Administración de riesgos financieros en dos empresas generadoras de energía

  • Finanzas
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ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO:
ESTUDIO DE CASO DE DOS EMPRESAS GENERADORAS DE ENERGÍA
INTRODUCCIÓN
Como bien se sabe, cualquier actividad que se realice, desde acomodar un closet
hasta construir un gran edificio, tiene un grado de riesgo, ya sea este alto o bajo.
En los proyectos, LA ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO representa un Área de
Conocimiento, lo cual quiere decir que requiere de mucha atención, y además esta
sujeto a una serie de procesos para su identificación, valoración, mitigación y
control.
Según el Project Management Institute (PMI), los cuatro procesos que
involucra la administración del riesgo son:
Identificación del Riego
Cuantificación del Riesgo
Desarrollo de Respuesta al Riesgo
Control de Respuesta al Riesgo
El siguiente trabajo está referido a los riesgos que pueden ocurrir en empresas de
generación eléctrica. Basados en la teoría del PMI, se elaboró un diagnóstico de
dos empresas de generación eléctrica donde se analizaron dos casos específicos
de administración de riesgo. Es importante tomar en cuenta en estos tipos de
estudios, que cada proyecto tiene sus riesgos específicos, lo cual hace que al
análisis de una actividad como la generación de energía involucra un alto grado de
conocimiento en el tema.
II. OBJETIVOS
2.1. OBJETIVO GENERAL
2.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis del riesgo de dos estudios de caso de proyectos en dos
empresas de generación eléctrica, de acuerdo a los procesos de administración
del riesgo del PMI.
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar los antecedentes de las empresas en estudio.
Realizar una descripción de dos estudios de caso de riesgos en proyectos
de las empresas en estudio.
Analizar los riesgos que proponen los estudios de caso de acuerdo a los
criterios del PMI.
III. ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS EN ESTUDIO
La siguiente información proviene de un estudio, elaborado por los mismos
autores, acerca de un diagnóstico para implementar una Oficina de Proyectos en
una empresa de producción de energía. Las empresas que se evaluaron son las
mismas que se están analizando en el presenta estudio. La información que se
obtuvo de estas empresa se presenta a continuación:
ASPECTO COOPELESCA ESPH
A. Nombre del
Entrevistados Arturo Alfaro y Karl Kulman Pablo Soto
B. Ocupación
Subgerencia de Operaciones y
Administrador de Proyectos
(Unidad Ejecutora)
Director de Planificación
C. Edad de la 34 años 30 años
empresa
D. Actividades a
las que se dedican
Generación eléctrica
Distribución eléctrica
Generación eléctrica
Distribución eléctrica
Alumbrado Público
Agua Potable
Alcantarillado Sanitario
E. Actividades
donde realizan
proyectos
En Todas En Todas
F. Número de
Personas que trabajan
en la empresa
Personal administrativo:
50
Personal de Planta: 80
Personal administrativo: 100
Personal de Planta: 200
G. Personal
dedicado a proyectos 10 5
H. MISIÓN
Suministrar energía con
responsabilidad ambiental, de
manera oportuna, innovadora y
de calidad como empresa líder
en servicio, gestora del
desarrollo de la Región Huetar
Norte.
Somos una empresa innovadora con
responsabilidad social y ambiental, que
desarrolla y brinda integralmente
servicios de excelencia apoyada en
personas comprometidas con la
satisfacción de nuestros clientes y la
comunidad en general
I. VISIÓN
Seremos reconocidos como el
motor del desarrollo de la Región
Huetar Norte, con usuarios
orgullosos de su empresa
Ser líderes en servicios públicos que
mejoren la calidad de vida de la
comunidad en armonía con el ambiente.
(Fuente: Chaves et al, 2002)
VI. ASPECTOS METODOLÓGICOS
La metodología está basada en la recolección de información en las dos empresas
en estudio. No se utilizó ningún instrumento de recolección específico, sino que se
trabajó con dos casos específicos de análisis de riesgo de ambas empresas.
El análisis que realizaron los autores está basado en los cuatro procesos
principales de la administración del riesgo según el PMI, los cuales se describen a
continuación:
1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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C. DESARROLLO DE
RESPUESTA AL RIESGO
C. DESARROLLO DE
RESPUESTA AL RIESGO
1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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B. CUANTIFICACIÓN DEL
RIESGO
B. CUANTIFICACIÓN DEL
RIESGO
1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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D. RESPUESTA AL
CONTROL DEL RIESGO
D. RESPUESTA AL
CONTROL DEL RIESGO
1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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1.ENTRADAS
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2. TÉCNICAS Y
HERRAMIENTAS
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3. SALIDAS
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A. IDENTIFICACIÓN DEL
RIESGO
A. IDENTIFICACIÓN DEL
RIESGO
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(FUENTE: PMI, 1996)
V. ANÁLISIS DE LOS ESTUDIOS DE CASO
5.1.
