en el precio
del activo, habrá menores
pérdidas en nuestra posición, y
así continuamente ajustaremos
nuestro portfolio para obtener
una razón 1/(¶c/¶S) constante.
Así el tenedor se asegurará un
portfolio absolutamente libre de riesgo. Es así como en equilibrio, el portfolio libre de
riesgo tendrá un retorno exactamente igual a la tasa libre de riesgo si los mercados son
eficientes.
La relación de equilibrio se expresa con la siguiente ecuación:
dV
Vr dth
h
f=
De hecho si tenedor del portfolio libre de riesgo se mantiene comprando una
unidad de activo y vendiendo 1/(¶c/¶S) calls.
Qs= 1 y
Qc S
c= -
1
¶ ¶
Y remplazando estos dos términos en la ecuación que habíamos tenido
anteriormente obtenemos lo siguiente:
dV r dtV dSS
c
c
SdS
c
tdt
c
SS dt
h f h= = - + +1
1
2
2
2
2 2¶
¶
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
Despejando ¶c/¶t en la ecuación anterior obtenemos:
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
c
tr dtV
c
S
c
SS
f h= - -
1
2
2
2
2 2
C
S
Pendiente:¶
¶
c
S=1
2
C=S
c(S,T,X)
C S X r Tf
== -- --exp( )
S=15
C=5
132
Sustituyendo nuevamente en la ecuación anterior la primera ecuación el
valor para Vh=SQs+cQc, obtenemos:
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
¶
¶
¶
¶
¶
¶s
c
tr dt SQ cQ
c
S
c
SS
c
tr c r S
c
S
c
SS
f s c
f f
= + - -
Þ = - -
1
2
1
2
2
2
2 2
2
2
2 2
Esta última ecuación es una ecuación diferencial no estocástica para el valor
de la opción. Usando la premisa de un portfolio libre de riesgo Black y Scholes lograron
eliminar el término estocástico dS. Ahora esta ecuación se puede resolver sujetas a las
restricciones de límite que son para la fecha de expiración:
c MAX S X= -0,
Y para cualquier otra fecha:
c S T X( , , )= =0 0
Black y Scholes transformaron la ecuación de intercambio de calor de la
física a la siguiente solución:
c S NS X r T
Te X N
S X r T
T
N z NS X r T
T
N z NS X r T
T
c S N z e X N z
f r T f
f
f
r T
f
f
= ×+ +
- ×+ -
=+ +
=+ -
Þ = × - ×
--
--
ln( / ) ( / ) ln( / ) ( / )
ln( / ) ( / )
ln( / ) ( / )
s
s
s
s
s
s
s
s
2 2
1
2
2
2
1 2
2 2
2
2
Donde todas las variables anteriores han sido definidas previamente a
excepción de N{.} que es igual a la función normal acumulada, es decir,
133
N z f z dzz
=--¥¥
( ) donde f(z) es la distribución normal, con media cero y desviación
estándar uno.
Interpretación del Modelo
Con anterioridad se había hecho distinción entre opciones europeas y
americanas, puesto que en la ausencia de dividendos un inversionista racional no
ejercerá una opción de compra antes del vencimiento, la formula de Black y Scholes es
aplicable tanto a las opciones de compra europeas como americanas, basándose en el
argumento del arbitraje.
La base de la formulación del modelo está en la creación de un portfolio
protegido, hedge, consistente en activos y opciones suscritas sobre los activos. Dado que
el portfolio es libre de riesgo, en la fórmula aparece solamente la tasa libre de riesgo.
El número de activos del portfolio por cada opción, está dado por la derivada
parcial del precio de la opción con respecto al precio del activo.
¶
¶
s
s
c
SN z
N z NS X r T
T
f
=
=+ +
1
1
2 2ln( / ) ( / )
Una forma aproximada de describir el modelo, es que el precio de la opción
es igual al valor esperado del precio del activo, menos el precio de ejercicio actualizado
a la tasa libre de riesgo, por la probabilidad de que se ejerza la opción. Luego N{z2} es
la probabilidad que al momento de la expiración de la opción el valor del activo sea
mayor que el precio ejercido.
c S N z e X N zr Tf= × - ×--
1 2
134
Dada la forma que se realizó el modelo es muy simple de usar, dado que la única
variable a estimar es la varianza instantánea del precio del activo, s2, el resto de las
variables pueden ser observadas directamente del mercado.
135
ANEXO B: DETERMINACIÓN PRECIOS MARGINALES
136
DETERMINACIÓN PRECIOS MARGINALES*
Se considerará el problema de ubicar los recursos de generación que
maximicen el bienestar social, bajo las restricciones físicas del problema. Por beneficio
social se entiende todos los beneficios producidos por el consumo de electricidad menos
los costos de producir dicha energía. Asumiremos que el beneficio social puede ser
representado por la función utilidad V(d), donde d es la demanda de electricidad en
KWh. Similarmente asumiremos que el costo está dado por la función F(s), donde s es la
energía total entregada en KWh.
Por conservación de la energía se tiene que se maximiza el beneficio social
cuando s = d. También se asumirá que hay una cantidad finita de generación C, por lo
que se agrega la restricción s < C. Por lo que el problema se convierte en:
s,dmax V ( d ) F( s )
.
