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EVALUACIÓN SOCIAL DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN RAFAEL EN NAYARIT
Septiembre de 1996
Elaborado por: Joaquín A. de la Torre
Revisión Final:
Jaime Artigas Moreno
Javier Gala Palacios
ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO
CAPÍTULO I ANTECEDENTES 1.1 Introducción 1.2 Localización 1.3 El sector eléctrico 1.4 El sistema eléctrico nacional
a) Situación actual b) Estimaciones de la demanda c) Política de tarifas
1.5 Aspectos legales 1.6 Aspectos institucionales
CAPÍTULO II ASPECTOS TÉCNICOS DEL PROYECTO
CAPÍTULO III EVALUACIÓN SOCIAL DE LA C.H. SAN RA FAEL 3.1 Principios metodológicos 3.2 Proyecciones de la producción 3.3 Determinación de los beneficios
3.3.1 Costo marginal: central termoeléctrica convencional 3.3.2 Costo marginal: unidad de turbogas aeroderivada diesel
3.4 Costo marginal: C.H. San Rafael 3.5 Costos fijos: C.H. San Rafael 3.6 Procedimiento para determinar los beneficios netos 3.7 Cuantificación de los beneficios netos 3.8 Inversión 3.9 Indicadores para la evaluación social 3.10 Conclusiones de la evaluación social 3.11 Limitaciones para la evaluación social
CAPÍTULO IV EVALUACIÓN PRIVADA 4.1 Principios metodológicos 4.2 Estimación de los beneficios 4.3 Estimación de los costos 4.4 Evaluación privada 4.5 Análisis de sensibilidad 4.6 Conclusiones de la evaluación privada
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
ANEXO I Evaluación social
ANEXO 2 Evaluación privada
RESUMEN EJECUTIVO
El presente trabajo tiene por objeto determinar la conveniencia de invertir en el equipamiento de la Central Hidroeléctrica San Rafael, desde el punto de vista del país y de los promotores del proyecto.
La puesta en marcha de la hidroeléctrica Aguamilpa requirió de la construcción de una presa de regulación (San Rafael) 16 Km aguas abajo, con los siguientes propósitos:
• Controlar los altos volúmenes de agua que Aguamilpa desfoga en sus horas de operación (744 m3/seg.), evitando los daños que se producirían aguas abajo del río Santiago,
• Satisfacer en un futuro, la demanda de riego (124,000 hectáreas) de la zona baja del río Santiago,
• Contar con la capacidad para producir energía eléctrica (aproximadamente 15 GWh anuales).
El Gobierno Federal y la CFE han ofrecido al Gobierno del Estado de Nayarit la oportunidad de desarrollar el proyecto de la hidroeléctrica, a través de los esquemas que prevé la Ley para la participación de los particulares en la generación de energía eléctrica (autoabastecimiento, pequeño productor y productor independiente).
El Gobierno del Estado ha recibido diversas solicitudes de asociación de particulares para el desarrollo conjunto de la central hidroeléctrica San Rafael. Si bien la participación del Estado como accionista en un proyecto de producción de electricidad podría tener ventajas, tales como contar con una fuente de energía “más barata” que permita ahorros a los municipios y el desarrollo de nuevas empresas industriales, también implica riesgos, pues se trata de la operación de una línea de negocio privado para el cual no se cuenta con experiencia. Debe efectivamente lograrse que el suministro de energía que se proporcione con el proyecto represente una ventaja frente al que otorga la CFE.
Por ello, el Gobierno del Estado solicitó al Director General de Banobras, que a través del Centro de Estudios para la Preparación y Evaluación Social de Proyectos (CEPEP), se evaluara la factibilidad social y privada de su inversión en el equipamiento de la central.
Desde un punto de vista social, un proyecto de gen eración de
energía eléctrica no se puede analizar de manera ai slada del resto del sistema, ya que al entrar en operación una nuev a central se desplaza la producción de otras plantas con mayores costos de
producción; por este motivo, es indispensable que e xista un programa a largo plazo de expansión del sector eléc trico y que
las nuevas inversiones, que de manera puntual se an alicen, estén comprendidas dentro de dicho programa.
A la Secretaría de Energía y a la CFE les corresponde determinar para el largo plazo la demanda probable de energía y la estrategia para hacerle frente. Cabe señalar que entre los proyectos a ser desarrollados en el corto plazo se encuentra la C.H. San Rafael.
Los beneficios que la central traería para el país y que son materia de la evaluación social, comprenden el ahorro que se tendría en la producción de energía eléctrica a través de medios más caros de producción, como son las plantas de turbogas que operan durante las horas pico o bien las termoeléctricas convencionales.
El cálculo de la rentabilidad social del proyecto se realizó teniendo en cuenta la producción que se tendría con base en los escurrimientos probables de Aguamilpa. Los costos se determinaron con base a información proporcionada por la CFE. Los resultados de la evaluación social muestran que para que el proyecto sea rentable para el país, la inversión no debe ser mayor a 150 millones de pesos ó 20 millones de dólares.
Desde el punto de vista privado, los beneficios del proyecto estarían representados por las ventas de energía a los clientes o socios de la hidroeléctrica, así como de los excedentes a la CFE. Por su parte, los costos comprenden el pago de aranceles, impuestos y otros cargos que no se toman en cuenta desde el punto de vista social. Los resultados de la evaluación privada del proyecto, desde el punto de vista de los accionistas, muestra que la inversión máxima para que se recupere la inversión en un plazo de 20 años deberá ser de 185.5 millones de pesos (25 millones de dólares).
La conclusión final consiste en destacar la conveniencia de que aquellas empresas que han mostrado interés en asociarse con el Gobierno del Estado para operar la hidroeléctrica, revisen significativamente a la baja sus presupuestos de inversión, de lo contrario, la inversión no será rentable y tanto el país como el estado de Nayarit serán más pobres después de haber realizado el proyecto.
CAPÍTULO I
ANTECEDENTES
1.1 Introducción
La presa San Rafael, ubicada en el estado de Nayarit, se localiza sobre el río Santiago, a 16.8 km. aguas abajo de la hidroeléctrica Aguamilpa. Su objetivo es cambiar el régimen de la descarga de agua de la hidroeléctrica, al requerido para el riego de una superficie de 124,100 hectáreas localizadas en las márgenes del río Santiago y del río San Pedro.
El dimensionamiento del embalse se estableció a partir de las necesidades de riego definidas por la Comisión Nacional de Agua (CNA) y que consideran una extracción máxima de 187.5 m3/s durante las 24 horas del día.
La presa San Rafael contempla la regulación del desfogue de Aguamilpa, por las turbinas de una pequeña central hidroeléctrica con una capacidad de 24 MW.
El Gobierno Federal y la CFE han ofrecido al Gobierno del Estado de Nayarit la oportunidad de desarrollar el proyecto de la hidroeléctrica, a través de los esquemas que prevé la Ley para la participación de los particulares en la generación de energía eléctrica.
El Gobierno del Estado ha recibido diversas solicitudes de asociación de particulares para el desarrollo conjunto de la central hidroeléctrica San Rafael. La participación del Estado como accionista en un proyecto de producción de electricidad, si bien podría tener ventajas como serían el contar con una fuente de energía “más barata” que permita ahorros a los municipios y el desarrollo de nuevas empresas, también implica riesgos, destacando: la operación de una línea de negocio privado para el cual no se cuenta con experiencia y que efectivamente el suministro de la energía que se proporcione represente una ventaja frente a la que otorga la CFE.
Por lo señalado, el Gobierno del Estado solicitó al Director General de Banobras, que a través del Centro de Estudios para la Preparación y Evaluación Social de Proyectos (CEPEP), se evaluara la factibilidad social y privada de la inversión en el equipamiento de la central.
El presente trabajo, que da respuesta a la solicitud del Estado, contiene tres grandes apartados, en el primero se abordarán sólo aquellos aspectos que guardan relación directa con la evaluación social y privada del proyecto; la segunda, se dedica a su evaluación social y, la tercera, a la privada.
1.2 Localización
La central hidroeléctrica San Rafael, se encuentra a 27 Km. en línea recta de la ciudad de Tepic y a 16.8 km. aguas abajo de la C.H. Aguamilpa, sobre el río Santiago. El acceso se realiza por la margen izquierda del río, recorriendo la carretera Tepic-Aguamilpa hasta el kilómetro 35, de donde se toma una desviación por un camino en el cual se recorren 4.5 km. para llegar a la presa.