5.1. CASO 1. ANÁLISIS DEL RIESGO PARA EL PROYECTO HIDROELÉCTRICO
CASO 1. ANÁLISIS DEL RIESGO PARA EL PROYECTO HIDROELÉCTRICO
LOS NEGROS (UTILIZACIÓN DEL MÉTODO PROBABILÍSTICO PARA
LOS NEGROS (UTILIZACIÓN DEL MÉTODO PROBABILÍSTICO PARA
ANÁLISIS DEL RIESGO FINANCIERO)
ANÁLISIS DEL RIESGO FINANCIERO)
A. DESCRIPCIÓN DEL ESTUDIO DE CASO
La ESPH está en la gestión y en la etapa de factibilidad para la construcción de
una planta hidroeléctrica, para lo cual tiene que asociarse a otra empresa
(INVERSIONES NERJA DE SAN JOSÉ S.A.). La producción, que se mide a través
de la potencia es muy importante en este proyecto, ya que, a raíz de esto se
define la rentabilidad. Se ha determinado, que en los primeros años del proyecto
son críticos, por lo cual el riesgo de que el caudal baje en esta etapa afecta la
rentabilidad tanto del proyecto como de los socios. El método probabilístico se
basa en determinar cuál es la probabilidad de que el caudal esté debajo del caudal
que permite que la rentabilidad sea estable. Esta información está sujeta a datos
históricos del caudal del río donde se construirá la planta. A continuación se
presenta el estudio preparado por la ESPH S.A.:
1. INTRODUCCIÓN
Los alisis económicos financieros del Proyecto Hidroeléctrico Los Negros se han
basado en la consideración de una produccn promedio, equivalente a 69.5 GWh
anuales promedio de producción que se basa en las simulaciones de producción de la
planta con la serie histórica de caudales recortados para los os 1969 a 1995,
suponiendo la operacn de la planta en cada uno de esos años, lo cual es una
metodología aceptada para este tipo de estudios.
Las series históricas de caudales medios anuales, caudales recortados, y
producción de la planta son reportadas por Inversiones Nerja de San José S.A.,
en el cuadro 6.3 de su propuesta a la ESPH S.A para la ejecución conjunta del
proyecto. Como se observa de ese cuadro, existe una desviación frecuente de la
producción estimada respecto al promedio, por tanto existe incertidumbre en
cuanto a los resultados financieros de la planta dependiendo de las condiciones
hidrológicas al inicio del período operativo; así por ejemplo, si la planta iniciara su
operación en condiciones hidrológicas poco favorables para la producción, periodo
critico dado la existencia de cargas financieras en ese periodo, existiría la
probabilidad de no obtenerse la rentabilidad esperada, lo cual introduce un riesgo
que debe ser analizado estadística y probabilísticamente, a fin de tomar las
decisiones y previsiones adecuadas.
En cuadro 1 de este informe, se reproduce, resumidamente, el resultado de
producción en función de los caudales recortados o turbinados, observándose la
distribución de valores, tanto en los caudales, como en las producciones anuales.
CUADRO N.1
GENERACIÓN ANUAL Y RESULTADOS FINANCIEROS SEGÚN CAUDAL
TURBINADO
AÑO
CAUDAL MEDIO
CAUDAL TURBINADO
m
3
/s
m
3
/s
GWh/año
1,968
1,969
12.46
11.00
76
1,970
15.01
12.69
88
1,971
10.98
9.66
67
1,972
13.37
11.21
78
1,973
11.93
10.50
73
1,974
13.20
10.20
71
1,975
12.25
9.73
68
1,976
11.89
10.54
73
1,977
11.63
9.78
68
1,978
13.54
11.29
78
1,979
14.01
11.13
77
1,980
14.02
11.99
83
1,981
10.84
9.65
67
1,982
12.36
9.91
69
1,983
8.77
7.81
54
1,984
12.24
10.43
72
1,985
8.59
7.73
54
1,986
13.00
10.22
71
1,987
10.68
9.17
64
1,988
12.14
9.96
69
1,989
10.40
9.15
64
1,990
11.11
8.79
61
1,991
12.03
9.95
69
1,992
12.15
9.54
66
1,993
10.73
9.12
63
1,994
10.48
8.54
59
1,995
10.91
9.54
66
PROMEDIO
10.0
69.2
DESV. EST.
1.1
7.9
MENOR
7.73
54
MAYOR
12.69
88
GRAFICO 1. GENERACIÓN ANUAL SEGUN
CAUDAL TURBINADO
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1,969
1,971
1,973
1,975
1,977
1,979
1,981
1,983
1,985
1,987
1,989
1,991
1,993
1,995
AÑO
GENERACIÓN
(GWh)
2. ANALISIS DE LA FRECUENCIA DE PRODUCCIONES ANUALES
Para la serie de caudales se obtiene un valor promedio de 10 m3/s promedio
turbinados anuales, con un valor máximo de 12.7 m3/s (año 1 970) y un valor
mínimo de 7.73 m3/s (año 1 985), la desviación estándar es de 1.1 m3/s.
El cuadro 2. muestra los resultados en forma probabilística luego de estudiar la
serie de producciones anuales.
Se observa que la producción muestra una distribución alrededor de un valor
promedio con valor mínimo de 54 GWh y un máximo de 88 GWh anuales.
La probabilidad de alcanzar la producción máxima es de 4%, y la de alcanzar la
producción mínima es de 7%.
Se obtiene que la probabilidad de que la producción del primer año este por
debajo de la producción promedio (69 GWh) es de 0.59; la cual es bastante alta.
Si se toma en cuanta que la desviación estándar es de 7.9; la probabilidad de que
la producción del primer año baje mas halla de una desviación estándar (69.0 -
7.90 = 61.1 GWh) es de 0 .15, que es también alta.