-
=
£
S A
s d
s C
Para resolver este problema se forma el siguiente lagrangeano:
Á = - + - + -V d F s p s d C s( ) ( ) ( ) ( )m
Donde p y m son los multiplicadores de Lagrange para las restricciones.
Diferenciando el lagrangeano con respecto a d y s e igualando a cero, se obtiene:
V d p
F s p
' ( )
' ( )
- =
- + - =
0
0m
Si m(C-s) = 0, entonces se llega a las siguientes dos situaciones:
* T. Gedra Optional Forward Contracts for Electric Power Markets, 1991
137
m = -
=
V d F s
p V d
' ( ) ' ( )
' ( )
Si la restricción de capacidad es activa (s = C), entonces:
p F d V d= =
=
' ( ) ' ( )
m 0
Si la restricción de capacidad de demanda no está activa, (s < C), entonces la
función marginal de utilidad es llamada curva de demanda y los costos marginales de
generación curva de oferta. En el caso de que la restricción de capacidad no está activa,
el precio óptimo para una determinada cantidad de energía está dado por la intersección
de las curvas de oferta y demanda, como muestra la figura 2.1.A. Cuando la restricción
de capacidad sí está activa, la solución óptima será la intersección de las dos curvas con
la restricción s < C, representada por una recta vertical en la oferta como muestra la
figura 2.1.A.
Q[MWh]
P[$/MWh]
Q[MWh]
P[$/MWh]
V'(d)
F'(d)
(d*,p*)
d*
p*
(d*,p*)
d*
p*
V'(d)
F'(d)
Precio Optimo Restricción de Capacidad no Activa Precio Optimo Restricción de Capacidad Activa
Figura 2.1.A: Precios Optimos Según Oferta de Energía Eléctrica
Para analizar el caso de que existan N consumidores individuales y M
generadores individuales, asumiremos que la función utilidad tiene la forma aditiva
siguiente:
138
V d d d V dN k k
k
N
( , ,..., ) ( )1 2
1
===
å
Y la función agregada de costo de producción con la siguiente forma:
F s s s F sM l ll
M
( , ,..., ) ( )1 2
1
===
å
Ahora, el problema de la maximización del beneficio social se transforma,
sujeto a las restricciones de balance de energía y restricciones de capacidades
individuales, en:
max ( ) ( )
, ,...,
, ,... , , ,....,d d dN s s SMk k
k
N
l ll
M
lk
k
N
l
V d F s
d
C l M
1 2 1 21 1
1 1
1
-
=
£ " Î
== ==
== ==
å å
å å
S. A:
s
s
l
M
l
Con el lagrangeano:
Á = - + - + -== == ==== ==
å å åå åV d F s p s d C sk kk
N
l l ll
M
kk
N
l
M
l l ll
M
( ) ( ) ( )1 1 11 1
m
Donde p es el multiplicador de Lagrange asociado con la restricción del
balance de energía y ml es el multiplicador de Lagrange asociado con la capacidad
individual del generador l. Igualando a cero las derivadas del lagrangeano con respecto a
s1,....,sM y d1,....,dN variables, se tiene:
V d p
F s pk k
l l
' ( )
' ( )
- =
- + - =
0
0m
para todo kÎ{1,...,N} y
para todo lÎ{1,...,M}
De donde obtenemos:
p V d k Nk k= " Î' ( ), ,... .1
139
Para un generador l, para el cual su restricción de capacidad sl < Cl está
activada, (sl = Cl), se tiene:
s C
p F Cl l
l l l
=
= -m ' ( )
Mientras que cuando la restricción de capacidad no está activa, ( sl < Cl )se
tiene:
p F sl l
l
=
=
' ( )
m 0
Nótese que se introdujo p no como un precio, sino que como un
multiplicador de Lagrange. Se debe demostrar ahora que usando el multiplicador p como
un precio nos entrega la ubicación del consumo y producción.
Observando la demanda de un consumidor individual que tiene una función
utilidad Vk y que está afecto a un precio p.
max ( )d
k k kk
V d pd-
Con la condición de primer orden:
V d pk k' ( ) =
El consumidor fija una utilidad marginal igual a p. La segunda derivada de la
función objetivo es:
¶¶
2
2dV d pd V d
k
k k k k k( ) ' ' ( )- =
Si se asume que Vk es estrictamente creciente, cóncava e invertible se tiene
que:
d V pk k=
--
' ( )1
Produce un máximo a nuestro problema planteado. Este nivel de consumo
está inducido a que el precio p, es igual al de resolver el problema de maximización del
beneficio social.
En el lado de la oferta, el problema para un productor individual que tiene
una función de costos Fl y está sujeto a un precio p, se debe resolver:
140
s
l l l
l
l
ps F s
C
max ( )-
£
S. A.:
sl
Con su respectivo lagrangeano:
Á = - + -ps F s C sl l l l l
( ) ( )m
Donde ml es el multiplicador de Lagrange correspondiente a la restricción de
capacidad individual. Derivando e igualando a cero se tiene:
s C
p F Cl l
l l l
=
= -m ' ( )
Si la restricción de capacidad es activa se tiene:
p F Cl l
l
=
=
' ( )
m 0
Derivando nuestra función objetivo, obtenemos, considerando que la
restricción de capacidad no está activa, (ml = 0) se tiene:
p F sl l
- ' ( )
Asumiendo que Fl es estrictamente creciente, su derivada es positiva para el
caso de sl< (F'l)-1(p) y negativa en caso contrario, Fl es invertible se tiene:
s F pl l= --( ' ) ( )1
Es el único máximo para nuestro problema. Si ml > 0 entonces la derivada de
nuestra función objetivo evaluada en Cl es ml > 0 , y podemos decir lo siguiente sobre su
valor, para sl < Cl :
p F s p F Cl l l l l
- > - = >' ( ) ' ( ) m 0
141
Lo anterior ha demostrado que existe un valor del precio p, que podemos
llamar precio de equilibrio de mercado, que maximiza el beneficio social.