Por la margen derecha, el acceso es posible desde la Central Aguamilpa, por el camino de 11.3 Km. construido en la margen derecha del río Santiago.
Mapa 1.1 Localización del proyecto
El río Santiago, fuente de alimentación de la presa Aguamilpa, tiene una longitud de 524 Km. desde el Lago de Chapala hasta su desembocadura en el Océano Pacífico.
Su aprovechamiento hidroeléctrico consta de las siguientes centrales: Puente Grande (17.4 MW), Colimilla (51.2 MW), Intermedia (5.3 MW), Juntas (15 MW), Agua Prieta (240 MW), Santa Rosa (60.2 MW) y Aguamilpa (960 MW). En 1979 la CNA canceló la concesión de agua del lago de Chapala, por lo que las cuatro primeras centrales sólo operan en temporada de lluvias.
Se cuenta con registros de 30 años de los escurrimientos del río Santiago que permiten estimar con precisión los volúmenes de agua disponibles para el proyecto.
P.H. AGUAMILPA
SAN RAFAEL
RIO HUAYANAMOTA
RIO GUASIMAS
RIOGRANDE
DE SANTIAGO
•EL ZAPOTERÍO SANTIAGO
1.3 El sector eléctrico
a) Componentes de un sistema eléctrico
Un sistema eléctrico se conforma de cuatro grandes componentes: generación, transmisión, conducción y distribución (Gráfica 1.1).
Gráfica 1.1 Integración de un sistema eléctrico
El proyecto San Rafael se ubica en la etapa de generación; la ener-gía que se produzca será transmitida 18.5 Km hasta conectarse con la línea de transmisión de la presa Aguamilpa; posteriormente será conducida y distribuida hasta los lugares de consumo, aprovechando la infraestructura existente de la CFE.
b) Características de un sistema eléctrico
Las principales características que deben ser tomadas en cuenta en la evaluación social de un sistema eléctrico son las siguientes:
• Cada tipo de cliente tiene una curva distinta de consumo, la cual debe ser considerada en la planeación de las inversiones.
En el caso de la C.H. San Rafael se ha planteado el aprovechamiento de la energía para usos municipales (alumbrado público, principalmente) e industrial. En el primer caso, el consumo se da en la noche y, en el segundo, éste dependerá de la industria y empresa beneficiada, aunque podría presuponerse un consumo más intenso durante las horas del día.
• La demanda integrada es variable, esto es, se presentan variaciones horarias, semanales y estacionales.
Por lo que se refiere al funcionamiento diario de un sistema eléctrico se tiene la siguiente situación:
GENERACION TRANSMISION CONDUCCION DISTRIBUCION
• La potencia instalada es siempre mayor a la demanda, ya que:
◊ La necesidad de abastecer la demanda horaria máxima obliga a tener una potencia instalada que en el resto de las horas del año queda con capacidad excedente.
◊ La disponibilidad variable obliga a tener instalaciones en reserva fría para reemplazar equipos con fallas.
◊ La hidrología variable obliga a tener más capacidad instalada en caso de sequía.
◊ La demanda creciente hace que se deba invertir con anticipación en instalaciones de generación, transmisión y distribución.
• El costo de operación del sistema depende del nivel de demanda.
• Los costos de operación del sistema cambian al entrar nuevas centrales.
Las implicaciones de estos puntos se analizarán con mayor detalle en el Capítulo III; sin embargo, por el momento basta señalar que los beneficios de una nueva central están dados por el costo marginal de la energía que se desplaza por ser más cara su producción.
c) Las características del sistema eléctrico descritas señalan la necesidad de que las unidades de generación, públicas o privadas, pertenezcan a un sistema interconectado.
1.4 El sistema eléctrico nacional
a) Situación actual
La capacidad instalada del Sector Eléctrico es de 33,038 MW y satisface la demanda actual y previsible en el corto plazo. De las 168 centrales y 577 unidades generadoras con las que se cuenta, el 88.6% de la capacidad se distribuye en 61 centrales con una capacidad instalada 29,265 MW.
b) Estimaciones de la demanda
La planeación del sistema eléctrico realizado por la CFE y la Secretaría de Energía, se basa en un pronóstico que refleja las expectativas de crecimiento económico establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 1995-2000.
Es así que la CFE ha estimado dos escenarios de crecimiento de las ventas de energía eléctrica para los próximos diez años: el primero refleja una tasa promedio de incremento del 4.9% y, el segundo, asume un crecimiento moderado, con una tasa promedio anual del 3.5% (Gráfica 1.3).
Gráfica 1.3 Proyección de la demanda de energía eléctrica
Para satisfacer la demanda esperada se requiere iniciar la construcción de las unidades de generación que, estando comprometidas, constituyen el Programa de Inversiones del Sector Eléctrico para el período 1996-2004 (Cuadro 1.1); de lo contrario, se enfrentaría insuficiencia de capacidad a partir del año 2000. Cabe destacar que entre las centrales que integran las plantas hidroeléctricas previstas entre los años de 1996 y 2000, se encuentra la C.H. San Rafael.
0
50
100
150
200
1984 1988 1992 1996 2000 2004
Histórico 5% anual
Moderado 3.5 % anual
Esperado 4.9 anual
TWh
Cuadro 1.1 Programa de unidades en construcción o
comprometidas.
Número de
Centrales
Capacidad (MW)
Noroeste 4 Hidroeléctricas y Combustóleo
760
Norte 3 Ciclo Combinado 519 Noroeste 2 Carboeléctrica 700 Occidental 6 Geoeléctrica. e
Hidroeléctrica 394
San Rafael
Hidroeléctrica 24
Oriental 5 Combustóleo, Nuclear e Hidro.
1,575
Baja California
2 Hidroeléctrica 60
Sub Total 23 4,008 Otras 9,031 Total MW 13,03
9
Fuente: Prospectivas del Sector Eléctrico, 1995 - 2004
Las necesidades de capacidad y energía a nivel de desagregación geográfica se estiman con base en las siguientes regiones(Mapa 1.2):
1. Noroeste 4. Occidental 7. Peninsular 2. Norte 5. Centro 8. Baja California Norte 3. Noreste 6. Oriental 9. Baja California Sur
Mapa 1.2 Regionalización del sistema eléctrico nacional
Las regiones 1 a 7 se encuentran integradas al Sistema Interconectado, mientras que Baja California y Baja California Sur funcionan como sistemas independientes.
Para la región Occidental, la cual comprende el Estado de Nayarit, el crecimiento promedio de las ventas anuales en el período 1984-1994 fue de 5.4% anual, frente a un total nacional del 5.1%. Para esta misma región se estima que el aumento de las ventas de energía para el período 1995-2004 será del 5.1% anual. El Cuadro 1.2 presenta las estimaciones para la Región Occidental para el período 1996-2000; durante los años de 1996 y 1997 no se prevén crecimientos importantes, sino hasta 1998, año en que entraría en operación la hidroeléctrica.
Cuadro 1.2 Estimación de Ventas 1996-2000 (GWh)
1996 1997 1998 1999 2000
Total 24,767 25,573 26,775 28,291 29,982 Incremento (%) 1.98 3. 25 4.7 5.66 5.98
Fuente : Documento de Prospectiva del Sector Eléctrico (1995-2000), S.E.
c) Política de tarifas
El Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector Energía 1995-2000, señala la necesidad de establecer una política de precios y tarifas eficiente y equitativa que permita:
• Una adecuada capitalización del sector.
2
1
4
6
3
57
9
8
• Avanzar en el desarrollo de una política tarifaria para la Comisión
Federal de Electricidad y Compañía de Luz y Fuerza del Centro, que facilite la operación del organismo, promueva la inversión privada en generación y permita mejorar el servicio a los usuarios.
Por lo que toca al comportamiento observado de las tarifas (Cuadro 1.3), éstas han experimentado una disminución en términos reales desde 1992, situación que ha afectado la capacidad financiera de las empresas del sector, así como inhibido la inversión privada en el rubro de generación y dificultado la evaluación de la calidad del servicio.
Cuadro 1.3 Tarifas de Energía Eléctrica (Pesos por KWh de 1985).
1992 1993 1994 1995
Industrial 0.383 0.352 0.315 0.268 Residencial 0.344 0.305 0.301 0.258 Comercial 0.853 0.829 0.821 0.768 Servicios 0.643 0.634 0.616 0.550 Riego Agrícola 0.209 0.243 0.230 0.177
Fuente: Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000.