Estos resultados muestran que una variación estadística importante en las
condiciones de inicio del proyecto; y representa un motivo para analizar el riesgo
en la rentabilidad de la inversión; sin embargo debe tomarse en cuanta que la
probabilidad de obtener valores superiores a la producción promedio es también
alta (0.41), y dado que los flujos de caja se realizan con serie de años bastante
extensas, el efecto de incluir años de mayor producción con años de menor
producción podría tener un efecto amortiguador del riesgo de la inversión, como
de hecho se muestra en los resultados de los apartados siguientes.
Si se hace la observación de que el comportamiento histórico de los datos de
producción promedios anuales, (ver Gráfico 1 de serie histórica de producción
anual y línea de tendencia por promedios móviles) se concluye que existe una
cierta tendencia de descenso y estabilización para los próximos años como
resultado del comportamiento hidrológico de la cuenca.
CUADRO 2.
DISTRIBUCCIÓN PROBABILISTICA DE LA GENERACIÓN
PRODUCCIÓN FRECUENCIA FRECUENCIA DISTRIBUCIÓN FUNCIÓN
GWh/año ACUMULADA PROBABILISTICA DE DENSIDAD
50 0 0 0.00 0.00
51 0 0 0.00 0.00
52 0 0 0.00 0.00
53 0 0 0.00 0.00
54 2 2 0.07 0.07
55 0 2 0.00 0.07
56 0 2 0.00 0.07
57 0 2 0.00 0.07
58 0 2 0.00 0.07
59 1 3 0.04 0.11
60 0 3 0.00 0.11
61 1 4 0.04 0.15
62 0 4 0.00 0.15
63 1 5 0.04 0.19
64 2 7 0.07 0.26
65 0 7 0.00 0.26
66 2 9 0.07 0.33
67 2 11 0.07 0.41
68 2 13 0.07 0.48
69 3 16 0.11 0.59
70 0 16 0.00 0.59
71 2 18 0.07 0.67
72 1 19 0.04 0.70
73 2 21 0.07 0.78
74 0 21 0.00 0.78
75 0 21 0.00 0.78
76 1 22 0.04 0.81
77 1 23 0.04 0.85
78 2 25 0.07 0.93
79 0 25 0.00 0.93
80 0 25 0.00 0.93
81 0 25 0.00 0.93
82 0 25 0.00 0.93
83 1 26 0.04 0.96
84 0 26 0.00 0.96
85 0 26 0.00 0.96
86 0 26 0.00 0.96
87 0 26 0.00 0.96
88 1 27 0.04 1.00
89 0 27 0.00 1.00
VALOR ESPERADO DE PRODUCCION (GWh) 69.19
GRAFICO 2. DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
50
52
54
56
58
60
62
64
66
68
70
72
74
76
78
80
82
84
86
88
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ESPERADA
PROBABILIDAD ESTADISTICA
GRAFICO 3.FUNCION DE DENSIDAD (PROBABILIDAD ACUMULADA)
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
50
52
54
56
58
60
62
64
66
68
70
72
74
76
78
80
82
84
86
88
PRODUCCIÓN ESPERADA
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA IGUAL O
MENOR
3. ANALISIS DE RIESGO
3.1 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO
Para poder determinar le riesgo de inversión, basados en la probabilidad de
no obtener una rentabilidad deseada, se ha procedió de la manera siguiente:
1. Se realizan corridas financieras sucesivas con fecha de inicio en cada uno de
los 27 años reportados en le CUADRO 1, y continuándose con las producciones
de los años subsiguientes. De esta forma se simula un comportamiento variable
de la producción.
2. Cuando en una simulación se llegue al último año, faltándose datos para
completar la serie de 27 años, se reinicia a partir de ese punto con las primeras
producciones hasta completar la serie. Con esto pretende, en cierta forma,
reconocer un compartimento periódico en el régimen hidrológico. Dado que los
análisis financieros están realizados para periodos de 25 años, ha parecido
conveniente establecer el periodo de ciclo en los 27 años que se poseen
registrados con fines de evaluación de riesgo económico.
3. Se determina para cada caso el TIR de los socios y el TIR del proyecto. Con
fines de uniformidad con análisis anteriores, estos parámetros financieros se
evalúan en periodos de 25 años.
4. Se realiza un análisis probabilístico a las dos series de valores de TIR
resultantes, con fin de determinar la frecuencia de ocurrencia de las TIR.
Los resultados de dichos cálculos se muestran en el ANEXO, del los CUADROS
A.2 al A.28.
En el cuadro 3 se muestra el resultado de aplicar la metodología descrita en 3.1
para los flujos de caja del proyecto. Para cada producción de inicio se reporta la
TIR del proyecto y la TIR de los socios.
Se observa que se establece una gama de valores de rentabilidad dependiendo de
la serie de producciones anuales, representadas en el cuadro por la producción
del primer año. Así se obtiene que para el proyecto el valor mínimo del TIR es de
11.78% y el máximo de 13.39% con una desviación estándar de 0.4%.Esto
muestra una variación muy baja de este parámetro financiero, lo cual mejora el
panorama de rentabilidad.
Para los socios se obtiene una TIR mínima de 14.18% y máxima de 18.78%,
mostrando un resultado satisfactorio, al menos para la ESPH S.A., tanto desde el
punto de vista de rentabilidad como del de bajo riesgo.