160
ANEXO D: INTRODUCCIÓN DE FUTUROS A LAS SENSIBILIDADES
161
Introducción de Futuros a Sensibilidades con Respecto a Hidrología:
Caso 1.1 Año muy Seco:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -749.7% -384.4% -684.3% -345.6% -553.3% -268.2%
½ -187.4% -51.7% -171.1% 42.0% -138.3% -22.7%
Chilgener 0 0.0% 59.2% 0.0% 59.2% 0.0% 59.2%
-½ 187.4% 170.0% 171.1% 160.4% 138.3% 141.0%
-2 749.7% 502.7% 684.3% 463.9% 553.3% 386.5%
2 -379.7% -256.7% -348.4% -228.0% -285.8% -170.6%
½ -94.9% 4.7% -87.1% 11.8% -71.5% 26.2%
ENDESA 0 0.0% 91.8% 0.0% 91.8% 0.0% 91.8%
-½ 94.9% 178.9% 87.1% 171.8% 71.5% 157.4%
2 379.7% 440.3% 348.4% 411.6% 285.8% 354.2%
2 -436.4% -406.4% -400.0% -362.4% -327.1% -274.3%
½ -109.1% -11.0% -100.0% 0.0% -81.8% 22.0%
Pehuenche 0 0.0% 120.8% 0.0% 120.8% 0.0% 120.8%
-½ 109.1% 252.6% 100.0% 241.6% 81.8% 219.6%
-2 436.4% 648.0% 400.0% 604.0% 327.1% 515.9%
2 -1547.9% -654.7% -1417.0% -595.5% -1155.1% -477.1%
½ -387.0% -129.8% -354.2% -115.0% -288.8% -85.4%
Colbún 0 0.0% 45.2% 0.0% 45.2% 0.0% 45.2%
-½ 387.0% 220.2% 354.2% 205.4% 288.8% 175.8%
-2 1547.9% 745.2% 1417.0% 686.0% 1155.1% 567.6%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 853.2 $ 779.4 $ 631.8
Venta 1GWh $ (853.2) $ (779.4) $ (631.8)
162
Caso 1.2 Año Seco:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -118.8% -19.1% -80.6% 19.7% -4.1% 97.1%
½ -29.7% 71.2% -20.1% 80.9% -1.0% 100.2%
Chilgener 0 0.0% 101.3% 0.0% 101.3% 0.0% 101.3%
-½ 29.7% 131.3% 20.1% 121.7% 1.0% 102.3%
-2 118.8% 221.6% 80.6% 182.9% 4.1% 105.4%
2 -137.0% -25.2% -94.9% 3.5% -10.6% 60.9%
½ -34.3% 44.8% -23.7% 52.0% -2.6% 66.3%
ENDESA 0 0.0% 68.1% 0.0% 68.1% 0.0% 68.1%
-½ 34.3% 91.4% 23.7% 84.3% 2.6% 69.9%
2 137.0% 161.4% 94.9% 132.7% 10.6% 75.3%
2 -100.7% -1.0% -70.3% 43.0% -9.5% 131.1%
½ -25.2% 108.3% -17.6% 119.3% -2.4% 141.3%
Pehuenche 0 0.0% 144.8% 0.0% 144.8% 0.0% 144.8%
-½ 25.2% 181.2% 17.6% 170.2% 2.4% 148.2%
-2 100.7% 290.5% 70.3% 246.5% 9.5% 158.5%
2 -137.8% -49.9% -92.9% 9.4% -3.2% 127.8%
½ -34.4% 86.5% -23.2% 101.3% -0.8% 130.9%
Colbún 0 0.0% 132.0% 0.0% 132.0% 0.0% 132.0%
-½ 34.4% 177.4% 23.2% 162.6% 0.8% 133.0%
-2 137.8% 313.8% 92.9% 254.6% 3.2% 136.2%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $853.20 $779.40 $631.80
Venta 1GWh ($853.20) ($779.40) ($631.80)
163
Caso 1.3 Año Medio:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -17.4% 90.2% 18.1% 129.0% 89.0% 206.4%
½ -4.3% 104.5% 4.5% 114.2% 22.3% 133.5%
Chilgener 0 0.0% 109.2% 0.0% 109.2% 0.0% 109.2%
-½ 4.3% 114.0% -4.5% 104.3% -22.3% 84.9%
-2 17.4% 128.2% -18.1% 89.5% -89.0% 12.0%
2 -17.2% 89.3% 9.4% 118.1% 62.7% 175.5%
½ -4.3% 103.2% 2.4% 110.4% 15.7% 124.8%
ENDESA 0 0.0% 107.9% 0.0% 107.9% 0.0% 107.9%
-½ 4.3% 112.5% -2.4% 105.3% -15.7% 91.0%
2 17.2% 126.4% -9.4% 97.7% -62.7% 40.3%
2 -31.2% 59.1% 20.0% 103.1% 122.5% 191.1%
½ -7.8% 79.2% 5.0% 90.2% 30.6% 112.2%
Pehuenche 0 0.0% 85.9% 0.0% 85.9% 0.0% 85.9%
