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Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE-2372 Mercados Eléctricos
Informe Final: Reestructuración y
regulación de Mercados Eléctricos, después de la
crisis de California.
Profesor : Ricardo Silva G. Alumnos: Rodrigo Baeza C.
Carlos Barría Q. Fecha : 30 Mayo 2003
1
Índice ...........................................................................................................................................1
Resumen ......................................................................................................................................2
1. Introducción ............................................................................................................................3
2. Crisis de California (2000-2001) ...........................................................................................4
2.1 Mercado Eléctrico de California ..............................................................................4
2.2.2 Características Generales .....................................................................4
2.1.2 Estructura del Mercado Eléctrico ........................................................6
2.2 Crisis eléctrica .........................................................................................................8
3. Crisis de Chile (1998-1999) .................................................................................................13
3.1 Mercado Eléctrico de Chile ..................................................................................13
3.1.1 Características Generales ...................................................................13
3.1.2 Estructura del Mercado Eléctrico ......................................................14
3.2 Crisis eléctrica ......................................................................................................17
4. Problemas del mercado eléctrico chileno .............................................................................21
4.1 Señales de precios a los consumidores y poder de mercado .................................21
4.2 Institucionalidad y estructura del mercado ............................................................22
4.3 Ley corta, discusión y problemas ..........................................................................24
5. Soluciones propuestas post-crisis .........................................................................................26
5.1 Precios eléctricos flexibles ....................................................................................26
5.2 Regulación eficiente e instituciones independientes .............................................27
6. Casos de estudio ..................................................................................................................30
6.1 Bolsa de Energía ...................................................................................................30
6.2 Contratos bilaterales ..............................................................................................32
6.2.1. Contratos bilaterales físicos...................................................................32
6.2.2. Contratos bilaterales financieros............................................................33
6.3 Nuevas tecnologías aplicadas a mercados eléctricos..............................................34
7. Conclusiones .......................................................................................................................35
Bibliografía .............................................................................................................................36
Otras referencias ......................................................................................................................37
2
Resumen
En la actualidad se está discutiendo en el Congreso un proyecto que
modifica la ley que regula al sector eléctrico de Chile, la así llamada “ley
corta”, lo cual constituye un hecho relevante para el futuro del mercado
eléctrico chileno. Esta modificación a la ley es parte de la segunda
generación de reformas del sector, las cuales fueron paralizadas, en parte,
por las dudas acarreadas por las recientes crisis eléctricas en California
(2000 – 2001) y por el temor a repetir el racionamiento debido a
desabastecimiento eléctrico, secuela de la crisis eléctrica que vivió el país
los años 1998 y 1999.
El presente trabajo pretende dar un marco descriptivo de las crisis eléctricas
antes mencionadas, analizando sus causas, repercusiones y lecciones con el
fin de mostrar las dificultades que se generan al reestructurar y regular
mercados eléctricos. Se pretende además discutir la situación actual del
mercado eléctrico chileno, en relación con las crisis antes mencionadas, con
el fin de generar una visión amplia y crítica de la situación de las reformas
al mercado eléctrico en discusión en el país.
En la primera parte del trabajo se describen las crisis eléctricas de
California y Chile, dando una breve descripción de las características
principales del mercado eléctrico correspondiente. En el cuarto capítulo se
muestran los problemas del mercado eléctrico chileno y en el siguiente
capítulo se presentan las soluciones propuestas post – crisis. En el capítulo 6
se da un breve vistazo a casos de estudio que influirán de forma significativa
en el futuro del mercado eléctrico chileno. El último capítulo presenta las
conclusiones respectivas y se termina el trabajo mostrando la bibliografía
utilizada, además de otras referencias de interés.
3
1. Introducción
En los últimos años muchos países han iniciado procesos de reestructuración y de
desregulación de sus mercados eléctricos, con el fin de liberalizar el mercado, promover la
competencia y la participación privada. Pero la reciente crisis eléctrica en California (2000-
2001), y la de Chile los años 1998-1999, han puesto en duda los procesos, generando
discusiones y conflictos que han acarreado que estas reformas se detengan.
En particular, en Chile, se está discutiendo en el congreso la llamada “Ley corta” que modifica
la Ley Eléctrica la cual es la primera reforma que se enmarca dentro de la segunda generación
de reformas del sector eléctrico chileno, lo cual constituye un hecho relevante para el futuro del
mercado eléctrico chileno, en consecuencia, se está pronto a aprobar una ley que reestructura el
sector eléctrico chileno lo cual puede transformarse (a corto plazo) en una crisis de
desabastecimiento si no se evalúan correcta y responsablemente las distintas variables en juego.
En el trabajo a realizar se pretende investigar las causas que llevaron a producir las respectivas
crisis y por qué la crisis de California se ha transformado en un paradigma para los mercados
eléctricos en el mundo y en particular para Chile. Se analizarán los problemas que existen en el
mercado eléctrico chileno (mala señal de precios a los consumidores finales, reguladores no
independientes, poder de mercado, otros) y los posibles defectos que pueda tener la “ley corta”
(el grueso del proyecto consiste en modificar la regulación de la transmisión). Se incluyen
soluciones propuestas por diferentes autores y se da una referencia a casos de estudio para el
futuro del mercado eléctrico nacional.
Se pretende en particular, mostrar que la reestructuración y regulación de los mercados
eléctricos, no es un tema de fácil discusión, mostrando las muchas variables que se generan en
la formulación de soluciones para estructurar un mercado eléctrico.
4
2. Crisis de California
Durante los años 2000 y 2001 el estado de California, EE.UU., vivió una crisis de
desabastecimiento eléctrico muy importante que puso en duda los procesos de desregulación de
los mercados eléctricos en distintos lugares del mundo. La combinación de fallas en el diseño de
los mercados (consumidores finales aislados de los precios del mercado mayorista y empresas
distribuidoras privadas de firmar contratos de mediano y largo plazo con empresas generadoras)
y algunos elementos exógenos (altos precios del gas natural, incremento significativo de la
demanda y mayores precios de permisos de emisión) produjeron que los precios en el mercado
mayorista hayan subido en forma explosiva en los meses de la crisis y que las dos mayores
empresas de distribución hayan estado al borde de la quiebra.