1.5 Aspectos legales
a) Ley del servicio público de energía eléctrica
El Artículo 27 de la Constitución de los Estados Unidos Mexicanos, señala que “Corresponde exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público”. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la Nación aprovechará los bienes y recursos que se requieran para dichos fines.
Por su parte la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica establece en su Artículo 3°, que no se considerará servicio eléctrico, entre otros:
• La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento, cogeneración o pequeña producción.
• La generación de energía eléctrica que realicen los productores independientes para su venta a la CFE.
La Ley en su Artículo 36 establece que será la Secretaría de Energía, la cual considerando los criterios y lineamientos de la política energética nacional y oyendo la opinión de la CFE, quien otorgará los permisos de autoabastecimiento, de cogeneración, de producción independiente, de pequeña producción o de importación o exportación. En el propio Artículo 36 se especifica que deberá entenderse por:
Autoabastecimiento de energía eléctrica, la destinada a la satisfacción de necesidades propias de personas físicas o morales.
Productor independiente, es el que genera energía eléctrica destinada a su venta a la CFE.
Pequeño productor, es el que produce menos de 30 MW, en una área determinada por la Secretaría de Energía, para el consumo de comunidades rurales o bien para su venta a la CFE.
En adición, la propia Ley en su Artículo 36-Bis, establece que deberán observarse entre otros que, en los términos y condiciones de los convenios por los que, en su caso, la CFE adquiera la energía eléctrica de los particulares, se ajusten a lo que disponga el Reglamento, considerando la firmeza de las entregas.
Asimismo indica que las obras, instalaciones y demás componentes serán objeto de Normas Oficiales Mexicanas o autorizadas previamente por la Secretaría de Energía.
Por otra parte, la Ley en su Artículo 37 determina que los titulares de los permisos recibirán una contraprestación a su favor, cuando por causas de fuerza mayor o caso fortuito el servicio público se interrumpa o restrinja.
b) Intervención de la Comisión Nacional del Agua (CNA).
La producción de energía de la C.H. San Rafael, estará supeditada a la regulación de los flujos para riego que se tenga por parte de la CNA. En adición, con base en lo señalado en el Artículo 223 de la Ley Federal de Derechos en Materia de Agua, esa Comisión recabará el pago de derechos sobre agua que en la actualidad asciende a $ 1.00 por cada mil metro cúbicos.
1.6 Aspectos institucionales
Diversas compañías interesadas en asociarse con el Gobierno del Estado se han acercado a éste para el desarrollo del proyecto.
Las gestiones más avanzadas son las realizadas por el Grupo Tribasa a través de la constitución en noviembre de 1995 de la empresa “Hidroeléctrica Nayarit, S.A., de C.V.”, con el fin de que dicha empresa invierta en la construcción y operación la central durante un período determinado, con un capital social de $50,000.00 (cincuenta mil pesos) para lo que se emitieron un total de 100 acciones.
En la actualidad tiene 21 socios: el Gobierno del Estado, 9 ayuntamientos y 10 empresas que cuentan con una acción de $500.00 (quinientos pesos) cada uno y la Compañía Manufacturera Pioneros de Nayarit, S.A. que cuenta con las 80 acciones restantes con un valor de $40,000.00 (cuarenta mil pesos). Estos socios son los usuarios que en principio abastecerá la central hidroeléctrica San Rafael, bajo un esquema de autoabastecimiento.
CAPÍTULO II
ASPECTOS TÉCNICOS DEL PROYECTO
En este capítulo se describen las características técnicas del proyecto requeridas para las evaluaciones social y privada del mismo.
El 21 de julio de 1994 se inauguró la presa Aguamilpa, la cual consta de 3 unidades de 320 MW cada una. Dicha presa fue diseñada para trabajar durante las horas pico con un factor de planta de 0.25, lo que permite una generación media anual de 2,102.4 GWh.
Aguamilpa requiere un gasto de 249 m3/seg por turbina, ó 744 m3/s para las tres unidades. Este gran volumen de agua operado durante unas cuantas horas, determinó la necesidad de construir una presa de cambio de régimen, a 16 Km aguas abajo de Aguamilpa.
El embalse de San Rafael se dimensionó para proporcionar un gasto máximo de 187.5 m3/seg durante 24 horas. Las variaciones en el gasto extraído de la presa San Rafael dependerán de la demanda de riego de la CNA y del volumen disponible en el vaso, producto de los desfogues de Aguamilpa.
El aprovechamiento de la presa San Rafael como central generadora de energía eléctrica requiere del equipamiento de la misma (Gráfica 2.1) a través de las siguientes inversiones:
• Casa de máquinas.
• Dos Turbinas Kaplan o Bulbo con una capacidad de aproximadamente 24 MW.
• Generadores Eléctricos.
• Transformadores de energía de 13.8 KW a 115 KW.
• Línea de transmisión de aproximadamente 18.5 Km, para conectarse con la correspondiente de la presa Aguamilpa.
Gráfica 2.1 C.H. San Rafael: Obras de Generación (m. s. n. m.)
Como se mencionó, la Central San Rafael tendrá una capacidad de 24 MW, estimándose un factor de planta de 0.689 lo que
permitirá una generación anual media de 14.485 GWh .
De manera inicial la inversión requerida para equipar con 2 unidades de 12 MW cada una a la C.H. San Rafael, se estimó con base a información proporcionada por la CFE y los ante-presupuestos de las empresas ICA y TRIBASA presentados al Gobierno del Estado de Nayarit, los cuales se muestran en el cuadro 2.1. Cabe destacar que dichos presupuestos serán analizados en el capítulo correspondiente a la evaluación social del proyecto.
NAME 65.00
NAMO 63.41
NAMINO 58.00
48.50
UMBRAL 49.50
ELEVACIÓN DECORONA 65.5 MSM
Cuadro 2.1 Equipamiento de la C.H. San Rafael (miles de pesos)
CFE ICA TRIBASA
Obra Civil 9,000 10,000 Obra Electromecánica 24,000 21,500 Otros 2,000 1,316 Total Miles de Dólares 35,517 35,000 32,816 Total Miles de Pesos 266,377 262,500 246,120
Fuente: CFE, Subdirección de Programación, Evaluación del Equipamiento de la Presa San Rafael, Documento G3100/94/37
CAPÍTULO III
EVALUACIÓN SOCIAL DE LA C.H. SAN RAFAEL
3.1 Principios metodológicos
La operación sobre la base de un sistema interconectado tiene como consecuencia que un proyecto de energía eléctrica debe evaluarse teniendo en cuenta la totalidad del sector, ya que:
• Un nuevo proyecto afecta la operación del resto del sistema.
• Un proyecto cambia la fecha óptima de entrada de los demás proyectos.
• Los costos de restricción o falla se modifican de acuerdo con la capacidad instalada de todo el sistema eléctrico.
Según se señaló, la central San Rafael se encuentra incluida en los planes del sector y, por lo mismo, su realización no implica desequilibrios en los planes de expansión del sistema.
3.2 Proyecciones de la producción
La producción en la Central San Rafael dependerá del volumen de agua que se reciba de la presa Aguamilpa el cual, a su vez, es función de los escurrimientos del río Santiago. La Gráfica 3.1 muestra los escurrimientos que se hubiesen tenido hacia la presa San Rafael si ésta llevase 43 años en operación. Cabe señalar que a partir de 1979 la CNA canceló la concesión de agua del lago de Chapala, por lo que para efectos de análisis sólo se tendrán en cuenta los escurrimientos registrados entre 1980 y 1996.
Gráfica 3.1 Escurrimientos Río Santiago 1952-1996
Se cuenta con observaciones mensuales de los escurrimientos del río Santiago (ver Gráfica 3.2), las cuales indican una marcada estacionalidad, misma que debe ser tomada en cuenta en la estimación de la energía a producir.
Gráfica 3.2 Estacionalidad de los Escurrimiento en el Río Santiago
En la determinación de los escurrimientos aprovechables por la C.H. San Rafael se tomó la política de operación que Aguamilpa ha seguido en el
Escurrimientos C.H. San Rafael
0
5,000
10,000
15,000
20,000
1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43mill
ones
de
m3
por
año
Escurrimientos Totales Máximo Aprovechable
0
500
1,000
1,500
2,000
190.00
195.00
200.00
205.00
210.00
215.00
220.00
Ene
Feb
Mar
Abr
May Ju
n
Jul
Ago
Sep Oct
Nov Dic
1994 1995 1996
NAMINO
NAMO
Escurrimientosmillones de m3
Nivel Aguamilpa
pasado (Gráfica 3.2). De esta forma se supuso que durante la temporada de lluvias, a partir del NAMINO Aguamilpa podría operar durante seis horas diarias; si los escurrimientos fuesen tales que se rebasara el NAMO, la producción se incrementaría. Esta última situación resultaría desfavorable para San Rafael, ya que no podría aprovechar la totalidad de los escurrimientos del Río Santiago.