-½ 7.8% 92.6% -5.0% 81.6% -30.6% 59.6%
-2 31.2% 112.7% -20.0% 68.7% -122.5% -19.4%
2 -38.1% 52.9% 31.3% 112.1% 169.9% 230.5%
½ -9.5% 77.3% 7.8% 92.1% 42.5% 121.7%
Colbún 0 0.0% 85.4% 0.0% 85.4% 0.0% 85.4%
-½ 9.5% 93.5% -7.8% 78.7% -42.5% 49.1%
-2 38.1% 117.9% -31.3% 58.7% -169.9% -59.7%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 46.6 $ (27.1) $ (174.7)
Venta 1GWh $ (46.6) $ 27.1 $ 174.7
164
Caso 1.4 Año Húmedo:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 16.2% 157.6% 44.7% 196.3% 101.8% 273.8%
½ 4.0% 141.1% 11.2% 150.8% 25.5% 170.2%
Chilgener 0 0.0% 135.7% 0.0% 135.7% 0.0% 135.7%
-½ -4.0% 130.2% -11.2% 120.5% -25.5% 101.1%
-2 -16.2% 113.7% -44.7% 75.0% -101.8% -2.5%
2 16.2% 144.5% 39.3% 173.2% 85.4% 230.6%
½ 4.0% 129.4% 9.8% 136.6% 21.4% 150.9%
ENDESA 0 0.0% 124.4% 0.0% 124.4% 0.0% 124.4%
-½ -4.0% 119.3% -9.8% 112.2% -21.4% 97.8%
2 -16.2% 104.2% -39.3% 75.5% -85.4% 18.1%
2 48.8% 90.5% 121.1% 134.6% 265.8% 222.6%
½ 12.2% 68.3% 30.3% 79.3% 66.5% 101.3%
Pehuenche 0 0.0% 60.9% 0.0% 60.9% 0.0% 60.9%
-½ -12.2% 53.4% -30.3% 42.4% -66.5% 20.4%
-2 -48.8% 31.2% -121.1% -12.8% -265.8% -100.9%
2 75.7% 87.0% 195.3% 146.2% 434.4% 264.6%
½ 18.9% 58.9% 48.8% 73.7% 108.6% 103.3%
Colbún 0 0.0% 49.5% 0.0% 49.5% 0.0% 49.5%
-½ -18.9% 40.2% -48.8% 25.3% -108.6% -4.3%
-2 -75.7% 12.0% -195.3% -47.2% -434.4% -165.6%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ (44.0) $ (117.8) $ (265.3)
Venta 1GWh $ 44.0 $ 117.8 $ 265.3
165
Caso 1.5 Año muy Húmedo:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RSF/RCB
%RSF/RSsF
%RSF/RCB
%
2 22.0% 185.7% 47.5% 224.4% 98.4% 301.9%
½ 5.5% 160.5% 11.9% 170.2% 24.6% 189.6%
Chilgener 0 0.0% 152.1% 0.0% 152.1% 0.0% 152.1%
-½ -5.5% 143.7% -11.9% 134.1% -24.6% 114.7%
-2 -22.0% 118.6% -47.5% 79.8% -98.4% 2.4%
2 20.7% 151.8% 43.5% 180.5% 89.2% 237.9%
½ 5.2% 132.2% 10.9% 139.4% 22.3% 153.8%
ENDESA 0 0.0% 125.7% 0.0% 125.7% 0.0% 125.7%
-½ -5.2% 119.2% -10.9% 112.1% -22.3% 97.7%
2 -20.7% 99.7% -43.5% 71.0% -89.2% 13.6%
2 74.3% 94.2% 155.8% 138.2% 318.7% 226.2%
½ 18.6% 64.1% 38.9% 75.1% 79.7% 97.1%
Pehuenche 0 0.0% 54.0% 0.0% 54.0% 0.0% 54.0%
-½ -18.6% 44.0% -38.9% 33.0% -79.7% 11.0%
-2 -74.3% 13.9% -155.8% -30.1% -318.7% -118.2%
2 126.1% 92.9% 270.2% 152.1% 558.4% 270.5%
½ 31.5% 54.0% 67.5% 68.8% 139.6% 98.4%
Colbún 0 0.0% 41.1% 0.0% 41.1% 0.0% 41.1%
-½ -31.5% 28.1% -67.5% 13.3% -139.6% -16.3%
-2 -126.1% -10.7% -270.2% -69.9% -558.4% -188.3%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ (64.3) $ (138.1) $ (285.6)
Venta 1GWh $ 64.3 $ 138.1 $ 285.6
166
Introducción de Futuros a Sensibilidades con Respecto a Fallas:
Caso 2.1 Sin Ventanas 2 Todo el Año
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -108.0% -5.1% -46.9% 33.7% 75.4% 111.1%
½ -27.0% 46.2% -11.7% 55.9% 18.8% 75.3%
Chilgener 0 0.0% 63.4% 0.0% 63.4% 0.0% 63.4%
-½ 27.0% 80.5% 11.7% 70.8% -18.8% 51.4%
-2 108.0% 131.8% 46.9% 93.1% -75.4% 15.6%