2.1 Mercado Eléctrico de California
2.1.1 Características Generales
La energía generada anualmente en California ha crecido constantemente en los últimos años,
llegando a 284.132 GWh en el año 2000, de la cual un 58% fue generada por centrales térmicas
(38% mediante gas natural). Las centrales hidráulicas y las centrales nucleares aportaron cada
una un 15%, mientras las fuentes alternativas aportaron un 1%. El restante 11% fue importado
desde estados vecinos. A su vez, la capacidad instalada para abastecer el estado es estimada en
aproximadamente 54.000 MW y no se han producido variaciones en este sentido en los últimos
años [1]. En la figura 2.1 se puede apreciar en detalle el origen de la energía consumida entre los
años 1989 y 2000.
El aumento del consumo en los últimos años ha sido absorbido en su mayor parte por
generación térmica, se ha producido una baja en las importaciones desde el año 2000 lo cual
fue uno de los tantos motivos que llevaron a la escasez como se verá más adelante.
5
Figura 2.1: Origen energía consumida California años 1989 – 20001.
La generación térmica más importante es la relacionada con el gas natural, que representa un
66% de la energía térmica y un 33% del total generado por el estado. Dentro la generación
térmica se encuentran las centrales a carbón, a petróleo, la generación geotérmica y la energía
producida en base a basura inorgánica. En la figura 2.2 se pude apreciar los tipos de
combustibles y su contribución al parque de generación térmica.
Figura 2.2: Origen de la generación térmica en California al año 20002
Una característica relevante del parque generador de California es la edad de las máquinas, lo
que influye en la frecuencia de la mantención de estas y sus respectivas salidas de servicio, lo
que conlleva a una disminución de la oferta energética y a un eventual aumento del precio de
1 Fuente: California Energy Commission, Electricity Analysis Office deted July 24, 2001; a través de MemAriztía 02 [1] 2 Fuente: California Energy Commission, Electricity Analysis Office deted July 24, 2001; a través de [1] (MemAriztía 02)
6
esta.. Del total del parque generador, un 67% de las plantas tienen más de 20 años de operación,
es más, un 47% del total del parque generador tiene más de 40 años de servicio. Esto es
relevante porque durante el período del 2º semestre del 2000 y 1er semestre del 2001
aproximadamente 10.000 MW de potencia de la capacidad instalada en el estado, fueron
continuamente mantenidos fuera de servicio por razones de mantenimiento o por
reabastecimiento de combustible en el caso de las centrales nucleares.
La propiedad del parque generador es desconcentrada, existiendo más de 200 participantes de
los cuales ninguno supera el 10% de la capacidad del sistema. Históricamente las grandes
compañías eléctricas de California dominaban el parque generador pero debido a las reformas,
estas empresas realizaron venta de activos durante el primer semestre de 1998 que dejaron las
plantas térmicas de California de manera más o menos igualitaria entre nueve generadoras, pero,
a pesar de esto, el tema del poder de mercado también surgió con mucha fuerza durante la crisis,
como se verá más adelante.
La distribución está concentrada en las tres grandes empresas del estado, Pacific Gas & Electric
Company (PG&E), Southern California Edison Company (SCE) y San Diego Gas & Electric
Company (SDG&E), que abastecen el 75% de la energía consumida en el estado.
2.1.2 Estructura del Mercado Eléctrico
A comienzos de 1993, la Comisión de Servicios de Utilidad Pública de California (California
PUC) comenzó a estudiar la desregulación del sector eléctrico del estado con el objeto de
reemplazar parte del esquema de monopolios (privados) regulados con la implementación de
distintos mercados eléctricos. Esta iniciativa fue principalmente el resultado de la presión de
grupos de consumidores industriales por reducir los precios de la energía eléctrica que en ese
entonces se encontraban entre los más altos del país.3 Estos altos precios han sido atribuidos a la
instalación de costosas plantas nucleares, exceso de capacidad instalada, contratos de largo
plazo firmados con productores de energía independientes exigidos por los mismos reguladores
del estado bajo el Public Utility Regulatory Policy Act of 1978 (PURPA)4, y una regulación
ineficiente que no fue capaz de traspasar los menores costos a los consumidores.
3 Joskow, 1997; a través de [2] (JPMontero 2001). En 1995, el precio promedio en California era de 7,5 (cents/kWh) mientras que el promedio nacional era de 4,7. 4 Estos contratos incluyen una gran cantidad de energías renovables como solar y eólica que no son, al menos todavía, comercialmente atractivas. Un 80% de la energía renovable de EE.UU. se encuentra en California.
7
Guiados en cierta forma por la experiencia en Inglaterra y Gales, los mercados en California
comenzaron a operar en abril de 1998 después de 4 años de debate legislativo y administrativo.
En medio de un proceso altamente politizado, el modelo californiano terminó siendo para
muchos el más complicado de los mercados eléctricos jamás implementado, con elementos que
nunca antes habían sido utilizados en la práctica. [2]
La reestructuración del mercado californiano comenzó por disolver la integración vertical entre
generación, transmisión y distribución de las tres mayores empresas eléctricas del estado que
hasta entonces funcionaban como monopolios integrados regulados, las antes mencionadas
Pacific Gas & Electric Company (PG&E) en la parte norte de California, Southern California
Edison Company (SCE) en el área de Los Angeles y San Diego Gas & Electric Company
(SDG&E) en la parte sur del estado. Estas empresas, como se dijo, retuvieron la distribución y
una porción muy menor de la generación.
Luego se procedió a liberar el mercado mayorista. Para su funcionamiento se crearon dos
figuras: un operador del sistema (ISO: independent system operator) que es el responsable de la
seguridad del sistema, para lo cual debe operar las líneas de transmisión (y asegurar el libre
acceso a los participantes a las líneas de transmisión) y asegurar la estabilidad del sistema,
además debe manejar un mercado spot para balancear el sistema en tiempo real y manejar un
mercado de servicios auxiliares; y una bolsa de energía (PX: power exchange) a cargo de operar
las ofertas diarias y horarias de compradores y vendedores de energía con un día y hora de
anticipación, respectivamente.5 Además existe un tercer tipo de institución, los Scheduling
Coordinators (SC), los que pueden mantener un portfolio de contratos con consumidores y
generadores, al igual que comercializadores, pero además deben programar esas cargas y
consumos en el ISO. Para efectos de programación de cargas en el ISO, el PX es un SC más.