En efecto, si se analizan los escurrimientos en el Río Santiago como fuente de Aguamilpa durante los últimos 10 años, se tiene que éstos han aportado un promedio de 5,704 Mm3/año (millones de m3 al año); sin embargo, el volumen aprovechable en San Rafael sería en promedio de sólo 4,487 Mm3/año.
3.3 Determinación de los beneficios
Los beneficios económicos de una nueva central eléctrica están dados por la diferencia entre los costos marginales de las fuentes de energía que se substituyen y los de la nueva central, es decir, entre la operación sin y con proyecto. Otro beneficio a considerar sería la disminución de la contaminación debida al uso de tecnologías alternativas que sustituyen la utilización de fuentes de energía contaminantes.
La curva de duración de carga representa las demandas de potencia de un sistema para un período dado. La Gráfica 3.3 esquematiza una curva de duración de carga para México en la que se puede observar que a medida que crecen los requerimientos de energía durante el día, entran en operación nuevas centrales cuyos costos marginales de producción son mayores.
Gráfica 3.3 Curva de Duración de Carga
Para la determinación de los beneficios que se tendrían con la operación de la C.H. San Rafael, se agruparon las principales centrales de acuerdo a su forma de operar (base, intermedia o pico) y combustible utilizado. El
Horas
Térmica de carbón
Combustóleo
Gas
Hidroeléctrica
Turbogás
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Pot
enci
a D
eman
dada
Pico
Intermedia
Base
Cuadro 3.1 que presenta los resultados, no incluye (por falta de información) las plantas de turbogas que hacen frente a la demanda durante las horas pico.
Cuadro 3.1 Principales centrales agrupadas por tipo de operación. Cap. MW GWH Operación Factor Planta
Geotermia 753 5,599 Base 85% Carbón 1,900 13,036 Base 78% Combustóleo y Gas 3,138 20,355 Base 74% Nuclear 675 4,239 Base 72% Combustóleo 11,411 61,222 Base 61% Gas 1,216 5,978 Base 56% Hidroeléctrica 1,355 5,000 Base 42% Combustóleo y Diesel 65 177 Base 31% Combustóleo y Diesel 295 1,206 Intermedia 47% Gas 1,180 3,625 Intermedia 35% Hidroeléctrica 1,884 4,536 Intermedia 27% Combustóleo 113 589 Pico 60% Hidroeléctrica 5,280 8,592 Pico 19%
29,265 134,154
Fuente: Elaboración propia con información de “Documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 1995 - 2004”
El cálculo de los costos de operación de los diferentes tipos de centrales, se basó en la publicación de la CFE, “. Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos del Sector Eléctrico”, edición 1995 (COPAR-95), del cual se incluye un resumen en el Cuadro 3.2; los costos mencionados están expresados en términos de Costos Anuales Equivalentes (CAE) utilizando una tasa del 10% anual.
Cuadro 3.2 Costo Unitario de Generación (Precios Medios de 1995;
$/MWh)
Central / Potencia Combustible Operación y
Mantenimiento
Total
Turbogas Aeroderivada Diesel (1x44)
278.66 63.61 342.27
Térmica Convencional (2x350) 172.36 12.74 185.10 Geotermoeléctrica (1x25) 110.93 29.03 139.96 Ciclo Combinado (Gas) (1x210) 109.10 16.18 125.28 Carboeléctrica (2x350) 80.78 25.04 105.82 Nuclear (1x1,356) 46.88 60.57 107.45
Fuente: CFE, Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el Sector Eléctrico, en prensa, México, 1995.
Del análisis de los Cuadros 3.1 y 3.2 se desprende que los mayores beneficios de la hidroeléctrica en términos de KWh generado se obtendrán a través de su operación durante las horas pico. Durante el resto del tiempo, se supuso que se substituirá la energía generada por plantas termoeléctricas convencionales, ya que éstas operan durante toda la base y su costo de combustible es elevado. Por lo anterior, la evaluación de la hidroeléctrica San Rafael se realizó bajo los siguientes supuestos:
• Durante tres horas pico, la energía producida por la central substituirá a la producida por centrales de Turbogas.
• Para el resto de las horas factibles de operar, la energía producida permitirá reducir la operación de plantas termoeléctricas convencionales a base de combustóleo.
3.3.1 Costo marginal: central termoeléctrica convencional
a) Costo de los combustibles
El precio del combustóleo se determinó utilizando como información básica las proyecciones realizadas por el COPAR-95. Dichas proyecciones asumen tres escenarios de movimiento en los precios (alto, medio y bajo). Los precios proyectados se compararon con los observados1 encontrándose que su valor se sitúa entre las proyecciones media y alta del COPAR-95. Una vez corregidas las proyecciones del COPAR-95, se determinó como precio de
1. OPEC Bulletin, Market Review: pp. 49-52, Mayo de 1996
referencia el correspondiente al año 2000, que es cuando la planta iniciaría su operación. Se supuso que dicho precio de referencia de 18.35 Dlls/MWh tendría un incremento real del 1.83% anual.
Para obtener el costo por MWh, se utilizaron los siguientes parámetros incluidos en el COPAR-95:
energía eléctrica = η * energía térmica
1 lt. de combustóleo = 11.58 KWh 1 Barril = 158.987 litros η neta = 34.74%
Costo Inicial MWh Dlls MWh/.
. . ., . ./=
× ×× =
18 35158 987 1158 3477
1000 28 67
ó 214.99 $/MWh
b) Costo de operación y mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento se determinan en el COPAR-95 con base en información proporcionada por las áreas de generación de la CFE. Por medio de técnicas de análisis de regresión se estiman los costos fijos y variables de las centrales. Debido a que los beneficios estarán dados por el ahorro en los costos variables, sólo éstos serán tomados en cuenta.
A precios de mediados de 1996 y utilizando un tipo de cambio de $ 7.5 por dólar, los costos variables se pueden expresar a través de la siguiente ecuación (la cual es válida para factores de planta cercanos al 65%), en la que “K” representa la capacidad de una unidad de 350 MW:
Cv K Dlls MWh= × × =− −13 1879 7 5 011601757 1. . . . ./. ó 0.872 $/MWh
Por lo tanto, el costo marginal de una termoeléctrica convencional sería para el primer año de operación de la C.H. San Rafael, de 28.79 Dlls./MWh ó 215.86 $/MWh.
3.3.2 Costo marginal: unidad de turbogas aeroderivada diesel
El COPAR-95 especifica que el costo de combustible para este tipo de plantas es 62% mayor al de las termoeléctricas; por su parte, los costos variables de operación y mantenimiento son menores en un 17%. De esta manera, para el primer año de operación, la resultante para los costos variables de las unidades de turbogas se proyecta en 46.54 Dlls./MWh ó 349.05 $/MWh
3.4 Costo marginal: C.H. San Rafael
Por tratarse de una central hidroeléctrica, los costos marginales coinciden con los costos de operación y mantenimiento, y se obtuvieron con base en la experiencia de la CFE (COPAR-95). Asumiendo un diferencial de precios del 30% en el período 1995-96 se tiene:
C K MWhv = × =−13 0 4781 0 20240 353. . . $ /.
Donde: K = Capacidad de la unidad en MW Cv = Costos variable por MWh generado
3.5 Costos fijos: C.H. San Rafael
En cuanto a los costos fijos de operación, el COPAR-95 señala que el costo fijo del área de operación es independiente de la capacidad de la unidad y se estima en $ 1,220,285 de julio de 1996 por año. El mismo documento señala que los costos fijos de mantenimiento (Cfm) se pueden calcular de la siguiente manera:
C K añofm = × =13 179 240 1508 4410 5877. , , , $ /.
De esta manera se tiene:
Pesos Dólares Costos Fijos Operación ($/año) 1,220,285 162,704 Costos Fijos Mantenimiento ($/año) 1,508,441 201,125 Costos Variables Mantenimiento ($/MWh) 0.2024 0.0270
3.6 Procedimiento para determinar los beneficios netos
Los beneficios anuales netos, sin incluir la inversión, son el resultado de substraer de los beneficios brutos por liberación de recursos (ahorros en los costos variables de operación y mantenimiento de las centrales reemplazadas), los costos fijos y variables de la central del proyecto.
