1. Reconocer cuáles son los distintos proyectos a evaluar.
2. Obtener el Valor Presente Neto (VPN) de cada proyecto.
3. Establecer cuál es la mejor alternativa.
Antecedentes:
A principio de los años 90, el Holding Southern Company debía establecer la estrategia para hacer frente al cumplimiento de las exigencias establecidas en el Acta de Aire Limpio de 1990, la cual regulaba la contaminación permitida a las empresas dejándolas escoger sus propios niveles de emisión. Esto a diferencia de la antigua ley que fijaba un límite máximo.
Esta nueva ley regiría a partir de 1995 y daba el derecho a emitir un cierto monto de dióxido sulfúrico, basado en la cantidad de energía eléctrica que se había generado en el pasado. Si la empresa excedía el límite permitido, tenía la posibilidad de comprar más derecho en el Mercado, en caso contrario, si no usaba todo su derecho podía venderlo a otras empresas que lo necesitasen.
Existirían 2 fases de implementación: * La primera a contar de 1995 aplicada a las 100 plantas más grandes del país, donde el derecho era de 2,5 libras de dióxido sulfúrico por millón de unidades térmicas británicas (Mmutb) de carbón consumido. * La segunda a contar del año 2000 aplicada a todas las plantas del país, donde el derecho disminuía a 1,2 libras por Mmutb de carbón.
El Holding contaba con plantas eléctricas en Georgia, Alabama, Mississippi y Florida. Las mayores subsidiarias eran Georgia Power (BOWEN) y Alabama Power. Bowen era una planta de gran capacidad, terminada en 1995, que podía abastecer la demanda residencial, comercial e industrial de un millón de personas cuando funcionaba a toda capacidad. Bowen tenía que elegir entre 3 alternativas o proyectos para cumplir con las exigencias de la Ley.
1.- Continuar operando como lo hacía en el pasado, es decir, utilizando carbón Sulfuroso sin limpiar los gases emitidos y comprando derechos de otras plantas de Southern o en el Mercado para cubrir la diferencia que se produciría desde el año de entrada en vigencia de la ley (1995).
2.- Instalar filtros de aire para disminuir la emisión del Carbón Sulfuroso. Dentro de esta alternativa podríamos ver dos opciones
2a: Hacer la instalación entre los años 1992-1994, para comenzar a operar desde el año de entrada en vigencia con la posibilidad de vender los excesos desde ese mismo año en el mercado.
2b: Hacer la instalación entre los años 1997-1999, para comenzar el año 2000 operando con estas mejoras. De esta forma sería necesario comprar derechos para emitir durante 1995-1999, y a partir del año 2000, tendrían la posibilidad de vender el derecho sobrante.
3.- Hacer cambios en la planta para permitir su operación usando Carbón poco Sulfuroso. Con esta alternativa tendrían la posibilidad de vender derechos durante los primeros 5 años, y luego durante la fase 2 necesitarían comprarlos (dado que el derecho disminuye).
Puntos a considerar:
-Los niveles de generación de electricidad serían iguales desde 1990 a 2016.
-La planta finalmente sería retirada con Valor Residual insignificante.
-Los precios de la electricidad se mantendrán constantes por todo el período.
