Análisis de riesgo cuantitativo en la proyección de los ingresos para la determinación de un portafolio óptimo de comercialización de energía y potencia del proyecto hidroeléctrico Curibamba de 191 MW

Abstract

En los últimos años, la toma de decisiones de inversión y financiamiento en el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos han requerido de un análisis cuantitativo de riesgo sobre la proyección de ingresos, debido a la alta volatilidad en los costos marginales que surgen de la operación del mercado spot. Ante ello, los inversionistas buscan minimizar tal riesgo que afecte directamente a los parámetros de rentabilidad del proyecto (TIR, VAN) mediante la comercialización de potencia firme y energía firme del proyecto a través de los conocidos contratos de compra de electricidad a largo plazo, llamados Power Purchase Agreements (PPAs, por sus siglas en inglés), que se pueden dar dentro del marco normativo actual del mercado eléctrico peruano.

La presente tesis tiene como objetivo determinar un portafolio óptimo de comercialización de energía y potencia para el proyecto hidroeléctrico Curibamba de 191 MW, que minimice la cuantificación al riesgo sobre los Valores Actuales Netos (en adelante, VAN) de los ingresos totales provenientes del mercado spot y el mercado de contratos, cumpliendo a la vez las siguientes condiciones:

• Que el total de la capacidad contratada óptima, en el mercado de contratos, sea equivalente al 100% de su energía firme sin que éste supere el 100% de su potencia firme; • Que el 100% de la capacidad contratada óptima, sea la que tenga los valores del mínimo coeficiente de dispersión (CV) y la mínima pérdida máxima en la valoración del riesgo para un nivel de confianza del 95 % (VaR), en el análisis de riesgo sobre los VAN de los ingresos totales del proyecto y el flujo de caja económico-financiero. • Maximizar la rentabilidad del proyecto en función de la tasa interna de retorno promedio (TIR) de la evaluación del flujo de caja financiero.

El proceso para la determinación del portafolio óptimo se basó en lo siguiente:

• Una metodología cuantitativa de análisis de riesgo, que abarca una serie de posibles escenarios equiprobables que determina la capacidad óptima de contratación para la comercialización de energía y potencia para los distintos tipos de contratación que puede acceder el proyecto (PPA Proinversión, PPA Regulado, PPA Libre, Portafolio Óptimo de contratación); y • Un análisis de riesgo cuantitativo en la evaluación económica-financiera, representada a través de un flujo de caja financiero (FCF), para estimar, la rentabilidad (TIR) y el valor actual neto (VAN) de los escenarios equiprobables y luego, medir y comparar, el perfil de riesgo de cada escenario de contratación que puede acceder el proyecto.

Finalmente, los resultados muestran como el portafolio óptimo de contratación, reduce los parámetros de cuantificación al riesgo (Coeficiente de Dispersión y Valor en Riesgo) en el VAN de los ingresos totales y presenta la menor variabilidad en el VAN del flujo de caja financiero (FCF) comparado con las otras tres opciones de contratación (PPA ProInversión, PPA Regulado, PPA Libre).

In recent years, the decision-making of investment and financing in the development of hydroelectric projects has required a quantitative analysis of risk on the projection of revenues, due to the high volatility in the marginal costs arising from the operation of the market spot In view of this, investors seek to minimize such risk that directly affects the parameters of profitability of the project (IRR, VAN) through the commercialization of firm power and firm energy of the project through the well-known long-term electricity purchase contracts, called Power Purchase Agreements (PPAs), which can be given within the current regulatory framework of the Peruvian electricity market.

The objective of this thesis is to determine an optimal portfolio of energy and power commercialization for the 191 MW Curibamba hydroelectric project, which minimizes the quantification of the risk of the current Net Values (hereinafter, VAN) of the total revenues coming from the spot market. and the contract market, while complying with the following conditions:

• That the total of the contracted capacity optimum, in the market of contracts, is equivalent to 100% of its firm energy without it exceeding 100% of its firm power; • That 100% of the optimal contracted capacity is that which has the values of the minimum dispersion coefficient (CV) and the minimum maximum loss in the risk assessment for a confidence level of 95% (VaR), in the analysis of risk on the NPV of the total income of the project and the economic-financial cash flow. • Maximize the profitability of the project based on the average internal rate of return (IRR) of the evaluation of the financial cash flow.

The process for determining the optimal portfolio was based on the following:

• A quantitative risk analysis methodology, which covers a series of possible equiprobable scenarios that determine the optimal contracting capacity for the commercialization of energy and power for the different types of contracting that the project can access (Proinversión PPA, Regulated PPA, No Regulated PPA, Optimal Hiring Portfolio); Y • A quantitative risk analysis in the economic-financial evaluation, represented through a financial cash flow (FCF), to estimate, the profitability (IRR) and the net present value (NPV) of the equiprobable scenarios and then, measure and compare, the risk profile of each hiring scenario that the project can access.

Finally, the results show how the optimal contracting portfolio reduces the quantification parameters to the risk (Dispersion Coefficient and Value at Risk) in the NPV of the total revenues and presents the lowest variability in the NPV of the financial cash flow (FCF) compared to the other three contracting options (ProInversión PPA, Regulated PPA, No Regulated PPA).