La operación del mercado se basa en que el PX realiza sus subastas y genera un programa de
operación con precios uniformes para cada hora del día, el que es enviado al ISO. Este debe ver
la factibilidad de los programas enviados por el PX y el resto de los SC, de acuerdo a la
disponibilidad de líneas. Si los programas son factibles, el despacho se realiza de acuerdo a
ellos, de lo contrario, que es lo más común, son devueltos con sugerencias para ser adaptados.
Finalmente, el ISO adapta los programas de acuerdo a la disponibilidad de líneas y a ofertas de
ajuste entregadas por cada oferente, que indican su disponibilidad a pagar por el uso de líneas
congestionadas. El despacho es realizado de acuerdo a ese programa ajustado.
5 En el PX cada generador recibe el precio al cual se despejan la oferta y demanda por energía.
8
Los consumidores no pueden realizar ofertas directamente en el mercado spot, sino que lo hacen
pasivamente, incrementando o disminuyendo su consumo. Los generadores pueden participar de
tres formas, enviando ofertas de abastecimiento, generando más o menos de lo que tenían
programado o bien a través de ofertas para proveer servicios auxiliares. El mercado de servicios
auxiliares es manejado en forma independiente al de energía, lo que representa una
particularidad del diseño californiano. Finalmente, en California se optó por realizar un manejo
zonal de la congestión, dividiéndose el estado en 24 zonas, dos de las cuales abarcan la mayoría
del territorio.6
2.2 Crisis eléctrica
La crisis de California se explica por una combinación de factores circunstanciales que hicieron
subir los precios mayoristas más de lo pronosticado por las autoridades, y por una serie de
medidas regulatorias desafortunadas que no permitieron al mercado adaptarse a las nuevas
circunstancias. Dentro de los factores que hicieron subir el precio de la energía destacan [4]:
- Incremento importante en la demanda (12,7 % en junio 2000), debido a un verano
extremadamente caluroso.
- Incremento inesperado del precio del gas natural (más de 10 veces entre 1999 y
diciembre de 2000).
- Mayores precios de permisos de emisión Nox (leyes ambientales duras).
- Reducción considerable de las importaciones de energía debido al bajo nivel de las
reservas hidroeléctricas en el noreste del país.
- Las inversiones en generación se paralizaron en el estado debido al largo e incierto
proceso de aprobación de la nueva estructura regulatoria.
- Ejercicio de poder de mercado por parte de algunos generadores.
Los factores mencionados fueron responsables de buena parte del aumento en los precios
mayoristas, sin embargo, todo ello no explica el hecho de que en un mercado supuestamente
desregulado se produzcan cortes de energía. Aquí entra en juego una combinación de fallas en el
diseño del mercado eléctrico de California y especialmente dos medidas transitorias, diseñadas
para recompensar a las distribuidoras [3]:
6 Para mayor detalle del mercado eléctrico de California véase [1], http://www.calpx.com , http://www.energy-exchange.com o Students Reaserch, 2000 y 2001 en http://www.ing.puc.cl/power
9
- Empresas distribuidoras privadas de firmar contratos de mediano y largo plazo con
empresas generadoras.
- Consumidores finales aislados de los precios del mercado mayorista.
A continuación se detalla en forma más explícita lo acontecido en California y que llevó a este
estado a una crisis que sirve hoy por hoy como ejemplo para países como Chile en busca de un
mercado eléctrico más dinámico y eficiente, basado en una economía desregulada.
Durante los primeros meses de funcionamiento los precios promedios en el mercado mayorista
cayeron a 3 ¢/kWh, resultando en un ahorro de más de 50% con respecto a los costos de
generación antes de la reestructuración, en parte debido a un exceso de capacidad de más de
30%. Aún con estos bajos precios, ya se habían comenzado a percibir importantes problemas de
poder de mercado en estos primeros meses de funcionamiento, los cuales se acentuaron en los
últimos meses. A partir de mayo del 2000, los precios en el mercado PX comenzaron a subir en
forma muy importante para terminar en alzas de más de un orden de magnitud. De hecho, los
precios horarios observados durante diciembre de 2000 variaron entre 13,2 y 150 ¢/kWh y en
enero de 2001 el precio horario alcanzó 250 ¢/kWh.
Las empresas distribuidoras obligadas a comprar al precio PX y vender a precio regulado
lograron recuperar sólo parte de sus costos hundidos, pero a partir de mayo del 2000
comenzaron a sufrir grandes pérdidas sin la posibilidad de traspasar los altos precios del
mercado PX a sus consumidores, para terminar al borde de la quiebra. La excepción fue San
Diego Gas & Electric quien después de recuperar sus costos hundidos, liberó los precios finales
con lo cual todos los consumidores que no habían firmado contratos de largo plazo con la
distribuidora o otras comercializadoras vieron su cuenta mensual multiplicarse varias veces. En
la figura 2.3 se aprecia la evolución de los precios promedio en el mercado mayorista PX desde
abril de 1998 hasta enero de 2001.
10
Figura 2.3: Evolución de los precios promedio en el mercado mayorista PX7
La abrupta alza de precio y cortes de suministro ocurridos se deben a una combinación entre
ejercicio de poder de mercado, factores exógenos y, por sobre todo, mal diseño regulatorio.
Entre los factores exógenos más importantes se encuentran la subida del precio de gas natural
que alimenta a varias plantas generadoras al final del verano del 2000, la subida del precio de
los permisos transables de emisión de NOx que generadoras deben comprar para cubrir sus
emisiones al final del verano del 2000, y un fuerte aumento de la demanda por energía eléctrica
producto de la importante expansión económica de los EE.UU. en la última década.