CUADRO 3
GENERACIÓN ANUAL Y RESULTADOS FINANCIEROS SEGÚN CAUDAL TURBINADO
AÑO
CAUDAL MEDIO
CAUDAL TURBINADO
PRODUCCION ANUAL
TIR SOCIOS
TIR PROY
m
3
/s
m
3
/s
GWh/año
%
%
1,968
1,969
12.46
11.00
76
18.78%
13.39%
1,970
15.01
12.69
88
17.91%
13.10%
1,971
10.98
9.66
67
17.27%
12.87%
1,972
13.37
11.21
78
17.17%
12.82%
1,973
11.93
10.50
73
16.74%
12.68%
1,974
13.20
10.20
71
16.64%
12.66%
1,975
12.25
9.73
68
16.68%
12.66%
1,976
11.89
10.54
73
16.70%
12.66%
1,977
11.63
9.78
68
16.67%
12.64%
1,978
13.54
11.29
78
16.44%
12.56%
1,979
14.01
11.13
77
15.75%
12.32%
1,980
14.02
11.99
83
14.87%
12.01%
1,981
10.84
9.65
67
14.28%
11.80%
1,982
12.36
9.91
69
14.18%
11.78%
1,983
8.77
7.81
54
14.47%
11.92%
1,984
12.24
10.43
72
14.78%
12.06%
1,985
8.59
7.73
54
15.00%
12.16%
1,986
13.00
10.22
71
15.37%
12.31%
1,987
10.68
9.17
64
15.33%
12.29%
1,988
12.14
9.96
69
15.45%
12.35%
1,989
10.40
9.15
64
15.49%
12.36%
1,990
11.11
8.79
61
15.91%
12.53%
1,991
12.03
9.95
69
16.21%
12.64%
1,992
12.15
9.54
66
16.35%
12.69%
1,993
10.73
9.12
63
16.75%
12.83%
1,994
10.48
8.54
59
17.54%
13.07%
1,995
10.91
9.54
66
18.49%
13.34%
PROMEDIO
10.0
69.2
15.62%
12.11%
DESV. EST.
1.1
7.9
1.2%
0.4%
MENOR
7.73
54
14.18%
11.78%
MAYOR
12.69
88
18.78%
13.39%
3.2 ANALISIS DE RIESGO DE LA INVERSION DESDE LA PERSPECTIVA DEL
PROYECTO
El cuadro 4 muestra los resultados del análisis probabilístico para la
RENTABILIDAD DEL PROYECTO obtenidos a partir del cuadro 3.
Para los flujos de caja se utilizaron interés financiero de 9% total, tasa de
descuento de 12%, periodo de análisis a 25 años, y un porcentaje promedio de
impuesto sobre la renta de 30%, la tarifa se fijo al costo evitado de ctvs
$0.048/kWh con incrementos anuales de 1.5%,.
El caso base corresponde a la evaluación con producción promedio de 69.2 GWh
anuales, condiciones en las que se obtuvo una TIR del proyecto de 11.5%, (ver
cuadros 3 y cuadros A.1 del anexo).
Se observa que la probabilidad de obtener una rentabilidad menor a la esperada,
en condiciones de producción promedio (69.2 GWh), es de 0.15 (15%), es decir
que el riesgo en inversión es menor que los resultados obtenidos para la
probabilidad de producciones del primer año; este efecto se debe a que, como
indicó anteriormente, la existencia de producciones mayores y menores al
promedio es frecuente y esto posee un efecto amortiguador sobre el riesgo de
inversión.
Se observa además que la probabilidad de obtener una rentabilidad igual o inferior
al 11% es nula, lo cual constituye un factor positivo desde el punto de vista de
disminución de incertidumbre y riesgo de la inversión.
El VALOR ESPERADO (ESPERANZA MATEMÁTICA), es de 12.66% para el TIR
del proyecto, rentabilidad superior a la obtenida en condiciones promedio de
12.11%. Dado que el valor esperado es un valor mas aproximado a condiciones
reales, al introducir el efecto probabilístico, se concluye que desde el punto de
vista del proyecto, las condiciones son favorables.
CUADRO 4.ANALISIS DE RIESGO DE RENTABILIDAD DEL PROYECTO SEGÚN CICLO
HIDROLÓGICO
TIR DEL PROYECTO
FRECUENCIA IGUAL O MENOR
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA
FRECUENCIA (f)
PONDERACION DEL TIR ESPERADO
9.00%
0
0.00
0.00
0.00
9.25%
0
0.00
0.00
0.00
9.50%
0
0.00
0.00
0.00
9.75%
0
0.00
0.00
0.00
10.00%
0
0.00
0.00
0.00
10.25%
0
0.00
0.00
0.00
10.50%
0
0.00
0.00
0.00
10.75%
0
0.00
0.00
0.00
11.00%
0
0.00
0.00
0.00
11.25%
0
0.00
0.00
0.00
11.50%
0
0.00
0.00
0.00
11.75%
0
0.00
0.00
0.00
12.00%
3
0.11
3.00
0.36
12.25%
6
0.22
3.00
0.37
12.50%
11
0.41
5.00
0.63
12.75%
20
0.74
9.00
1.15
13.00%
23
0.85
3.00
0.39
13.25%
25
0.93
2.00
0.27
13.50%
27
1.00
2.00
0.27
13.75%
27
1.00
0.00
0.00
14.00%
27
1.00
0.00
0.00
14.25%
27
1.00
0.00
0.00
14.50%
27
1.00
0.00
0.00
14.75%
27
1.00
0.00
0.00
15.00%
27
1.00
0.00
0.00
VALOR ESPERADO DEL TIR
12.69%
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE UNA TASA DE RETORNO DEL PROYECTO IGUAL O MENOR
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
TASA INTERNA DE RETORNO (%)
PROBABILIDAD DE OCURENCIA IGUAL
O MENOR (%)
3.3 ANALISIS DE RIESGO DE LA INVERSION DESDE LA PERSPECTIVA DE
LOS SOCIOS
El análisis de la sección anterior se realiza también para los recursos de los
socios. La metodología es la misma para ambos casos. El cuadro 5 muestra el
resumen de los resultados de análisis de probabilidad para la RENTABILIDAD DE
LOS SOCIOS obtenidos de aplicar, se reitera, la metodología descrita en el
apartado 3.1 a los flujos de caja. Los resultados pueden ser observados en el
ANEXO.