2 -45.2% 58.1% -18.1% 86.8% 36.1% 144.2%
½ -11.3% 94.0% -4.5% 101.1% 9.0% 115.5%
ENDESA 0 0.0% 105.9% 0.0% 105.9% 0.0% 105.9%
-½ 11.3% 117.9% 4.5% 110.7% -9.0% 96.4%
2 45.2% 153.8% 18.1% 125.1% -36.1% 67.7%
2 -63.8% 42.6% -26.3% 86.6% 48.6% 174.7%
½ -15.9% 98.8% -6.6% 109.8% 12.1% 131.8%
Pehuenche 0 0.0% 117.6% 0.0% 117.6% 0.0% 117.6%
-½ 15.9% 136.3% 6.6% 125.3% -12.1% 103.3%
-2 63.8% 192.5% 26.3% 148.5% -48.6% 60.5%
2 -81.8% 22.2% -33.4% 81.4% 63.4% 199.9%
½ -20.5% 97.3% -8.4% 112.1% 15.8% 141.7%
Colbún 0 0.0% 122.3% 0.0% 122.3% 0.0% 122.3%
-½ 20.5% 147.4% 8.4% 132.6% -15.8% 102.9%
-2 81.8% 222.4% 33.4% 163.2% -63.4% 44.8%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 132.4 $ 58.7 $ (88.9)
Venta 1GWh $ (132.4) $ (58.7) $ 88.9
167
Caso 2.2 Colbún Fuera Todo el Año:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -137.5% -38.0% -99.2% 0.8% -22.7% 78.2%
½ -34.4% 66.4% -24.8% 76.1% -5.7% 95.4%
Chilgener 0 0.0% 101.2% 0.0% 101.2% 0.0% 101.2%
-½ 34.4% 135.9% 24.8% 126.2% 5.7% 106.9%
-2 137.5% 240.3% 99.2% 201.5% 22.7% 124.1%
2 -84.4% 19.3% -61.2% 48.0% -14.8% 105.4%
½ -21.1% 97.7% -15.3% 104.9% -3.7% 119.2%
ENDESA 0 0.0% 123.8% 0.0% 123.8% 0.0% 123.8%
-½ 21.1% 150.0% 15.3% 142.8% 3.7% 128.4%
2 84.4% 228.4% 61.2% 199.6% 14.8% 142.2%
2 -97.3% 4.5% -70.3% 48.5% -16.3% 136.5%
½ -24.3% 123.4% -17.6% 134.4% -4.1% 156.4%
Pehuenche 0 0.0% 163.1% 0.0% 163.1% 0.0% 163.1%
-½ 24.3% 202.7% 17.6% 191.7% 4.1% 169.7%
-2 97.3% 321.7% 70.3% 277.7% 16.3% 189.6%
2 637.0% -249.9% 462.4% -190.6% 113.0% -72.2%
½ 159.3% -87.9% 115.6% -73.1% 28.3% -43.5%
Colbún 0 0.0% -33.9% 0.0% -33.9% 0.0% -33.9%
-½ -159.3% 20.1% -115.6% 5.3% -28.3% -24.3%
-2 -637.0% 182.1% -462.4% 122.8% -113.0% 4.4%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 267.2 $ 193.4 $ 45.9
Venta 1GWh $ (267.2) $ (193.4) $ (45.9)
168
Caso 2.3 Pehuenche Fuera Junio y Julio:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -65.3% 34.4% -26.3% 73.1% 51.9% 150.6%
½ -16.3% 82.9% -6.6% 92.6% 13.0% 112.0%
Chilgener 0 0.0% 99.1% 0.0% 99.1% 0.0% 99.1%
-½ 16.3% 115.3% 6.6% 105.7% -13.0% 86.3%
-2 65.3% 163.9% 26.3% 125.2% -51.9% 47.7%
2 -36.7% 67.8% -9.8% 96.5% 43.9% 153.9%
½ -9.2% 97.2% -2.5% 104.3% 11.0% 118.7%
ENDESA 0 0.0% 107.0% 0.0% 107.0% 0.0% 107.0%
-½ 9.2% 116.8% 2.5% 109.6% -11.0% 95.2%
2 36.7% 146.2% 9.8% 117.5% -43.9% 60.0%
2 -78.6% 17.6% -25.1% 61.6% 81.8% 149.7%
½ -19.7% 66.2% -6.3% 77.2% 20.4% 99.2%
Pehuenche 0 0.0% 82.3% 0.0% 82.3% 0.0% 82.3%
-½ 19.7% 98.5% 6.3% 87.5% -20.4% 65.5%
-2 78.6% 147.1% 25.1% 103.0% -81.8% 15.0%
2 -77.1% 26.9% -26.7% 86.1% 74.2% 204.5%
½ -19.3% 94.8% -6.7% 109.6% 18.5% 139.2%
Colbún 0 0.0% 117.4% 0.0% 117.4% 0.0% 117.4%
-½ 19.3% 140.1% 6.7% 125.3% -18.5% 95.6%
-2 77.1% 208.0% 26.7% 148.7% -74.2% 30.3%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 107.6 $ 33.8 $ (113.7)
Venta 1GWh $ (107.6) $ (33.8) $ 113.7
169