Las principales fallas de diseño, por otro lado, fueron prohibir a las empresas distribuidoras
cubrir el riesgo asociados al mercado PX con contratos de mediano y largo plazo y aislar
completamente a los consumidores finales de las fluctuaciones de costo de generación reflejadas
en los precios del mercado PX. Al aislar a los consumidores finales de estos precios, la curva de
demanda de las distribuidoras es virtualmente inelástica con lo cual se acentúan aún más los
problemas referentes al poder de mercado ejercido por algunas empresas.
Analicemos esto desde la gráfica representada en la figura 2.4 [2]. La curva D1 representa la
demanda (inelástica) de las distribuidoras al comienzo del proceso legislativo en 1993. Por otro
lado, la curva D2 representa la demanda de las distribuidoras en el verano del 2000. La curva
O1 representa la curva de oferta hasta antes del verano de 2000 (período Junio-Septiembre).
7 Fuente: California Energy Commission
11
Figura 2.4: Equilibrio de mercado en el PX.
Como es usual, esta curva sube fuertemente a medida que el consumo se acerca a la capacidad
instalada. En un mercado competitivo, el precio en el mercado mayorista PX hasta antes del
verano de 2000 sería P1 y el consumo iría aumentando desde Q1 hasta Q2.
Debido a la presencia de poder de mercado, el precio que efectivamente se observa en el
mercado mayorista PX es mayor a P1, digamos A1P1, donde A1 >= 1 representa la magnitud
del poder de mercado ejercitado por las firmas generadoras. En segundo lugar, Pr no es
necesariamente igual a P1 ó A1P1. Cuando A1P1 < Pr, tal como ocurrió hasta antes del verano
del 2000, las empresas distribuidoras obtienen utilidades que les permiten cubrir sus costos
hundidos. Cuando A1P1 > Pr, tal como ocurrió a partir del verano del 2000, las empresas
distribuidoras comienzan a acumular deuda.
Los factores exógenos antes discutidos afectan la curva de oferta de tal forma que durante el
verano de 2000 esta curva se traslada a O2, con lo cual el nuevo precio de equilibrio
competitivo es P2 y el consumo sigue siendo muy cercano a Q2 ya que el precio regulado Pr no
ha cambiado. Debido a la presencia de poder de mercado, el precio de equilibrio en el mercado
mayorista esta vez es A2P2, donde también A2 >= 1.
A la hora de analizar los factores detrás del alza de precio desde P1 a P2, hay dos elementos que
son particularmente importantes: demanda inelástica y capacidad instalada ajustada. Cuando los
consumidores finales no observan los costos reales de generación, la curva de demanda de las
empresas distribuidoras es muy inelástica tal como muestran D1 y D2. Al traspasar la
volatilidad de precios del mercado mayorista a los consumidores finales (cubiertos en parte con
contratos de mediano y largo plazo) la curva de demanda se torna más elástica tal como indican
D1’ y D2’. Cuando la curva de demanda es más elástica, el consumo se ajusta a los precios, con
12
lo cual el precio de equilibrio (competitivo) en PX en el verano de 2000 habría subido sólo hasta
P2’. Debido a la presencia de poder de mercado, debiéramos decir nuevamente que en rigor el
precio que efectivamente se observaría en PX sería A2’P2’.
Un poco de capacidad instalada adicional, representada por las curvas O1’ y O2’, también ayuda
a disminuir el alza de los precios. En este caso el precio durante el verano del 2000 hubiese
llegado sólo hasta P2”. Sin duda que la combinación de ambos elementos, mayor elasticidad en
la demanda y mayor capacidad instalada, hubiese ayudado a mantener los precios a niveles más
razonables, que en nuestro caso están representados por P2 *.
En consecuencia, en California, los precios fijos fueron la causa principal del colapso del
sistema. Influyeron en el aumento del consumo (en vez de que haya disminuido), llevaron a las
empresas distribuidoras a serias crisis financieras y colaboraron en profundizar el problema de
poder de mercado.
Por otra parte, en California, la existencia de múltiples agencias, tanto estatales como federales,
no fue suficiente para que se tomaran las medidas necesarias para normalizar el mercado: subir
los precios minoristas, permitir a las distribuidoras firmar contratos y monitorear debidamente el
mercado. La existencia de tantas agencias significó que la responsabilidad se diluyó en todas
ellas, siendo su actuación lenta y poco efectiva, demorándose más de seis meses en tomar
medidas para superar la situación.
13
3. Crisis de Chile (1998-1999)
Durante los años 1998 y 1999 se produjo en Chile central una crisis de desabastecimiento
eléctrico (SIC), que puso en evidencia fallas regulatorias en el mercado eléctrico chileno y puso
en duda la capacidad de competencia en el sector eléctrico pionero en desregular los mercados
eléctricos. Debido a la escasez provocada por una sequía (aparentemente la más grande de este
siglo) y la falla prolongada de la central Nehuenco (de gas natural), se estableció una política de
racionamientos que produjo costosas pérdidas en la industria nacional.
3.1 Mercado Eléctrico de Chile
3.1.1 Características Generales
La generación de electricidad en el SIC llegó a 29.576 GWh en el año 2000. La capacidad era
de 6.653 MW a finales de ese año, siendo ésta mayoritariamente hidráulica (61%). El restante
39% de la capacidad es provista por centrales térmicas8. En la figura 3.1 se puede apreciar como
ha variado en los últimos años, el tipo de generación en el SIC,
Figura 3.1: Fuentes de generación del SIC años 1991 – 20009.
La concentrada propiedad del parque generador del SIC es una de las más importantes y
discutidas características del mercado eléctrico chileno. Tres empresas concentran el 92,3% de
la generación, estas son ENDESA (54,6%) y Colbún (16%) con centrales mayoritariamente
8 Al presente año (2003) no ha variada significativamente esta situación. 9 Fuente: Memoria R. Ariztía [1]
14
hidráulicas, y AESGener (21,7%) con centrales mayoritariamente térmicas. En la figura 3.2 se
muestra la evolución de la propiedad del SIC entre los años 1989 y 2000.