Para los flujos de caja se utilizó interés financiero de 9% total, tasa de descuento
de 12%, periodo de análisis a 25 años, y un porcentaje promedio de impuesto
sobre la renta de 30%, la tarifa se fijo al costo evitado de ctvs $0.046/kWh con
incrementos anuales de 1.5%, y se supone que el aporte de los socios
(contrapartida) es de 20%.
El caso base, al igual que el anterior calculo, corresponde a la evaluación a
producción promedio de 69.2 GWh anuales, condiciones en las que se obtuvo una
TIR de los socios de 14.17%, (ver cuadros A.1 y sucesivos del anexo).
Se observa que la probabilidad de obtener una rentabilidad menor a la esperada,
suponiendo que esta fuese de 15%, es de 0.52 (52%), sin embargo la probabilidad
que este por debajo de 13% es nula, lo que nos indocta que el rango de variación
es bajo, y puede al menor garantizarse una TIR de 13%; para ESPH S.A. es
suficiente esta resultado tomando en cuenta que esta empresa fija su TMAR (Tasa
Mínima Atractiva de Rendimiento) en 12%, con lo que le proyecto le asegura esa
rentabilidad sin riesgo alguno. Sin embargo para un socio privado tal vez no sea
suficiente, y en este caso es necesario cambios en la estructura tarifaria; pero
debe tomarse en cuenta que este 13% se le asegura al socio inversionista en un
negocio donde esta segura la venta de la totalidad de la producción la producción,
en el mercado cautivo de ESPH S.A., por tanto podría sopesar el bajo riesgo
frente a otra inversión con características diferentes.
El VALOR ESPERADO (ESPERANZA MATEMÁTICA) para la TIR de los socios es
de 15.1%, rentabilidad superior a la obtenida en condiciones promedio de 14.2%.
CUADRO 5. ANALISIS DE RIESGO DE RENTABILIDA DE LOS SOCIOS SEGÚN CICLO HIDROELÓGICO
TIR SOCIOS FRECUENCIA IGUAL O MENOR PROBABILIDAD DE OCURRENCIA FRECUENCIA (f) PONDERACION DEL TIR ESPERADO
10.00% 0 0.00 0.00 0.00
10.50% 0 0.00 0.00 0.00
11.00% 0 0.00 0.00 0.00
11.50% 0 0.00 0.00 0.00
12.00% 0 0.00 0.00 0.00
12.50% 0 0.00 0.00 0.00
13.00% 0 0.00 0.00 0.00
13.50% 0 0.00 0.00 0.00
14.00% 0 0.00 0.00 0.00
14.50% 3 0.11 3.00 0.44
15.00% 6 0.22 3.00 0.45
15.50% 10 0.37 4.00 0.62
16.00% 12 0.44 2.00 0.32
16.50% 15 0.56 3.00 0.50
17.00% 21 0.78 6.00 1.02
17.50% 23 0.85 2.00 0.35
18.00% 25 0.93 2.00 0.36
18.50% 26 0.96 1.00 0.19
19.00% 27 1.00 1.00 0.19
19.50% 27 1.00 0.00 0.00
20.00% 27 1.00 0.00 0.00
20.50% 27 1.00 0.00 0.00
21.00% 27 1.00 0.00 0.00
21.50% 27 1.00 0.00 0.00
22.00% 27 1.00 0.00 0.00
VALOR ESPERADO 16.39%
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE UNA TASA DE RETORNO DE LOS SOCIOS
IGUAL O MENOR
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
TASA INTERNA DE RETORNO (%)
PROBABILIDAD DE OCURENCIA
IGUAL O MENOR
3.4. SIMULACIÓN CON PRODUCCIONES MÁS BAJAS AL INICIO
Dado que la condición mas critica la constituye el iniciar con las producciones mas
bajas al inicio de la operación de la planta, se ha simulada una serie de
producciones ascendente, inicio con la producción mas baja, este escenario si
bien es cierto es muy improbable, al menos constituye una prueba de
comportamiento del proyecto en condiciones extremas. En los Cuadro 6 de este
apartado y A.29 del ANEXO se muestran el resultado de esta simulación.
Se observa que en estas condiciones el proyecto posee una TIR de 11.3%,
ligeramente inferior a la esperada en condiciones promedios, lo cual muestra que
la rentabilidad del proyecto es poco sensible a la situación hidrológica esperada.
La frecuencia con que cabe esperar condiciones muy extremas, determinadas por
aquellas situaciones cuyos TIR sean inferiores a 11.3%, seria inferior al 7% si se
observa el Cuadro 2.