Caso 2.4 Centrales El Toro y Antuco Fuera Agosto:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -60.3% 40.1% -21.9% 78.8% 54.9% 156.3%
½ -15.1% 85.7% -5.5% 95.4% 13.7% 114.7%
Chilgener 0 0.0% 100.9% 0.0% 100.9% 0.0% 100.9%
-½ 15.1% 116.1% 5.5% 106.4% -13.7% 87.0%
-2 60.3% 161.7% 21.9% 123.0% -54.9% 45.5%
2 -41.4% 55.7% -11.2% 84.4% 49.2% 141.8%
½ -10.4% 85.2% -2.8% 92.4% 12.3% 106.8%
ENDESA 0 0.0% 95.1% 0.0% 95.1% 0.0% 95.1%
-½ 10.4% 104.9% 2.8% 97.7% -12.3% 83.4%
2 41.4% 134.4% 11.2% 105.7% -49.2% 48.3%
2 -53.6% 50.7% -13.2% 94.7% 67.4% 182.8%
½ -13.4% 94.5% -3.3% 105.5% 16.9% 127.6%
Pehuenche 0 0.0% 109.2% 0.0% 109.2% 0.0% 109.2%
-½ 13.4% 123.8% 3.3% 112.8% -16.9% 90.7%
-2 53.6% 167.6% 13.2% 123.6% -67.4% 35.5%
2 -77.6% 26.4% -27.3% 85.7% 73.2% 204.1%
½ -19.4% 95.0% -6.8% 109.8% 18.3% 139.4%
Colbún 0 0.0% 117.8% 0.0% 117.8% 0.0% 117.8%
-½ 19.4% 140.6% 6.8% 125.8% -18.3% 96.2%
-2 77.6% 209.2% 27.3% 150.0% -73.2% 31.5%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 103.3 $ 29.5 $ (118.0)
Venta 1GWh $ (103.3) $ (29.5) $ 118.0
170
Caso 2.5 Central El Toro Fuera en Junio:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -61.0% 37.4% -20.6% 76.2% 60.2% 153.6%
½ -15.2% 81.3% -5.1% 91.0% 15.0% 110.3%
Chilgener 0 0.0% 95.9% 0.0% 95.9% 0.0% 95.9%
-½ 15.2% 110.5% 5.1% 100.9% -15.0% 81.5%
-2 61.0% 154.4% 20.6% 115.7% -60.2% 38.2%
2 -33.9% 65.1% -4.8% 93.8% 53.5% 151.3%
½ -8.5% 90.2% -1.2% 97.4% 13.4% 111.7%
ENDESA 0 0.0% 98.5% 0.0% 98.5% 0.0% 98.5%
-½ 8.5% 106.9% 1.2% 99.7% -13.4% 85.3%
2 33.9% 131.9% 4.8% 103.2% -53.5% 45.8%
2 -52.0% 51.4% -10.9% 95.4% 71.4% 183.5%
½ -13.0% 93.1% -2.7% 104.1% 17.9% 126.1%
Pehuenche 0 0.0% 107.0% 0.0% 107.0% 0.0% 107.0%
-½ 13.0% 121.0% 2.7% 109.9% -17.9% 87.9%
-2 52.0% 162.7% 10.9% 118.7% -71.4% 30.6%
2 -71.6% 31.6% -18.4% 90.8% 87.9% 209.3%
½ -17.9% 91.4% -4.6% 106.2% 22.0% 135.8%
Colbún 0 0.0% 111.4% 0.0% 111.4% 0.0% 111.4%
-½ 17.9% 131.3% 4.6% 116.5% -22.0% 86.9%
-2 71.6% 191.1% 18.4% 131.9% -87.9% 13.5%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 92.7 $ 18.9 $ (128.6)
Venta 1GWh $ (92.7) $ (18.9) $ 128.6
171
Introducción de Futuros a Sensibilidades con Respecto a Demanda:
Caso 3.1: Aumento Adicional en la Demanda de 10%:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -119.8% -17.2% -75.1% 21.6% 14.4% 99.0%
½ -30.0% 60.7% -18.8% 70.3% 3.6% 89.7%
Chilgener 0 0.0% 86.6% 0.0% 86.6% 0.0% 86.6%
-½ 30.0% 112.5% 18.8% 102.8% -3.6% 83.5%
-2 119.8% 190.3% 75.1% 151.6% -14.4% 74.1%
2 -78.0% 21.9% -49.3% 50.6% 8.3% 108.0%
½ -19.5% 80.3% -12.3% 87.5% 2.1% 101.9%
ENDESA 0 0.0% 99.8% 0.0% 99.8% 0.0% 99.8%
-½ 19.5% 119.3% 12.3% 112.1% -2.1% 97.7%
2 78.0% 177.7% 49.3% 149.0% -8.3% 91.5%
2 -86.2% 19.2% -54.6% 63.2% 8.6% 151.3%
½ -21.6% 109.2% -13.6% 120.2% 2.2% 142.2%
Pehuenche 0 0.0% 139.2% 0.0% 139.2% 0.0% 139.2%
-½ 21.6% 169.2% 13.6% 158.2% -2.2% 136.2%
-2 86.2% 259.3% 54.6% 215.2% -8.6% 127.2%