Figura 3.2: Propiedad del SIC años 1989 – 2000.10
El sistema eléctrico chileno está sujeto a un fuerte riesgo hidrológico, como ya se dijo, parte
sustancial de la energía se genera en plantas hidroeléctricas que, con la excepción del Lago
Laja, no tienen capacidad de embalse interanual y dependen de los caudales de agua de cada
año.
En Chile existen dos tipos de clientes según el tipo de consumo, los clientes libres (consumo
>2MW) y los clientes regulados (consumo < 2 MW). Los clientes libres abarcan cerca del 37 %
de la demanda en el SIC y pueden contratar libremente las condiciones de su suministro con
generadores o distribuidores, por su parte, los clientes regulados (67 %) son abastecidos por un
distribuidor y pagan un precio establecido por la autoridad a través de una fijación de precios
cada 6 meses.
3.1.2 Estructura del Mercado Eléctrico
El mercado eléctrico chileno fue el primero en ser desregulado el año 1982. En Chile existen
tres mercados en los que se realizan transferencias de energía y potencia eléctrica (spot,
regulado y libre) y a los que se le asocian respectivamente tres tipos de precios (spot o costo
marginal, nudo y libre). El conjunto de estos tres mercados y sus interacciones conforman el
mercado eléctrico chileno.
10 Fuente: Memoria R. Ariztía [1]
15
Este mercado está estructurado en torno a un operador del sistema (CDEC: Centro de Despacho
Económico de Carga), el que controla el sistema de transmisión, determina el despacho en
forma centralizada basándose en criterios de mínimo costo y de optimización del agua
embalsada, y de acuerdo a ello determina el precio de la energía spot para cada hora del día. El
precio spot es determinado en un mercado donde los generadores deficitarios le compran
energía y potencia a los superavitarios al costo marginal instantáneo del sistema. El CDEC lo
conforman las principales empresas generadoras y transmisoras.
El precio de nudo, se utiliza para valorar las ventas de generadores a distribuidores que sirven al
mercado de los clientes regulados. Los clientes regulados pagan el precio de nudo más un cargo
por distribución regulado por la autoridad. El precio de nudo de la potencia es fijado por la
Comisión Nacional de Energía (CNE) y corresponde al costo de capital de una turbina a gas. El
precio de nudo de la energía se fija cada seis meses usando un modelo simple de programación
dinámica estocástica llamado GOL (Gestión Optima del Laja) y corresponde al costo marginal
esperado del sistema en los próximos 48 meses, incluyendo los costos de falla en casos que el
modelo prediga racionamiento. En la figura 3.3 se puede apreciar la variación trimestral del
precio de nudo y precio spot entre los años 1986 y 1999. Más adelante este gráfico nos ayudará
a mostrar las notables variaciones del precio spot durante la crisis.
Figura 3.3: Variación trimestral precios spot y nudo años 1986 – 1999.11
Cabe señalar que el precio de nudo debe mantenerse en un margen de 10% respecto a los
precios libres.
11 Fuente: CDEC y CNE vía A. Galetovic, Estudios Públicos 80, 2001 [5]
16
El mercado eléctrico chileno está estructurado en torno a cuatro instituciones principales, un
operador del sistema (CDEC), la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Ministerio de
Economía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
• CNE. La Comisión Nacional de Energía estudia y propone regulaciones, calcula precios
regulados (el precio de nudo y las tarifas de distribución eléctrica) y asesora
técnicamente al gobierno. Además, es la que habitualmente propone los cambios
regulatorios. Es importante notar que la CNE regula y asesora al gobierno, pero no tiene
facultades para hacer cumplir las reglas, para zanjar disputas en la operación del sistema
o para dictar medidas frente a una crisis (por ejemplo, decretos de racionamiento).
• CDEC. El Centro de Despacho Económico de Carga incluye a todos los generadores
con más de 2 % de la capacidad instalada y a las compañías de transmisión con más de
100 km de líneas. Es el encargado de coordinar y planificar la operación del sistema y el
responsable de la seguridad de abastecimiento. Debe informar a los generadores de las
condiciones de oferta y demanda, coordinar la mantención de centrales y verificar el
cumplimiento de las normas de operación. Finalmente, el CDEC debe determinar el
precio spot al cual se valoran las transferencias entre generadores.
• Ministerio de Economía. El Ministerio de Economía aprueba las tarifas propuestas por
la CNE. Adicionalmente, le caben dos roles que son de particular importancia durante
una crisis: decretar los racionamientos y zanjar las divergencias que surjan en el CDEC.
En ambos casos, la ley le obliga a solicitar previamente un informe técnico a la CNE.
• SEC. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles es una agencia supervisora
independiente que reporta directamente al Presidente de la República y que fiscaliza el
cumplimiento de las normas. Entre sus obligaciones está el verificar el cumplimiento
con los estándares de calidad impuestos por la ley e investigar las causas de los
apagones.
17
3.2 Crisis eléctrica
La sequía que sufrió el centro de Chile en 1998 fue, aparentemente, la mayor de ese siglo. En
consecuencia a la composición mayoritariamente hidráulica del SIC, no resulta extraño que se
haya producido un déficit de energía. Cabe señalar, que algunos analistas argumentan que los
déficit de energía son inherentes a todo sistema eléctrico con alta concentración hidráulica.12
Sin embargo ello no significa que en dichos sistemas deban producirse cortes de electricidad.
Si bien la escasez de energía se hizo evidente ya en julio de 1998, los déficit y cortes de
suministro ocurrieron únicamente durante noviembre de 1998 y entre abril y junio de 1999. De
acuerdo a la CNE, el déficit agregado fue un poco menos que 450 GWh repartidos en 81 días.13
Para formarse una idea de la magnitud del déficit, se tiene que el consumo en 1999 fue cercano
a 27.000 GWh y el consumo durante un día normal es de alrededor de 80 GWh. A continuación
se describen los motivos materiales de la crisis: [5]
• Bajo nivel inicial de embalses. En la figura 3.4 se puede apreciar las reservas
energéticas en los distintos embalses desde el primer semestre de 1994 hasta el segundo
semestre del año 2001.