(NOTA: LA INFORMACIÓN DE ANEXOS SE ENCUENTRA EN EXCEL, SIN
EMBARGO SON DATOS CRUDOS, LOS CUALES SON CONFIDENCIALES Y DE
USO INTERNO DE LA EMPRESA)
B. ANÁLISIS DEL RIESGO SEGÚN EL PMI
El presente análisis se realizará de manera superficial, debido a la complejidad de
manejo de variables financieras en el campo de generación energética. Además,
el estudio anterior, es un análisis preliminar basado en la Tasa Interna de Retorno,
obviando hasta el momento otros indicadores como el VAN, o Costo/Beneficio.
B.1. IDENTIFICACIÓN DEL RIESGO
ENTRADAS
a. Descripción del Producto: En esta ocasión, el producto es la generación
de energía mediante el uso de una planta hidroeléctrica. La planta está en la fase
de planificación y factibilidad, por lo tanto el análisis de riesgo es financiero, sin
embargo depende muchas variables, tanto técnicas como ambientales. Técnicas,
en el sentido de que se debe de realizar un plan para controlar posibles fallas en el
manejo de la planta, y ambientales, en el sentido de que la producción de energía
hidroeléctrica depende del caudal, esto quiere decir que si la precipitación es baja,
el caudal es menor, lo que provocaría una disminución de la producción, que sería
grave para los primeros años del proyecto.
b. Información Histórica: La empresa socia de la ESPH S.A. tiene datos
históricos del caudal desde hace más de 25 años. Esto se utilizará para definir la
probabilidad de que la potencia sea menor o mayor a la óptima para que el
proyecto sea rentable.
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
En este caso se utiliza la experiencia de proyectos anteriores. (Juicio de experto)
SALIDAS
A raíz del análisis histórico e identificación de probabilidades de caudal, se realizó
un cuadro, el cual es la salida para una etapa posterior que es la cuantificación del
riesgo.
B.2. CUANTIFICACIÓN DEL RIESGO
ENTRADAS
La entrada en este caso es la salida de la identificación del riesgo.
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
Las herramientas se basan en probabilidades y simulaciones (PROBABILIDADES
ACUMULADAS-SIMULACIÓN DE MONTECARLO). El famoso “que pasa si”. Esto
quiere decir que se hicieron varios escenarios financieros con varios caudales y
varias tasas.
SALIDAS
Las salidas son los posibles factores que pueden incidir en el riesgo de una
baja rentabilidad en los primeros años, causa de bajo caudal por sequías o
mal funcionamiento de la planta.
B.3. DESARROLLO DE RESPUESTA AL RIESGO
En este caso, hay tres opciones:
Eliminar el riesgo
Mitigar el riesgo
Aceptar el riesgo.
La ESPH S.A., tiene que tomar las dos primeras opciones, ya que aceptarlo es la
no ejecución del proyecto, ya que éste depende de la rentabilidad.
ENTRADAS
Son las salidas del proceso anterior.
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
Entre las técnicas se habla de dos opciones:
a. El manejo de las tasas de interés. Seleccionar adecuadamente el
financiador, que les permita dar estabilidad al proyecto.
b. Manejo técnico. Crear un plan de funcionamiento de la planta hidroeléctrica,
lo cual conlleva a no tener ningún fallo en el flujo de agua a las turbinas.
(Mantenimiento de canales, de casa de máquinas, entre otros)
c. Manejo de factores ambientales. Derrumbes que afecten los canales y
manejo del estado del tiempo para controlar el embalse.
d. Aspectos sociales. Administrar tanto recursos humanos internos como a la
población de influencia del proyecto. Esto debido a que estos proyectos son
susceptibles a problemas con distintos sectores del país.
Para cada uno de estos factores se debe de realizar un plan de contingencia y
alternativas estratégicas, además manejo de seguros para ciertas actividades.
SALIDAS
Para los años críticos del proyecto es adecuado la implementación de un plan de
manejo del riesgo (Son los primeros años), ya que cualquier situación causaría
problemas tanto al proyecto como a los socios involucrados.
B.4. RESPUESTA AL CONTROL DE RIESGO
ENTRADAS
La entrada es el plan de administración del riesgo
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
Nosotros recomendamos dentro de un plan de administración del riesgo una
persona encargada exclusivamente además del gerente de proyecto, el cual
estaría a cargo de las acciones correctivas y de aspectos financieros que son de
mucha importancia en los primeros años del proyecto.
SALIDAS
Este encargado del riesgo, además de manejar las acciones correctivas, debe de
ir actualizando al información financiera y tratar con aspectos tanto técnicos como
sociales y ambientales.
C. CONCLUSIONES DEL CASO 1
En este caso el riesgo va más ligado al aspecto financiero, ya que es un proyecto
financiado y donde participan dos socios. Esto quiere decir que el mal desarrollo
del proyecto afecta tres partes: ESPH S.A., el socio y el Proyecto. No obstante, no
hay que deja de fuera los aspectos técnicos, ambientales y sociales, ya que estos
son los que definen una alta o baja rentabilidad, e inclusive la aprobación o no
aprobación de la implementación del proyecto. Es por esta razón que se planteó el
análisis de este caso, ya que nos presenta el riesgo en un proyecto financiado.