2 -104.6% -6.9% -65.2% 52.3% 13.6% 170.8%
½ -26.1% 111.0% -16.3% 125.8% 3.4% 155.4%
Colbún 0 0.0% 150.3% 0.0% 150.3% 0.0% 150.3%
-½ 26.1% 189.6% 16.3% 174.8% -3.4% 145.2%
-2 104.6% 307.5% 65.2% 248.3% -13.6% 129.9%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 203.8 $ 130.1 $ (17.5)
Venta 1GWh $ (203.8) $ (130.1) $ 17.5
172
Caso 3.2: Disminución Adicional de la Demanda de un 10%:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -6.9% 97.7% 30.1% 136.4% 104.0% 213.9%
½ -1.7% 103.0% 7.5% 112.7% 26.0% 132.1%
Chilgener 0 0.0% 104.8% 0.0% 104.8% 0.0% 104.8%
-½ 1.7% 106.6% -7.5% 97.0% -26.0% 77.6%
-2 6.9% 112.0% -30.1% 73.3% -104.0% -4.2%
2 -5.9% 89.2% 24.3% 117.9% 84.9% 175.4%
½ -1.5% 93.4% 6.1% 100.6% 21.2% 115.0%
ENDESA 0 0.0% 94.9% 0.0% 94.9% 0.0% 94.9%
-½ 1.5% 96.3% -6.1% 89.1% -21.2% 74.7%
2 5.9% 100.5% -24.3% 71.8% -84.9% 14.3%
2 -11.2% 69.2% 45.3% 113.2% 158.3% 201.3%
½ -2.8% 75.7% 11.3% 86.8% 39.6% 108.8%
Pehuenche 0 0.0% 77.9% 0.0% 77.9% 0.0% 77.9%
-½ 2.8% 80.1% -11.3% 69.1% -39.6% 47.1%
-2 11.2% 86.6% -45.3% 42.6% -158.3% -45.4%
2 -14.2% 61.9% 67.9% 121.1% 231.9% 239.6%
½ -3.5% 69.6% 17.0% 84.4% 58.0% 114.0%
Colbún 0 0.0% 72.2% 0.0% 72.2% 0.0% 72.2%
-½ 3.5% 74.7% -17.0% 59.9% -58.0% 30.3%
-2 14.2% 82.4% -67.9% 23.2% -231.9% -95.2%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 17.5 $ (56.3) $ (203.9)
Venta 1GWh $ (17.5) $ 56.3 $ 203.9
173
Introducción de Futuros a Sensibilidades con Respecto a Precio Combustibles:
Caso 4.1 Precio de Combustibles 50% Menor Caso Base:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -11.3% 95.2% 24.7% 134.0% 96.9% 211.4%
½ -2.8% 104.4% 6.2% 114.0% 24.2% 133.4%
Chilgener 0 0.0% 107.4% 0.0% 107.8% 0.0% 107.4%
-½ 2.8% 110.4% -6.2% 10.8% -24.2% 81.4%
-2 11.3% 119.6% -24.7% 80.8% -96.9% 3.4%
2 -8.6% 96.0% 18.7% 124.8% 73.3% 182.2%
½ -2.2% 102.9% 4.7% 110.0% 18.3% 124.4%
ENDESA 0 0.0% 105.1% 0.0% 105.1% 0.0% 105.1%
-½ 2.2% 107.4% -4.7% 100.2% -18.3% 85.9%
2 8.6% 114.2% -18.7% 85.5% -73.3% 28.1%
2 -16.6% 69.5% 36.2% 113.6% 141.8% 201.6%
½ -4.2% 79.9% 9.0% 90.9% 35.5% 112.9%
Pehuenche 0 0.0% 83.4% 0.0% 83.4% 0.0% 83.4%
-½ 4.2% 86.8% -9.0% 75.8% -35.5% 53.8%
-2 16.6% 97.2% -36.2% 53.2% -141.8% -34.9%
2 -24.0% 59.6% 51.4% 118.8% 202.4% 237.2%
½ -6.0% 73.7% 12.9% 88.5% 50.6% 118.1%
Colbún 0 0.0% 78.5% 0.0% 78.5% 0.0% 78.5%
-½ 6.0% 83.2% -12.9% 68.4% -50.6% 38.8%
-2 24.0% 97.3% -51.4% 38.1% -202.4% -80.3%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 23.1 $ (50.7) $ (198.2)
Venta 1GWh $ (23.1) $ 50.7 $ 198.2
174
Caso 4.2 Precio de Combustibles 20% Menor Caso Base:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -28.4% 78.1% 7.2% 116.9% 78.2% 194.3%
½ -7.1% 101.3% 1.8% 111.0% 19.5% 130.4%
Chilgener 0 0.0% 109.1% 0.0% 109.1% 0.0% 109.1%
-½ 7.1% 116.8% -1.8% 107.1% -19.5% 87.8%
-2 28.4% 140.0% -7.2% 101.3% -78.2% 23.8%
2 -22.7% 78.6% 5.5% 107.3% 62.0% 164.7%
½ -5.7% 95.9% 1.4% 103.1% 15.5% 117.4%