Resumen datos numéricos: * Durante 1990 Bowen consumió 8.338.000 toneladas de carbón (952 toneladas Hora. * Generaba 21.551.000.000 de Kilowatt/Hora de electricidad * Valor promedio Kilowatt/Hora de 5,6 centavos de dólar. * El sulfuro generado en 1990 era de 30 toneladas/Hora * Inventario: 1.000.000 toneladas de carbón * Desde 1995-1999 derecho de emitir 2,5 libras de dióxido sulfúrico por millón de Mmutb de carbón consumido; desde 2000-en adelante derecho de emisión de 1,2 libras de dióxido sulfúrico por millón de Mmutb de carbón consumido. * El derecho para Bowen desde 1995-1999 era de 254.580 toneladas de dióxido sulfúrico por año; desde el año 2000 el derecho sería de 122.198 toneladas por año. * Los costos operacionales (excluyendo los de combustibles y de control de contaminación) serian constantes con un promedio de 0,00281 dólares durante el periodo. * Los precios de derechos se estimaban en 250 dólares por tonelada de dióxido sulfúrico en 1995, y que aumentarían en 10% cada año hasta el 2010. Luego se mantendrían constantes de 2010-2016. * La tasa de impuesto efectiva sería de 37,7% * La tasa de descuento es del 10% * Promedio precio de carbón era 41,46 dólares/tonelada. Desde 1996 se esperaba que cayera a29,82 dólares la tonelada * La planta necesitaba carbón con calor total contenido de 202.300.000 Mmutb; el calor contenido en el carbón era de 24,262 Mmutb por tonelada (202.300.000/24,262= 8.338.000 por año con ese tipo de carbón) * El carbón utilizado tenía 1,6% de sulfuro (266.550 toneladas de dióxido sulfúrico al año) * El Filtro baja en 90 % el dióxido sulfúrico. * El costo de instalación de los filtros sería de 143.850.000 (1992), 503.610.000 (1993) y 71.970.000 (1994). Una vez instalados agregarían 0,13 centavos por Kilowatt/hora a los costos operacionales. Además consumirían 2% del total de energía generada bajando los ingresos en un 2%. * Filtros pueden ser depreciados en 20 años. Los primeros 5 años un 14%, los siguientes 15 años 2% al año. El costo de capital incluye intereses de 10% al año en los filtros durante el periodo cuando estaban siendo instalados. Valor residual nulo. * Todos los costos asociados al filtro se mantienen para el caso de instalación en 1997. * Cambiarse a carbón poco sulfuroso se podrá hacer desde 1996 (contrato anterior vigente) * Carbón poco sulfuroso tiene 24,110 Mmutb/tonelada. Costaría 30,37 dólares/tonelada (1996-1999). Desde el 2000 precio de 34,92 dólares/tonelada. * Se necesitaría 8.391.000 de carbón poco sulfuroso para mantener nivel de producción por año, generando 167.650 toneladas de dióxido sulfúrico al año. * Para usar carbón poco sulfuroso se debía invertir 22.100.000 de dólares y se depreciaría como los filtros.
Conclusiones:
Conforme los antecedentes evaluados y a partir de los supuestos incluidos en el análisis, la opción # 3 que considera la utilización de carbón con bajo contenido sulfuroso y sin filtros resultaría ser la más rentable para la empresa, toda vez que los flujos financieros descontados superan a las otras alternativas propuestas.
Luego, los supuestos incorporados se asocian a la mantención de la estructura de precios para el carbón con alto contenido de sulfuro, toda vez que el cambio en el tipo de insumo y las inversiones requeridas para tales efectos solo son enteradas a partir del año 1996, por tanto hasta esa fecha (incluyendo los primeros meses del año referido) la empresa mantendría la operatoria normal, sin realizar modificaciones sustantivas.
Otro elemento de decisión relevante dentro del estudio, se asocia al atractivo del mercado de derechos de emisión, conforme los excedentes que se obtienen bajo la nueva estructura operativa se reconocen como una fuente de recursos libre de riesgo en la medida que el mercado respectivo se reconozca con un alto grado de profundidad y desarrollo.
Por otro lado, la alternativa # 3 resulta ser la que presenta menores costos fijos para Southern Company, y en ese sentido, si la compañía puede demostrar ante los Oficiales de la Comisión de Servicio público que ello es así, podrían optar a un ajuste en el precio cobrado por la electricidad, traspasando parte de los costos de implementación a sus clientes.
*En el archivo Excel adjunto se muestran los cálculos de VPN para cada una de las 4 alternativas.