5.2. CASO 2. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO EN LA COOPERATIVA DE
5.2. CASO 2. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO EN LA COOPERATIVA DE
ELECTRIFICACIÓN DE SAN CARLOS (COOPELESCA R.L)
ELECTRIFICACIÓN DE SAN CARLOS (COOPELESCA R.L)
A. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA
Como hemos podido analizar anteriormente Coopelesca R.L. es una empresa que
tiene un marco de acción en la Zona Huetar Norte de Costa Rica y que se dedica
a la distribución, generación y construcción de proyectos hidroeléctricos.
Coopelesca R.L., tiene la experiencia de haber construido bajo el modelo de
administración de proyectos de Llave en Mano, el proyecto CHOCOZUELA 1, cuyo
monto ascendió a una suma de $1.500.000 el cual se construyó en el costo y
tiempo establecidos lo cual se calificó como exitoso.
A partir de la experiencia adquirida en Chocozuela 1, Coopelesca tiene ya más
criterio para desarrollar los proyectos denominados: Chocozuela 2 y 3. Estas
obras son contratadas mediante el modelo de proyectos por administración o sea
se construye bajo contratos (outsourcing).
RELACIÓN DE COOPELESCA R.L. CON PROYECTOS
Uno de los principales problemas para sus proyectos ha sido la adquisición de
tierras y la relación con los vecinos.
En COOPELESCA, la Unidad ejecutora, junto con la gerencia y el
departamento financiero son los encargados de proyectos.
Entre las técnicas y herramientas utilizadas por COOPELESCA están, la
supervisión a través de informes de avance y las contrataciones externas.
La selección del personal encargado de proyectos en las dos empresas se
basa en la experiencia y capacidad, mediante un concurso.
El control de los proyectos se realiza a través de la evaluación de los
presupuestos, flujos de efectivos, flujogramas y a través de la supervisión.
Para medir el riesgo financiero en los proyectos, COOPELESCA se basa en
estudios de factibilidad y de sensibilidad, de los cuales se detallará más adelante.
B. ANÁLISIS DEL RIESGO SEGÚN EL PMI PARA LOS PROYECTOS
CHOCOZUELA 2 Y 3
B.1. IDENTIFICACIÓN DEL RIESGO
ENTRADAS
Como entradas para la identificación del riesgo se tiene la planificación que se
realizó desde la conceptualización del proyecto. Dentro de esta planificación se
establece una descripción detallada del producto y además de ello toda la
experiencia de Chocozula 1 como parámetro para Chocozuela 2 y 3.
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
Cuando se planifica este segundo proyecto la administración establece como
herramientas todo lo que se refiere a flujogramas, presupuestos, flujos de efectivo,
WBS, planeación de recursos humanos, planes de administración de contratos y
otros planes necesarios para la buena marcha el proyecto.
SALIDAS
A partir de las entradas, técnicas y herramientas se tiene como salida en la
planificación del proyecto lo que se entiende como las posibles fuentes de riesgos
existentes.
Cabe destacar que en la planificación inicial identificaron una serie de actividades
que se juzgan con mucha probabilidad de ocurrencia y que pueden minimizar una
vez identificadas la posibilidad de que se presente.
B.2. CUANTIFICACIÓN DEL RIESGO
La cuantificación del riesgo se basa en datos del proyecto Chocozuela 1, por
lo tanto se utilizan estadísticas y probabilidades de éste mismo.
B.3. DESARROLLO DE RESPUESTA AL RIESGO
ENTRADAS
Las entradas son los resultados del proceso anterior.
TÉCNICAS Y HERRAMIENTAS
a. Pólizas (Seguros)
Este tipo de proyectos conlleva a una cantidad de riesgos bastante elevada y
Chocozuela 2 y 3 no es la excepción; es por tal motivo y en base a la experiencia
adquirida de Chocozuela 1 que se toma la decisión dentro de la planificación inicial
toma todas la pólizas en Cooseguros para asegurarse el riesgo latente.
Dentro de las pólizas adquiridas se pueden citar:
Terremotos
Huracanes
Huelgas
Laborales
Incendios
Terceros
Seguro de rompimiento de maquinaria
Derrumbes
Muerte, ect.
Todas esta pólizas son lo que llama el Instituto Nacional de Seguros como
las del 1 a la 5. Además Coopelesca R.L. ha tenido que traer muchos de los
materiales del exterior, que por su especialización no se pueden adquirir
dentro país y para asegurarse que el bien llegue al proyecto en el tiempo y
calidad necesaria cuenta con la modalidad de incoterns CIF (costo-seguro-
flete).
b. Construcción de Embalses
Con base a las estadísticas y a otros proyectos similares, se construyeron
embalses en la época de verano para minimizar el riesgo de que ocurra un evento
negativo en invierno.
También Coopelesca ha cuidado el detalle de manejar estadísticas de 20 años
atrás sobre las condiciones climáticas de la zona, situación que en estos proyectos
lleva a muchos atrasos en las obras y de ahí la importancia para ellos, a esto es lo
que le llaman la ventana del tiempo cuyo período está comprendido entre el 10 de
agosto al 18 de octubre, meses en la estación lluviosa considerados como aptos
para la construcción.
Por otro lado manejan cronogramas, flujogramas actualizados, no pagan tiempos y
mínimos para asegurarse la buena marcha del proyecto.
c. Planes de contingencia
Coopelesca ha implantado novedosas actividades propias de la empresa como las
siguientes:
Ambientales: Planes de mitigación de impacto ambiental. Por ejemplo: En los
lugares que hay chorros de agua achocolatada y que caen a una cuenca principal
han puesto los que ellos llaman mallas para filtrar los sedimentos. Corta de
árboles programados y procesos de enzacatado, para de esta manera mitigar el
impacto ambiental.