Figura 3.4: Energía embalsada 1994 – 2001.14
12 Véase [5] y [6] 13 El déficit fue de 76 GWh en noviembre, 160 GWh en abril, 134 GWh en mayo y 79 GWh en junio. (Fuente: CNE) 14 Fuente: CNE
18
Se ve que en enero de 1998, las reservas ya eran bajas (3.650 GWh), luego
disminuyeron durante todo ese año y permanecieron muy bajas hasta mediados de 1999.
El Laja es con holgura el mayor embalse del sistema. La cantidad de agua se mide por
su cota en metros sobre el nivel del mar. El lago está lleno cuando la cota es de 1.368
mts., mientras que el lago está casi vacío cuando la cota alcanza 1.310 mts. Como se
puede apreciar en la figura 2.5, el agua del Laja casi se acabó en 1997. El invierno de
1997 fue particularmente lluvioso a consecuencia de El Niño, pero sólo alcanzó para
llenar un tercio del embalse. En consecuencia, en enero de 1998 la cota era de 1.330
mts.
Figura 3.5: Cota del lago Laja 1996 – 1999.
• Uso acelerado del agua embalsada. Como se dijo anteriormente, el nivel del lago Laja
cayó aceleradamente durante la primera mitad de 1998. Las centrales El Toro y Antuco
fueron utilizadas a plena capacidad desde mediados de febrero y la cota llegó a 1.316
mts. en junio. El nivel del lago Laja cayó aún más cuando el gobierno, representado por
el Ministerio de Obras Públicas (MOP), vendió agua equivalente a 316 GWh destinada
a riego. Esta agua se usó íntegramente en julio y agosto, por lo que en septiembre la
cota llegó a 1.310 mts. Adicionalmente, el MOP vendió el equivalente a 200 GWh de
agua del embalse del Maule, la que también se usó en julio y agosto.
• Sequía prolongada y falla en la central Nehuenco. La sequía de 1998-99 fue la más
severa desde 1940 y tal vez la mayor del siglo anterior. La sequía dio lugar a una menor
acumulación de nieve en la cordillera, lo que hizo prever una menor cantidad de agua
disponible durante los deshielos que debían ocurrir entre octubre y marzo. De esta
forma, ya en agosto de 1998 era posible anticipar serios problemas de abastecimiento
hasta mediados de 1999. Por otra parte, la central de ciclo combinado Nehuenco, con
19
una potencia de 370 MW y capaz de generar alrededor del 10% de la energía
demandada anualmente, estaba programada para entrar en servicio en julio de 1998,
pero por problemas técnicos su ingreso fue sucesivamente postergado hasta diciembre
de 1998 y luego tuvo una importante falla en marzo de 1999, que la dejó fuera por el
resto de la crisis. Si Nehuenco hubiera entrado en funcionamiento a plena capacidad
desde noviembre, hubiera producido alrededor de ocho GWh al día. Una estimación
indica que los 81 días de déficit se hubieran reducido a sólo 26. Además, grandes
cantidades de agua embalsada no se hubieran usado si Nehuenco hubiese podido entrar
durante la primera mitad de 1998, tal como fue anunciado originalmente. En
conclusión, sin la falla de Nehuenco y la sequía extrema la crisis no hubiera ocurrido.
Esto es fundamental para darse cuenta que no se puede atribuir la crisis a que las
empresas hayan invertido muy poco.
Las causas materiales de la escasez energética son muy claras, pero ellas no justifican que en un
sistema eléctrico se produzcan racionamientos eléctricos. Los cortes de energía que se
produjeron en Chile en 1998 y 1999 indican que el modelo no funcionó y no fue capaz de
asignar la energía en forma eficiente. Según [1] hubo 4 aspectos que entorpecieron el correcto
funcionamiento del mercado, estos son:
- rigidez de precios
- actuación lenta y poco decidida de las autoridades
- disputas entre las empresas generadoras al interior del mercado
- actuación poco independiente del operador del sistema (CDEC)
El costo que enfrentan los consumidores regulados en Chile es el precio de nudo más un cargo
por distribución. Estos precios no incluyen contingencias, debido a su forma de calculo que es
cada 6 meses y son una estimación de los costos de largo plazo del sistema. Entonces, para
enfrentar situaciones de escasez, la legislación establece las compensaciones por energía no
servida. La manera en que la ley establece las compensaciones para los clientes regulados es a
través del kilowatt/hora, lo cual es eficiente desde el punto de vista económico para incentivar a
los consumidores que valoran menos la energía que el costo de falla, siendo el costo de falla
mayor que el de la energía. Así, un consumidor de estos, estará dispuesto a dejar de consumir
energía a ciertas horas del día dado que no valora esta más que el costo de falla asignado a la
misma. Lo contrario sucede para las empresas que seguro que valoran más la energía que el
costo de falla.
20
Este aval para los consumidores no era tal, ya que la ley establecía que de darse un año más seco
que el más seco de la serie utilizada para calcular los precios de nudo, no debería haber
compensaciones, no estableciendo ningún mecanismo alternativo.
Esto hizo que el mercado quedara sin ninguna señal de precio contingente para sus
consumidores. Incluso, durante el periodo de escasez los precios de nudo bajaron su valor en
cerca de 20% (ver figura 3.3 – sección 3.1). En parte, esta reducción se debió a que las
autoridades previeron un aumento en la oferta de las centrales termoeléctricas con la llegada del
gas natural. Como el precio de nudo se calcula a base de las centrales ya existentes como con las
a existir a futuro, el precio de nudo fue deprimido incluso antes de que la nueva oferta estuviese
en operación. Se puede pensar que esta reducción fue innecesaria dado que los planes de obra
mostraban que estas inversiones no se ejecutarían dentro del corto plazo o, por lo menos, en un
futuro muy cercano.
Un segundo efecto de la caída del precio de nudo es que ella le señaló a los consumidores que
no debiesen reducir sus demandas. Por el contrario, las fijaciones del precio de nudo
incentivaron el aumento en el consumo y, lo que es más grave, ellas dieron la señal equivocada
precisamente en el instante en que se sabía que la sequía era muy grave (octubre de 1998).
Por otra parte, durante la crisis se produjeron divergencias al interior del mercado relacionadas
con el precio al que debía valorizarse la energía intercambiada entre empresas generadoras
(mercado spot), situación que la autoridad no pudo manejar, teniendo las atribuciones para ello.