Para efectos de la evaluación social, se consideró en 30 años la vida útil de la central, a partir de su puesta en marcha en el año 2000. Durante este período la producción de energía dependerá de los escurrimientos aprovechables, los cuales pueden tener variaciones importantes. Dado al sesgo que presenta la distribución de los escurrimientos, se estableció como método de estudio un análisis de sensibilidad a través de simulaciones de Monte Carlo. A continuación se describe la metodología utilizada en conjunto con los resultados obtenidos:
Utilizando las cifras históricas de los escurrimientos ajustados para tener en cuenta las variaciones estacionales e interanuales y teniendo en cuenta que se requerirán 28.125 m3 por KWh, se determinó la producción anual2 en KWh. Por ejemplo, si para el primer año los escurrimientos son de 3,230 Mm3, se podrían producir 114,844 MWh.
La producción factible de obtener, se compone de la que se produciría durante las horas pico y base. Como se recordará, se determinó que la producción para horas pico sería de 3 horas, esto es, 26,280 MWh al año.
Para el ejemplo, los beneficios y costos quedarían expresados de la siguiente manera:
C.H. San Rafael: Beneficios Brutos.
Generación Valor Beneficios Brutos MWh $/MWh Miles de Pesos
Pico 26,280 349.05 9,173.03 Base 88,564 215.85 19,116.54 Total 114,844 28,289.57
C.H. San Rafael: Costos Fijos y Variables. Generación Valor Costos MWh $/MWh Miles de Pesos
Costos Fijos 2,728.73 Costos Variables 114,844 0.2024 23.24 Total 2,751.97
2. Para generar 24,000 KWh se requieren 187.5 m3/seg., de donde para generar un KWh se requerirán (187.5 x 3,600)/24,000=28.125 m3/kWh
Los beneficios netos serían 28,289.57 - 2,751.97 = 25,537.60 miles de pesos anuales.
3.7 Cuantificación de los beneficios netos
El análisis de los escurrimientos del río Santiago a Aguamilpa entre los años 1980 y 1995, se agrupó en una distribución de frecuencias con once intervalos. Si se supone que todas las posibilidades están en el rango comprendido entre 2,800 Mm3 y 5,808 Mm3, la distribución de frecuencias de los escurrimientos es una distribución de probabilidades (Anexo 1). Es así que los escurrimientos anuales durante la vida útil de la central estarían comprendidos en alguno de los intervalos de frecuencia de la distribución de probabilidades.
Si la distribución de frecuencias se transforma en una distribución de probabilidades acumuladas (Gráfica 3.4), se puede asociar la ocurrencia de los escurrimientos con la probabilidad de los mismos de la siguiente manera: si la cantidad de lluvia en un determinado año es independiente de la lluvia en los años precedentes o posteriores, el volumen anual de escurrimientos se comporta de manera aleatoria. Por ejemplo si se toma un número al azar y éste resulta ser 0.68, al observar la Gráfica 3.4 se tiene que corresponde a un nivel anual de escurrimientos de 4,851 Mm3, es decir, durante ese año se tendría un escurrimiento de 4,851Mm3.
Gráfica 3.4 Distribución de frecuencias acumulada (millones de m3 al
año)
De esta manera, con los volúmenes disponibles se obtuvo la generación anual probable en San Rafael, procediéndose al cálculo de los beneficios y
Probabilidad Acumulada de los Escurrimientos
0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 %
100 %
2,93
6
3,21
0
3,48
3
3,75
7
4,03
0
4,30
4
4,57
8
4,85
1
5,12
5
5,39
8
5,67
2
costos asociados para los 30 años de vida de la central. Con dicha información se calculó el Valor Actual de los Beneficios (VAB). La tasa social de descuento utilizada fue la siguiente:
Años Tasa Social Anual
1996 - 2000 18% 2001 - 2005 16% 2006 - 2010 14% 2011 – en adelante 12%
Una aproximación más adecuada sería repetir el ejercicio antes descrito por otros 30 años, determinar su VAB y promediar éste con el de la primera simulación. Si el ejercicio se repite un número suficiente de veces, se obtiene la probabilidad de que el proyecto produzca un determinado volumen de beneficios (Simulación Monte Carlo).
De acuerdo con lo señalado, se realizaron 1,500 simulaciones y se obtuvo igual número de Valores Actuales de los Beneficios Netos. El análisis de los resultados permitió determinar la probabilidad de que se obtenga un cierto monto de beneficios (Gráfica 3.5 y Cuadro 3.3).
Gráfica 3.5 Distribución de los Beneficios Netos (miles de pesos)
El Valor Actual de los Beneficios durante la operación representa el monto máximo que se podría invertir para recuperar la inversión a la tasa social de descuento; esto es, cualquier monto de inversión superior implicaría que el proyecto no es rentable. Por lo anterior, la conveniencia de realizar el proyecto depende de que el Valor Actual de los Beneficios sea mayor al del costo de la inversión.
Valor Presente de los Beneficios
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
139,
714
141,
848
143,
983
146,
117
148,
252
150,
386
152,
520
154,
655
156,
789
158,
924
161,
058
163,
192
165,
327
167,
461
169,
595
171,
730
173,
864
175,
999
178,
133
180,
267
182,
402
En la Gráfica 3.6 y en el Cuadro 3.3 se han acumulado las frecuencias relativas de los Beneficios Netos durante la operación. La probabilidad de que el VAN sea negativo, viene dado por la probabilidad acumulada asociada al Beneficio que iguala a la Inversión.
Por ejemplo, en el Cuadro 3.4 y la Gráfica 3.6 se puede observar que si la inversión es de $ 166.39 millones, para un valor actual de los beneficios netos durante la operación igual a esta cantidad, corresponde una probabilidad del 75.9 % de que el proyecto no sea rentable, es decir, se tiene una probabilidad del 24.1 % de que si sea rentable.
Cuadro 3.3 Determinación de los Beneficios (millones de pesos).
Límite Probabilidad Factor de Inferior Superior Frecuencia Probabilidad Acumuladas Planta 138.647 140.781 6 0.4% 0.4% 0.599 140.781 142.916 9 0.6% 1.0% 0.608 142.916 145.050 10 0.7% 1.7% 0.617 145.050 147.184 23 1.5% 3.2% 0.626 147.184 149.319 36 2.4% 5.6% 0.635 149.319 151.453 54 3.6% 9.2% 0.644 151.453 153.588 83 5.5% 14.7% 0.654 153.588 155.722 108 7.2% 21.9% 0.663 155.722 157.856 149 9.9% 31.9% 0.672 157.856 159.991 165 11.0% 42.9% 0.681 159.991 162.125 177 11.8% 54.7% 0.690 162.125 164.259 173 11.5% 66.2% 0.699 164.259 166.394 146 9.7% 75.9% 0.709 166.394 168.528 126 8.4% 84.3% 0.718 168.528 170.663 108 7.2% 91.5% 0.727 170.663 172.797 59 3.9% 95.5% 0.736 172.797 174.931 37 2.5% 97.9% 0.745 174.931 177.066 25 1.7% 99.6% 0.754 177.066 179.200 5 0.3% 99.9% 0.763 179.200 181.335 0 0.0% 99.9% 0.773 181.335 183.469 1 0.1% 100.0% 0.782
Total/media 1,500 100.0% 0.689
Gráfica 3.6 Probabilidad Acumulada de los Beneficios Netos de la
Operación (miles de pesos)
Con base en la simulación de Monte Carlo se obtuvo un factor de planta promedio de 0.689 para la Central San Rafael. Los resultados en términos de probabilidades se muestran en la Gráfica 3.7. Cabe señalar que el último factor de planta calculado por la CFE (septiembre de 1996) es de 0.690, para una producción anual de 145 MWh.
Gráfica 3.7 C.H. San Rafael: Factores de Planta
0%
10%
20%
30%
40%50%
60%
70%
80%
90%
100%
139,
714
143,
983
148,
252
152,
520
156,
789
161,
058
165,
327
169,
595
173,
864
178,
133
182,
402
Factores de Planta
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
0.59
9
0.61
7
0.63
5
0.65
4
0.67
2
0.69
0
0.70
9
0.72
7
0.74
5
0.76
3
0.78
2
3.8 Inversión
Como se mencionó en el capítulo II, el costo requerido para equipar con 2 unidades de 12 MW cada una a la C.H. San Rafael, se estimó con base a información proporcionada por la CFE y los ante-presupuestos de las empresas ICA y TRIBASA presentados al Gobierno del Estado de Nayarit.