ENDESA 0 0.0% 101.7% 0.0% 101.7% 0.0% 101.7%
-½ 5.7% 107.4% -1.4% 100.3% -15.5% 85.9%
2 22.7% 124.8% -5.5% 96.0% -62.0% 38.6%
2 -37.1% 59.9% 9.1% 103.9% 101.6% 191.9%
½ -9.3% 86.4% 2.3% 97.4% 25.4% 119.4%
Pehuenche 0 0.0% 95.2% 0.0% 95.2% 0.0% 95.2%
-½ 9.3% 104.1% -2.3% 93.1% -25.4% 71.0%
-2 37.1% 130.6% -9.1% 86.6% -101.6% -1.5%
2 -50.5% 46.3% 12.7% 105.5% 139.2% 224.0%
½ -12.6% 81.8% 3.2% 96.6% 34.8% 126.2%
Colbún 0 0.0% 93.6% 0.0% 93.6% 0.0% 93.6%
-½ 12.6% 105.5% -3.2% 90.7% -34.8% 61.1%
-2 50.5% 140.9% -12.7% 81.7% -139.2% -36.7%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 59.7 $ (14.1) $ (161.7)
Venta 1GWh $ (59.7) $ 14.1 $ 161.7
175
Caso 4.3 Precio Combustibles 20% Mayor Caso Base:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -48.0% 50.3% -8.0% 89.1% 72.0% 166.5%
½ -12.0% 85.2% -2.0% 94.9% 18.0% 114.2%
Chilgener 0 0.0% 96.8% 0.0% 96.8% 0.0% 96.8%
-½ 12.0% 108.4% 2.0% 98.7% -18.0% 79.4%
-2 48.0% 143.3% 8.0% 104.6% -72.0% 27.1%
2 -34.2% 65.7% -5.5% 94.4% 52.0% 151.8%
½ -8.6% 91.3% -1.4% 98.5% 13.0% 112.8%
ENDESA 0 0.0% 99.8% 0.0% 99.8% 0.0% 99.8%
-½ 8.6% 108.4% 1.4% 101.2% -13.0% 86.9%
2 34.2% 134.0% 5.5% 105.3% -52.0% 47.9%
2 -50.2% 52.2% -8.1% 96.2% 76.0% 184.3%
½ -12.5% 91.6% -2.0% 102.6% 19.0% 124.6%
Pehuenche 0 0.0% 104.7% 0.0% 104.7% 0.0% 104.7%
-½ 12.5% 117.8% 2.0% 106.8% -19.0% 84.8%
-2 50.2% 157.2% 8.1% 113.2% -76.0% 25.1%
2 -66.7% 35.3% -11.0% 94.6% 100.4% 213.0%
½ -16.7% 88.5% -2.8% 103.3% 25.1% 132.9%
Colbún 0 0.0% 106.3% 0.0% 106.3% 0.0% 106.3%
-½ 16.7% 124.0% 2.8% 109.2% -25.1% 79.6%
-2 66.7% 177.2% 11.0% 118.0% -100.4% -0.5%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 87.8 $ 14.0 $ (133.5)
Venta 1GWh $ (87.8) $ (14.0) $ 133.5
176
Caso 4.4 Precio Combustible Doble Caso Base:
Empresa Factor DIng
CmgF=½CmgB
DIng
CmgF=CmgB
DIng
CmgF=2CmgBRSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%RSF/RSsF
%RScF/RCB
%
2 -109.7% -7.9% -62.3% 30.8% 32.5% 108.3%
½ -27.4% 59.3% -15.6% 69.0% 8.1% 88.4%
Chilgener 0 0.0% 81.7% 0.0% 81.7% 0.0% 81.7%
-½ 27.4% 104.1% 15.6% 94.4% -8.1% 75.1%
-2 109.7% 171.4% 62.3% 132.6% -32.5% 55.2%
2 -73.2% 24.2% -41.4% 52.9% 22.1% 110.4%
½ -18.3% 73.8% -10.4% 81.0% 5.5% 95.4%
ENDESA 0 0.0% 90.4% 0.0% 90.4% 0.0% 90.4%
-½ 18.3% 106.9% 10.4% 99.7% -5.5% 85.4%
2 73.2% 156.5% 41.4% 127.8% -22.1% 70.4%
2 -77.2% 30.1% -43.8% 74.1% 23.1% 162.2%
½ -19.3% 106.4% -10.9% 117.4% 5.8% 139.4%
Pehuenche 0 0.0% 131.8% 0.0% 131.8% 0.0% 131.8%
-½ 19.3% 157.2% 10.9% 146.2% -5.8% 124.2%
-2 77.2% 233.5% 43.8% 189.4% -23.1% 101.4%
2 -96.6% 4.8% -54.6% 64.1% 29.2% 182.5%
½ -24.1% 107.1% -13.7% 121.9% 7.3% 151.5%
Colbún 0 0.0% 141.2% 0.0% 141.2% 0.0% 141.2%
-½ 24.1% 175.3% 13.7% 160.5% -7.3% 130.9%
-2 96.6% 277.6% 54.6% 218.4% -29.2% 99.9%
Utilidad, Perdida de un Especulador (MM$)
Posición CmgF=½CmgB CmgF=CmgB CmgF=2CmgB
Compra 1GWh $ 170.8 $ 97.0 $ (50.5)
Venta 1GWh $ (170.8) $ (97.0) $ 50.5