La legislación chilena entrega grandes responsabilidades a los reguladores en tiempo de crisis.
La mayor de ellas es determinar el estado de racionamiento. En septiembre de 1998 el gobierno
fue advertido de la necesidad de decretarlo, sin embargo debido al costo político que ello
implicaba no lo hizo sino hasta noviembre de ese año, cuando ya se habían producido cortes de
energía.
21
4. Problemas del mercado eléctrico chileno
4.1 Señales de precios a los consumidores y poder de mercado
En los mercados regulados existe una suerte de control donde se indican los precios, el nivel de
consumo, la inversión, etc. Si el mercado se desregula es remplazado inmediatamente por el
precio, mecanismo correspondiente a un mercado liberalizado. Son estos los que indican los
niveles de inversión que el mercado necesita para balancearse, la cantidad a producir, etc. No
obstante, en la realidad, es difícil encontrar un mercado eléctrico donde los precios cumplan
estas funciones.
En un mercado eléctrico, es muy difícil que los consumidores puedan tantear el verdadero valor
o, mejor dicho, el costo real de la energía. Esto explica su comportamiento de consumo en
periodos de escasez, el que está fuera del nivel de la crisis. Los precios minoristas fijos son
permisivos para que se ejerza poder de mercado por parte de las centrales generadoras ya que al
no haber elasticidad de la demanda, estos pueden incrementar los precios sin sufrir bajas en el
consumo.
Para evitar racionamientos, y mejor aún, crisis de escasez, se requieren de precios más flexibles
para que el mercado se adapte a las condiciones de oferta. Más aún, en mercados eléctricos se
requieren en su preferencia esquemas de contratos que aseguren a los agentes contra la
volatilidad intrínseca de los precios spot.
En la crisis chilena, el sistema de precios se vio alterado por las limitaciones existentes a las
compensaciones y por la actuación vacilante de las autoridades Chilenas. A modo de suplir la
crisis, se impusieron racionamientos iguales para todos, con la consecuente desconsideración
que los clientes adeptos a las empresas no deficitarias, pudiesen estar pagando por ese servicio
en cuanto a la calidad de este. Con las marcas de la crisis, se reformó la Ley para establecer
compensaciones a todo evento, lo que implica imponer a las empresas la obligación de
compensar cuando se den hidrologías que no están consideradas en el cálculo de sus precios.
Aún cuando esta medida arregla técnicamente el problema, no parece razonable dada la
categoría de “situación forzosa” en algunos casos.
Por otro lado, a nivel de las empresas mayoristas del sector se da una especie de paradoja en
cuanto al papel que juegan estas empresas. El sistema actual supone un mercado mayorista
competitivo siendo que casi el 100% de la potencia instalada pertenece a los principales grupos
22
dentro del SIC. Así, los supuestos de competencia perfecta sin barreras de entrada a la
generación y con empresas atomizadas resultan ser bastante discutibles en la práctica. Además,
faltan herramientas de mercado que permitan a los generadores cubrirse de los riesgos de la
volatilidad de precios.
4.2 Institucionalidad y estructura del mercado
No cabe duda que la regulación del sector esta incompleta y que existe a su vez una importante
contradicción en los planes reguladores en la actualidad para enfrentar a una crisis y la
capacidad que poseen las empresas de seguirlos eficientemente, según el estado. A
continuación, se detallan algunas de las fallas del sistema actual que golpean fuertemente en la
transparencia de la operación.[13]
• Falta de transparencia en la operación del mercado spot. En este mercado concurren
las empresas mayoristas que requieren, por una u otra razón de disponibilidad de
energía, satisfacer la demanda adquirida por los consumidores. Acá interactúan los
generadores hidráulicos y térmicos, y entre ambos compensan la escasez de uno u otro
mayorista. Esta tarea está coordinada por el CDEC, que incluye a los representantes que
poseen la mayor potencia en el país (generadores que poseen sobre 60MW). Lo que
entonces ocurre, es que se incluye en su mayoría sólo a la oferta, lo que deja de lado a
una parte importante capaz de aportar de dinamismo, competitividad y eficiencia como
ocurre con el caso de grandes clientes, transmisores y distribuidores. Esto, sin duda, le
resta transparencia.
• Practicas anticompetitivas facilitadas por integración vertical. Las prácticas
discriminatorias en contra de generadores rivales no relacionados aumentan los costos
marginales de largo plazo de estas empresas lo que finalmente tiene como consecuencia
mayores precios de la energía que pagarán los consumidores, extracción de rentas
monopólicas y asignación ineficiente de recursos.
• Acceso libre y eficiente a las redes de transmisión y distribución no garantizados en su
totalidad. La falta de claridad en precios y calidad de acceso a transmisión, dan cabida
al comportamiento oportunista por parte del monopolio transmisor, lo cual genera
señales inadecuadas para las inversiones independientes en esta área. Asimismo, la
ausencia de precios de transporte de bajo voltaje claros y accesibles permite que las
distribuidoras discriminen entre consumidores regulados y grandes clientes, lo cual
23
reduce la competencia al interior de una zona de concesión, ya que parte del mercado de
los grandes clientes queda cautivo de la distribuidora.
• Barreras a la entrada por alto riesgo para potenciales entrantes. Potenciales nuevos
generadores difícilmente tienen la posibilidad de armar una cartera importante de
clientes libres, lo que debería llevarlos a operar por un tiempo largo en el mercado de
corto plazo. El mercado spot tiene una alta volatilidad en sus precios, además de no
operar con contratos de respaldo explícitos y aparentemente con muchas dificultades
para hacer exigibles los pagos entre generadoras. Esto conlleva un riesgo demasiado
elevado para los potenciales entrantes, quiénes castigan en demasía sus flujos al evaluar
la decisión de entrada en la industria. En cuanto al mercado minorista existen ciertas
falencias relacionadas con la eficiencia económica del mercado.