Para efectos de la evaluación del proyecto se tomó como precio de referencia $ 262.5 millones ó 35 millones de dólares. Por lo que toca al programa de erogaciones (Cuadro 3.4), se supuso que éste sería similar al determinado por la CFE.
Cuadro 3.4 Programa de Inversiones (miles de pesos)
Mes Erogación Mes Erogación Mes Erogación 1 31,354 13 6,659 25 9,922 2 0 14 31,145 26 9,922 3 0 15 11,421 27 5,161 4 3,568 16 11,421 28 5,161 5 3,568 17 11,421 29 5,161 6 4,381 18 11,421 30 5,161 7 4,381 19 11,421 -- 8 4,381 20 11,421 -- 9 4,381 21 9,922 --
10 6,659 22 9,922 -- 11 6,659 23 9,922 -- 12 6,659 24 9,922 Total 262,497
Para efectos de la evaluación social de la hidroeléctrica San Rafael, se consideró como el año cero la fecha en que se inician las inversiones. Con objeto de comparar la inversión con el valor actual de los beneficios netos, se obtuvo el valor presente al año cero utilizando un 18% como tasa social de descuento; el resultado de los cálculos, fue que la inversión, a precios privados, sería de $ 212.7 millones ó 28.4 millones de dólares en el año cero.
Por lo que toca a los precios sociales, se estimó la composición de los diversos conceptos que integran la inversión y se ajustó para obtener su costo social, tal y como se muestra en el Cuadro 3.5.
Cuadro 3.5 Costo social de la inversión (miles de pesos).
Precio Privado
Factor de Ajuste
Valor Social
Mano de Obra Semi- Calificada
5% 10,634 80% 8,507
Equipo Nacional Comerciable 12% 25,522 99% 25,267 Equipo Importado 72% 153,134 99% 151,603 Materiales no Comerciable 6% 12,761 100% 12,761 Otros no Comerciable 5% 10,634 100% 10,634 100% 212,685 208,772
3.9 Indicadores para la evaluación social
Como indicadores de la conveniencia de realizar el proyecto desde el punto de vista social, se obtuvieron el Valor Actual Neto Social (VANS) y la Tasa Interna de Retorno Social (TIRS).
Al nivel de la inversión considerada (208.8 millones de pesos) el VANS es negativo y la probabilidad de que pudiese ser positivo es nula.
Por lo que toca a la TIRS, se obtuvo su valor para un factor de planta de 0.689, encontrándose que su valor es del 11.32 %. La Gráfica 3.8 muestra el VANS para diversas tasas de descuento. Es importante hacer notar que se han realizado diversas evaluaciones de la central, las cuales han dado como resultado un VAN positivo; ésta situación, entre otras, es el resultado de haber utilizado tasas de descuento tan bajas como un 9%.
Gráfica 3.8 Gráfica del Valor Presente
-200,000
-100,000
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
0% 2% 4% 6% 8% 10%
12%
14%
16%
18%
20%
22%
24%
26%
Tasa Social de Descuento
VA
N S
ocia
l
TIR
3.10 Conclusiones de la evaluación social
Al nivel de inversiones considerado, la probabilidad de que desde el punto de vista social la C.H. San Rafael sea rentable es nula (0%).
La no rentabilidad de la central es debida, en gran medida, al alto costo de inversión presupuestado. Cabe señalar que un indicador global del costo de una central hidroeléctrica es de un millón de dólares por mega-watt instalado3. De este monto, el 23% corresponde a la obra electromecánica.
Cotizaciones recientes de los proveedores de equipo4 muestran que el costo de un turbogenerador para la C.H. San Rafael debe ser del orden de los 6 a 7 millones de dólares, por lo que el costo social (sin incluir IVA ni aranceles de importación) de la central no debería exceder de los Dlls. 20 millones5, esto es, 150 millones de pesos
La probabilidad de que la inversión sea socialmente rentable al nuevo nivel de inversión de Dlls. 20 millones señalado es del 90%. Si se quisiera una seguridad del 100%, dicha inversión debería ser menor a $ 138 millones (Dlls. 18.4 millones).
3.11 Limitaciones para la evaluación social
a) Desde un punto de vista formal, una central no se evalúa de manera independiente; esto es, el parámetro a considerar es un programa de suministro de energía eléctrica a largo plazo. Se asumió que al haberse incluido la C.H. San Rafael en el Documento de Prospectiva del Sector Eléctrico (1995-2004), ésta fue evaluada a la luz de planes alternativos de inversión.
b) Considerar que la central operará en horas pico durante tres horas diarias es posible que sobrestime los beneficios, ya que:
• Una vez que se cuente con el distrito de riego, podría requerirse que la planta opere durante horas diferentes a las que se presentan en los picos. De ser éste el caso, se
3. El COPAR-95 ejemplifica con las siguientes hidroeléctricas el costo de inversión de las
mismas (sin incluir intereses durante la construcción):
Costos Unitario de Inversión (Dólares de 1995 por KWh) Aguamilpa 1039.6 Bacurato 971.4 Chicoasén 1,138.7 Agua Prieta 1,272.8 Caracol 1138.4 Peñitas 1,438.8 La Amistad 680.9 Comedor 924.3 Zimapán 3,321.9
4. Septiembre de 1996, Superintendencia de la C.H. Aguamilpa. 5. 2 Turbogeneradores X Dlls. 6 millones + 4 Millones de Obra Civil + 1 Millón de
montaje + 3 otros.
requeriría una inversión de sólo $ 133 millones para que se tenga una probabilidad del 90% de que la planta será rentable.
• Al estar la central integrada al sistema interconectado, su operación estará regulada por el CENACE (Centro Nacional de Control de Energía).
c) No se consideraron pérdidas por transmisión ni por la reducción de la eficiencia de las plantas que disminuirían su producción con la entrada de San Rafael.
d) Se supuso una operación eficiente del sistema integrado, esto es a mínimo costo. De no ser este el caso, podría tenerse una sobreestimación de beneficios.
CAPÍTULO IV
EVALUACIÓN PRIVADA
4.1 Principios metodológicos
Desde el punto de vista de la evaluación privada, los beneficios están representados por las ventas de energía a los clientes o socios de la hidroeléctrica, así como a la CFE.
En lo relativo a los costos, éstos comprenden los considerados en la evaluación social, más el pago de aranceles e impuestos, los derechos que se deben cubrir a la CNA por concepto de uso de agua, el pago de porteo a la CFE por la utilización de sus líneas de transmisión y un eventual cobro de la CNA por la amortización de la cortina.
La evaluación se realizó teniendo en cuenta la corriente de recursos que se tendrían bajo el punto de vista del proyecto, del financiamiento y del promotor. De esta manera, el flujo del proyecto considerará los ingresos y egresos que se tendrían como resultado de realizar las inversiones, sin tener en cuenta la fuente de financiamiento de las mismas. Es así que los resultados después de impuestos deberán ser suficientes para hacer frente a los compromisos crediticios y retribuir a los accionistas o promotores del proyecto.
El flujo financiero comprende los ingresos (deuda) y egresos (pago de intereses y amortización de capital), así como los beneficios por un menor pago de impuestos por la deducción de los intereses que se causen.
El flujo del promotor, es el resultado de substraer a los flujos del proyecto los correspondientes a los pasivos contraídos. De esta manera, el flujo del promotor representa la inversión a cargo de los accionistas (inversión inicial y cobertura de déficits durante la operación), así como los remanentes de la operación. El análisis del flujo del promotor permite determinar la rentabilidad del proyecto para los accionistas.
Por lo que toca a la metodología de análisis, ésta consistió en establecer los flujos del proyecto, financiero y del promotor para un caso base y observar la respuesta del proyecto ante cambios en variables de sensibilidad determinadas.
4.2 Estimación de los beneficios
Durante los últimos años el incremento en términos reales de los precios de la energía eléctrica ha sido negativo (ver Gráfica 4.1). Es así que el deterioro de los precios entre 1992 y 1995 fue del 30% para tarifas industriales y del 15% en lo referente a las de servicios (alumbrado público y bombeo de agua potable o negras).