Accidentes: Se establece una coordinación con la Cruz Roja de Ciudad
Quesada por se existiera algún accidente en el proyecto, mediante equipos de
comunicación y alertas, complementándose con cursos y una unidad de Salud
Ocupacional.
Presupuesto:
1. Presupuesto general
2. Flujos de efectivo por actividades y por elementos
Costos directos
Costos Indirectos
Otros costos de construcción
Sin embargo dentro del presupuesto general se contempla una gran partida
que se llama imprevistos. Esta es utilizada cuando el proyecto sufre alguna
modificación por causa mayor o improvisación por algún elemento fuera de
lo planificado.
Chocozuela 2 y 3 es un proyecto financiado por el Banco de Costa Rica en dólares
y por lo tanto los dirigentes no consideran que los cambios monetarios sean un
riesgo a considerar para este proyecto.
d. Otros planes
Se contrató a una empresa para aplicar pruebas de control de calidad,
solventado de esta manera problemas que puedan surgir a futuro.
Además aplican auditorías externas.
Para este proyecto Coopelesca R.L., ha contado con la colaboración de
profesionales expertos para definir ciertos lineamientos que ayudarían a la
buena marcha del proyecto minimizando potenciales fuentes de riesgo.
Los planes establecidos para el proyecto constantemente se están actualizado
para utilizarlos como termómetro y para la toma de decisiones.
SALIDAS
La salida es un plan de administración o manejo del riesgo.
B.4. RESPUESTA AL CONTROL DE RIESGO
Acciones correctivas:
Esta se realizan mediante reestructuraciones día a día de acuerdo a los reportes
salientes. También se maneja un programa de cómputo que orienta al
administrador y sirve para la detección de posibles eventualidades.
Por último al inicio del proyecto se hicieron dos simulaciones de riesgos, sin
embargo no se ha seguido esta práctica. Cuando se mencionó este punto el
administrador tomó nota ya que lo considera como muy importante.
C. CONCLUSIONES DEL CASO 2
Como se puede observar, la empresa COOPELESCA, maneja técnicas y
Herramienta para la administración del riesgo, sin embargo no basadas en
procesos estandarizadas, sino en experiencias obtenidas de su desempeño. Por lo
tanto se trato de colocar la información de manera que se pueda analizar con los
principios del PMI.
BIBLIOGRAFÍA
PMI. 1996. UNA GUÍA AL CUERPO DE CONOCIMIENTOS DE LA
ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS. (PMBOK). USA.
Entrevistas con:
Ing. Pablo Soto. Director del Área de Planificación. Empresa de Servicios Públicos
de Heredia S.A. Setiembre, 2002.
Ing. Karl Kulma. Administrador de Proyectos. COOPELESCA. Setiembre, 2002.
ELABORADO POR:
ING. CESAR CHAVES AGÜERO
Lic. MARIO ROJAS MEJÍA
ING. IGOR ZÚÑIGA GARITA
SETIEMBRE, 2002
CONTENIDO GENERAL
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 1
2.1. OBJETIVO GENERAL 2
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
III. ANTECEDENTES DE LAS EMPRESAS EN ESTUDIO .......................................... 2
VI. ASPECTOS METODOLÓGICOS ................................................................................ 3
V. ANÁLISIS DE LOS ESTUDIOS DE CASO .................................................................. 5
5.1. CASO 1. ANÁLISIS DEL RIESGO PARA EL PROYECTO HIDROELÉCTRICO
LOS NEGROS (UTILIZACIÓN DEL MÉTODO PROBABILÍSTICO PARA
ANÁLISIS DEL RIESGO FINANCIERO) 5
A. DESCRIPCIÓN DEL ESTUDIO DE CASO 5
C. CONCLUSIONES DEL CASO 1 22
5.2. CASO 2. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO EN LA COOPERATIVA DE
ELECTRIFICACIÓN DE SAN CARLOS (COOPELESCA R.L) 22
A. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA 22
B. ANÁLISIS DEL RIESGO SEGÚN EL PMI PARA LOS PROYECTOS CHOCOZUELA
2 Y 3 23
C. CONCLUSIONES DEL CASO 2 29
Título: “ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO:
ESTUDIO DE CASO DE DOS EMPRESAS GENERADORAS DE ENERGÍA
Aportado por: Ing. Igor Zúñiga Garita

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Zúñiga Garita Igor. (2003, julio 4). Administración de riesgos financieros en dos empresas generadoras de energía. Recuperado de http://www.gestiopolis.com/administracion-riesgos-financieros-empresas-generadoras-energia/
Zúñiga Garita, Igor. "Administración de riesgos financieros en dos empresas generadoras de energía". GestioPolis. 4 julio 2003. Web. <http://www.gestiopolis.com/administracion-riesgos-financieros-empresas-generadoras-energia/>.
Zúñiga Garita, Igor. "Administración de riesgos financieros en dos empresas generadoras de energía". GestioPolis. julio 4, 2003. Consultado el 28 de Abril de 2015. http://www.gestiopolis.com/administracion-riesgos-financieros-empresas-generadoras-energia/.
Zúñiga Garita, Igor. Administración de riesgos financieros en dos empresas generadoras de energía [en línea]. <http://www.gestiopolis.com/administracion-riesgos-financieros-empresas-generadoras-energia/> [Citado el 28 de Abril de 2015].
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