Gráfica 4.1 Comportamiento de las Tarifas Eléctricas
Con base a pláticas sostenidas con funcionarios de la CFE en Aguamilpa, de manera inicial se consideró que la hidroeléctrica suministraría energía para usos municipales e industriales; asimismo, se supuso que para hacer atractiva la compra de energía de un particular se requeriría un descuento del 10% sobre la tarifa correspondiente de la CFE. Las siguientes tarifas de la CFE se consideraron para el caso base:
Cuadro 4.1 Tarifas $/KWh.
% de las Ventas
Tarifa Pesos de 1996
Centavos de Dólar
Alumbrado Público 17% 5-A MT 0.52054 6.941 Bombeo 10% 6 0.39435 5.258 Industrial 24% HM 6 0.17367 2.124 Venta Excedentes a CFE 49% 0.23488 3.131
6. Tarifa H-M para la región Central. Precio ponderado por KWh para dos turnos ó
16 horas de operación, 3 en punta y 13 de base, con un costo por KWh a junio de 1966 de 0.25490 y 0.153932, respectivamente.
0.000
0.100
0.200
0.300
0.400
0.500
0.600
0.700
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
$ de
199
6 po
r kW
h
Industrial Servicios
El precio de venta a la CFE se obtuvo suponiendo que ésta estaría dispuesta a adquirir la energía a su costo marginal; de esta manera, si la planta trabaja durante 21 horas (3 pico y 18 base), se tiene:
Cuadro 4.2 Tarifas Venta de Excedentes a la CFE $/KWh
Horas Proporción Pesos de 1996 MW-Ponderado
Pico 3 14.29% 0.34905 0.04988 Base 18 85.71% 0.21585 0.18500 Total 21 100.00% 0.23488
En adición se supuso que la CFE en un término de cinco años actualizaría las tarifas a los niveles que en términos reales tenían en 1992, por lo que las tarifas deberían incrementarse en un 6% real anual durante los próximos 5 años7. Por otra parte se consideró un crecimiento del volumen de ventas a los particulares de un 5% anual.
Cabe destacar que no se cuenta con un marco regulatorio para las tarifas, que asegure que desde el punto de vista privado éstas podrán incrementarse de acuerdo a un parámetro determinado, lo que representa un escollo para la inversión privada en el sector.
4.3 Estimación de los costos
a) Desde un punto de vista privado, los costos fijos considerados (Cuadro 4.3) fueron los mismos que se tomaron en cuenta para la evaluación social, con excepción del correspondiente al pago a la CNA por concepto de amortización de la cortina, la cual se determinó de la siguiente manera:
Se supuso que el costo de la cortina fue de Dlls. 16.8 millones, esto es, un millón de dólares por mega watt instalado, de los cuales un 70% corresponden a la obra civil. Debido a que la presa tiene distintos propósitos, se consideró que sólo un 50% del costo correspondería a la generación de energía; de esta manera, si se desea amortizar la inversión en 30 años a una tasa real del 5%, el costo anual equivalente (CAE) del 50% de la inversión sería de Dlls. 546,432, o cuatro millones de pesos.
7 . Este supuesto representa un escenario muy optimista para el proyecto.
Cuadro 4.3 C.H. San Rafael : Costos Fijos Anuales
Pesos Dólares Costos Fijos Operación 1,220,285 162,704 Costos Fijos Mantenimiento 1,508,441 201,125 Amortización de la Cortina 4,098,240 546,432 Total 6,826,966 910,261
b) Los costos variables considerados fueron los de mantenimiento, pago de derechos a la CNA y porteo.
• Costos Variables de mantenimiento: 0. 2024 $/MWh, con base en lo señalado en el capítulo correspondiente a la evaluación social.
• Derechos de agua: La Ley Federal de Derechos en Materia de Agua para 1966, señala en su Artículo 223, que para el caso de generación hidroeléctrica el pago será de $1.00 por cada mil metros cúbicos utilizados.
• Porteo8 : 28.75 $/MWh, determinado con base a montos presupuestados para proyectos similares, los cuales utilizaron como base el acuerdo emitido por la Secretaria de Hacienda y Crédito Público el 13 de mayo de 1994.
c) Los costos de inversión se consideraron de Dlls. 35 millones ó 262.5 millones de pesos.
d) Otros Costos: la depreciación de un 3% anual se asumió lineal. Por concepto de ISR y reparto de utilidades se estimó un 42%, esto es, un 34% y un 8%, respectivamente.
e) Tasa Real de Interés Anual: para el caso base se calculó en un 12.5%; anual; dicha tasa incluye un diferencial del 3.5% para los recursos provenientes de instituciones financieras. El diferencial a favor del promotor sobre la tasa pasiva se determinó para el caso base en un 1.25%.
f) En el cálculo del capital de trabajo sólo se consideraron cuentas por cobrar por 60 días.
4.4 Evaluación privada
La evaluación privada se efectuó para un factor de planta de 0.689, esto es, una producción anual de 144,865 MWh, la cual sería colocada de manera inicial de la siguiente manera: 51% entre los socios o clientes de la
8. Incluye transmisión y distribución.
hidroeléctrica y 49% con la CFE. En cuanto a la composición de las ventas entre los socios o particulares, éstas se aproximaron a un 50% entre los municipios asociados y el 50% restante entre la industria.
Los indicadores de rentabilidad utilizados fueron el VAN y TIR del proyecto y del promotor para un financiamiento del 60% de la inversión a 15 años; asimismo, se estimó la inversión máxima para que el proyecto fuese rentable (VAN=0).
Los resultados de la simulación se presentan en el Anexo 2 y en el Cuadro 4.4, donde se observa que si la inversión es de $ 262.5 millones (Dlls. 35 millones) y se requiere el pago por derechos de agua y amortización de la cortina, el proyecto no es rentable para los promotores del mismo.
Cuadro 4.4 Simulación con Pago de Derechos de Agua y Cortina ($ miles)
Inversión Máxima
VAN Proyecto (174,578) 170,100 Promotor (126,015)
TIR Proyecto 6.0% Promotor 6.2% 13.8%
4.5 Análisis de sensibilidad
Debido a que es probable de que no se tengan cargos por la utilización de la cortina y derechos de agua, también se simuló la operación de la Central sin la inclusión de estos conceptos. En el Anexo 2 se presentan las proyecciones realizadas y en el Cuadro 4.5 se resumen de los resultados.
Cuadro 4.5 Simulación sin Pago de Derechos de Agua y Cortina ($ miles)
Inversión Máxima
VAN Proyecto (118,936) 185,500 Promotor (83,154)
TIR Proyecto 8.5% Promotor 8.7% 13.8%
El análisis efectuado confirma, desde el punto de vista privado, lo señalado en la evaluación social, esto es, la necesidad de reducir el nivel de inversiones; de lo contrario, el proyecto no sería rentable.
La inversión máxima por 185.5 millones de pesos (24.7 millones de dólares) debe ser considerada como el precio tope para que el proyecto sea
financieramente rentable en el escenario más optimista pues no considera pago a CNA.
El Cuadro 4.6 muestra el flujo de efectivo durante los primeros 4 años de operación del proyecto para la simulación optimista (sin considerar el pago de derechos a la CNA y amortización de la cortina), en la eventualidad que se decidiera su realización. Como se puede observar, a precios del inicio de la operación la inversión ascenderá a 246,571 miles de pesos ó 185.5 millones de pesos del día de hoy. Si se considera un financiamiento crediticio del 60%, se obtienen de esta fuente 147,943 miles de pesos, por lo que el promotor deberá aportar 98,629 miles de pesos. Sin embargo, debido a la carga financiera durante los primeros años de operación, se tendrán que realizar previsiones para hacer frente a los déficits que se presentan durante el primero y segundo año de operación.
El análisis hasta aquí efectuado, supuso que se tendría un incremento en términos reales del precio de la electricidad; de no ser este el caso, la rentabilidad privada del proyecto se vería aún más comprometida. La Gráfica 4.2 muestra el VAN del promotor para diversos incrementos reales en el precio de la electricidad para una inversión de $ 185.5 millones; dicha gráfica enfatiza la necesidad de contar con reglas claras para el incremento en los precios de la energía, ya que desde el punto de vista privado, si la CFE por razones macroeconómicas decide subsidiar el precio de la electricidad podría determinar indirectamente el fracaso financiero de la inversión.
Cuadro 4.6 Flujo de efectivo durante los primeros cuatro años de operación (miles de pesos corrientes)
Inversión 1 2 3 4
Flujo del Promotor Inversión (246,571) Ventas 58,503 76,995 101,334 122,354 Costos Variables 8,425 9,689 11,143 12,814 Costos Fijos 5,482 6,304 7,250 8,337 Depreciación 7,397 7,397 7,397 7,397 Gastos Financieros 43,458 40,561 37,664 34,767 Utilidad Antes Impuestos (6,260) 13,044 37,880 59,039 ISR 7,390 14,263 23,379 30,858 Utilidad Neta (13,650) (1,219) 14,501 28,181 Depreciación 7,397 7,397 7,397 7,397 Amortización 147,943 (9,863) (9,863) (9,863) (9,863) Inc. Cts. x Cob. (9,750) (3,082) (4,056) (3,503) Flujo del Promotor (98,629) (25,866) (6,767) 7,979 22,212
Gráfica 4.2 Variaciones en las tasas reales de incremento de la
electricidad
4.6 Conclusiones de la evaluación privada
a) Para que la inversión en la hidroeléctrica sea rentable, es necesario que su monto sea menor a 170 millones de pesos, incluyendo en esta erogación los impuestos de importación de la maquinaria y equipo requeridos.
b) Bajo el escenario optimista, esto es que no se requiera el pago de derechos de agua y amortización de la cortina, la inversión máxima sería de 185.5 millones de pesos.
c) Deberá existir un mecanismo automático de escalamiento de precios.
d) El marco regulatorio de las inversiones, deberá ser claro y estable.
e) Deberán establecerse los mecanismos para la solución de controversias entre la CFE, la empresa y las autoridades.
f) Los inversionistas deberán estar preparados para hacer frente a los déficits de flujo de efectivo que probablemente se presenten durante los primeros años de operación de la central.
(100)
(80)
(60)
(40)
(20)
0
20
40
(2) (1) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
% de Incremento
Mill
ones
de
Pes
os
VA
N P
rivad
o
Ingresos Máximos
Evaluación Social de la Central Hidroeléctrica San Rafael (Información Básica)
Capacidad MW 24 Beneficios (Dlls/MWh) Horas Mercado Incremento Costos Indisponibilidad 12.0% Pico Turbogas 3 1.62 0.83 Fijos Dlls. miles 2,728,726 Gasto Total m3/seg. 187.5 Otras Tér. Combus. 214.992 1.83% Variables Dlls/KWh 0.2024 Consumom3/MWh 28,125 Térmica CV 0.873 Tasa Social de Descuento Variable
Escurrimientos Históricos en el Río Santiago, fuente de Alimentación de la C.H. San Rafael Total
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Total Escurrim. 1980 111 107 90 74 99 229 866 1,281 1,088 299 129 78 4,450 1981 96 68 63 63 85 310 2,039 959 458 263 124 148 4,675 1982 74 57 54 51 58 90 984 686 234 177 163 171 2,800
1983 269 67 69 43 88 151 1,353 1,644 458 368 161 105 4,777
1984 86 86 52 47 46 500 2,322 675 458 212 92 80 4,656
1985 439 82 107 91 61 396 1,187 1,545 718 292 122 106 5,145 1986 78 66 57 69 112 379 1,279 766 972 534 118 85 4,516 1987 886 270 138 120 94 171 1,065 1,506 884 458 99 116 5,808 1988 86 90 146 131 128 333 1,783 1,214 458 226 83 100 4,778
1989 81 134 164 109 82 55 548 1,075 853 173 99 94 3,469
1990 65 118 107 79 117 175 998 2,000 458 458 323 183 5,081
1991 167 132 181 101 85 119 2,540 458 458 434 139 119 4,934 1993 116 124 95 78 102 153 992 530 1,219 220 142 64 3,834 1994 89 63 104 105 109 235 273 597 767 513 109 96 3,058 1995 70 77 98 93 77 262 1,132 1,866 458 323 130 111 4,697
1996 58 53 55 45 141 277 629
No incluye observaciones correspondientes a 1992
(Análisis Preliminar)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC SUMA Dlls. Miles F. Planta
1980-95 2,712 1,542 1,525 1,253 1,344 3,558 19,360 16,802 9,941 4,950 2,032 1,657 66,677 66,677
Mínimo 65 57 52 43 46 55 273 458 234 173 83 64 2,800 2,800 0.473
Promedio 181 103 102 84 90 237 1,291 1,120 663 330 135 110 4,445 1,551 0.752 Máximo 886 270 181 131 128 500 2,540 2,000 1,219 534 323 183 5,808 5,808 0.982
Intervalo Marca de Intervalo
Inferior Clase Superior1 2,800 2,936 2 3,073 3,210 3 3,347 3,483 4 3,620 3,757 5 3,894 4,030 6 4,167 4,304 7 4,441 4,578 8 4,714 4,851 9 4,988 5,125 10 5,261 5,398
11 5,535 5,672
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
2,93
6
3,21
0
3,48
3
3,75
7
4,03
0
4,30
4
4,57
8
Probabilidad Acumulada de los Escurrimientos
Intervalo Fr. Acumuladas Superior Frecuencia Inferior Superior
3,073 2 0.0% 13.3% 3,347 0 13.4% 13.3% 3,620 1 13.4% 20.0% 3,894 1 20.1% 26.7% 4,167 0 26.8% 26.7% 4,441 0 26.8% 26.7% 4,714 5 26.8% 60.0% 4,988 3 60.1% 80.0% 5,261 2 80.1% 93.3% 5,535 0 93.4% 93.3%
5,808
1
93.4% 100.0%
15
4,85
1
5,12
5
5,39
8
5,67
2
Probabilidad Acumulada de los Escurrimientos
Máximo Promedio
VP Costos 183,469 241,614
Límite
Inferior Superior Frecuencia1 138,647 140,781 2 140,781 142,916 3 142,916 145,050 4 145,050 147,184 5 147,184 149,319 6 149,319 151,453 7 151,453 153,588 8 153,588 155,722 9 155,722 157,856 10 157,856 159,991 11 159,991 162,125 12 162,125 164,259 13 164,259 166,394 14 166,394 168,528 15 168,528 170,663 16 170,663 172,797 17 172,797 174,931 18 174,931 177,066 19 177,066 179,200 20 179,200 181,335
21 181,335 183,469
Total/media
(Resultados Simulación)
Mínimo
138,647
Marca de ProbabilidadFrecuencia Clase Probabilidad VAB
6 139,714 0.4% 9 141,848 0.6%
10 143,983 0.7% 23 146,117 1.5% 36 148,252 2.4% 54 150,386 3.6% 83 152,520 5.5%
108 154,655 7.2% 149 156,789 9.9% 165 158,924 11.0% 177 161,058 11.8% 173 163,192 11.5% 146 165,327 9.7% 126 167,461 8.4% 108 169,595 7.2%
59 171,730 3.9% 37 173,864 2.5% 25 175,999 1.7% 5 178,133 0.3% 0 180,267 0.0%
1
182,402
0.1%
1,500 161,101 100.0%
Probabilidad Factor de VAB Planta
0.4% 0.599 1.0% 0.608 1.7% 0.617 3.2% 0.626 5.6% 0.635 9.2% 0.644
14.7% 0.654 21.9% 0.663 31.9% 0.672 42.9% 0.681 54.7% 0.690 66.2% 0.699 75.9% 0.709 84.3% 0.718 91.5% 0.727 95.5% 0.736 97.9% 0.745 99.6% 0.754 99.9% 0.763 99.9% 0.773
100.0%
0.782
0.690
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%0.
599
0.61
7
0.63
5
0.65
4
0.67
2
0.69
0
0.70
9
0.72
7
0.74
5
0.76
3
0.78
2
Factores de Planta
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
139,
714
141,
848
143,
983
146,
117
148,
252
150,
386
152,
520
154,
655
156,
789
158,
924
161,
058
163,
192
165,
327
167,
461
169,
595
171,
730
173,
864
175,
999
178,
133
180,
267
182,
402
Valor Presente de los Beneficios
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
139,
714
143,
983
148,
252
152,
520
156,
789
161,
058
165,
327
169,
595
173,
864
178,
133
182,
402
ANEXO 2
EVALUACIÓN PRIVADA 1. VAN del promotor para una inversión de Dlls. 35 millones ó $ 262.5
millones, con pago a la CNA.
2. VAN del promotor para una inversión de Dlls. 35 millones ó $ 262.5 millones, sin pago a la CNA.
3. Monto máximo a invertir, sin pagos a la CNA.