• Ausencia de libre elección y oferta poco diversificada. No existe un mercado
competitivo a nivel de minoristas, ya que las distribuidoras son monopolios que actúan
por sectores. La poca y nada competencia en el sector de distribución y
comercialización, no genera incentivos para desarrollar nuevos productos, que en este
caso se relacionan con la calidad del servicio entregado según las necesidades
individuales de los consumidores.
• Asimetrías de información. En Chile se ocupa un mecanismo llamado competencia
subrogada a modo de que el regulador pueda fijar una tarifa socialmente óptima al
distribuidor. Esta consiste en determinar la eficiencia del minorista, con respecto a la de
una compañía ficticia que se simula con modelos matemáticos. El problema de esto es
que es muy complejo el proceso de búsqueda de la información fidedigna y, por lo
tanto, se tiende a ocultar información por parte del distribuidor. Así este puede obtener
rentas extraordinarias únicamente ocultando información relevante. Esta anomalía se
agrava con la escasez de competencia.
• Rentas monopólicas en servicios anexos no regulados. Hay una serie de servicios
anexos a la comercialización tales como la medición, facturación y mantenimiento que
podrían ser ofrecidos de manera competitiva. A pesar de esto, la Ley otorga, sin
regulación alguna, la ejecución de estos a las distribuidoras con lo cual se puede llegar a
cobrar precios monopólicos en ausencia de competencia por estos servicios.
24
4.3 Ley corta, discusión y problemas
A mediados del año 2002 el gobierno envió al Congreso el proyecto que regula al sector
eléctrico, la “Ley corta” 15, el grueso del proyecto consiste en modificar la regulación de la
transmisión, y es la primera parte de la segunda gran regulación que sufre el sector eléctrico
chileno. Posteriormente se espera un cambio en el reglamento y otras reformas que vendrían
incorporadas en la denominada “Ley larga”.
El proyecto propone sustituir el procedimiento privado de tarificación y expansión de la
transmisión actual por regulación formal. Cada cuatro años se encargaría un estudio
internacional para tarificar y planificar el sistema de transmisión. El estudio sería supervisado
por un comité de dos transmisores y dos representantes del regulador. Finalmente el regulador
fijará los peajes, decidirá cómo se expandirá el sistema, y designará a la empresa encargada de
ejecutar cada proyecto. Entonces, la ley corta le da autoridad formal al regulador (la CNE y el
Ministerio de Economía) para fijar peajes, planificar la expansión del sistema y asignar obras a
determinadas empresas de transmisión. Sin embargo, la autoridad formal difiere en ocasiones de
la “autoridad real”, la que reside en quién está suficientemente informado para influir las
decisiones. Los agentes informados que participan más activamente en el proceso son el
consultor internacional y los dos representantes de las empresas de transmisión. Se excluye al
restante agente informado de este proceso, los generadores. Esta asignación de la autoridad
formal y real tiende a favorecer la sobreinversión 16 por las razones que se presentan a
continuación: [7]
• Se concentra prácticamente todo el poder de decisión en tres agentes que no pagan por
las líneas: el consultor que hace el estudio; el regulador; y las empresas de transmisión.
• El transmisor se beneficiará sobreinvirtiendo porque se regula con una tasa de retorno
superior a su tasa de costo de capital; este podrá influir en las decisiones de expansión a
través de sus representantes en el comité.
• Por el lado del regulador, no es necesariamente cierto que quiera invertir más allá de lo
socialmente eficiente, sin embargo, es sabido que los reguladores tienden a favorecer
sistemas seguros para evitar los cortes, que suelen ser políticamente molestos. 15 Para mayor detalle de la estructura de ley corta véase [8], CNE: “Nueva ley General de servicios eléctricos” en http://www.cne.cl o “Informe Final: Ley corta”, Students Reaserch, 2002 en http://www.ing.puc.cl/power 16 “Sobreinversión” significa que se invertirá más de lo socialmente eficiente en el sistema de transmisión.
25
• Por último, el consultor internacional se asegura que será independiente (art. 71º-16, no
pueden haber recibido más de 120% de sus ingresos del transmisor que esta siendo
regulado en los últimos dos años). Pero los consultores se elegirán entre los
especialistas del sector, y la teoría económica sugiere que sus intereses tenderán a
coincidir con los de las empresas de transmisión en general. Esto es, un informe que
sea duro con los transmisores chilenos probablemente será un antecedente en contra
para optar a negocios con transmisores regulados en el resto del mundo.
Un defecto adicional del proyecto de ley es que, además de optar por la planificación
centralizada del sistema, descarta la posibilidad de usar competencia para expandirlo. Sin
embargo, sería posible introducir competencia para expandir el sistema adjudicando las líneas a
quién las financie y construya por el menor peaje anual.
La ley corta también modifica la distribución de los peajes, que actualmente son íntegramente
de cargo de los generadores. El proyecto propone que el 50% del peaje de cada línea se repartirá
entre los generadores que la usen y el restante 50% entre los consumidores. Asignarles el 50%
del pago de cada línea a los consumidores debilita las señales de localización de centrales y
subsidia a las que se instalan alejadas de los centros de consumo, por la simple razón que un
proyecto intensivo en transmisión pagará a lo más un 50% de las líneas. Es conveniente asignar
el 100% del pago de transmisión a los generadores y diferenciar los cargos por localización de
las centrales de modo que las expansiones sean pagadas por quienes las causan.
Además, la ley corta le garantiza al transmisor el pago de cada línea que forme parte del sistema
troncal. Este mecanismo es muy similar a la regulación por tasa de retorno. A los activos que
formen parte del sistema troncal se les garantiza un retorno fijo de 10% real anual. Una vez que
los activos se inviertan, y mientras permanezcan en el sistema troncal, se valorarán a valor de
reemplazo cada cuatro años, independientemente si quedan o no obsoletas.17 Esto implica que el
método de regulación propuesto se asemeja al de la tasa de retorno, porque a los activos del
transmisor se le garantiza su remuneración mientras permanezcan en el troncal. Este método de
regulación tiene muchos defectos, conocidos desde hace más de 40 años y uno de los
principales es que estimula la sobreinversión si la tasa de retorno otorgada por la regulación es
mayor que la tasa de costo de capital de la empresa.
17 Aún no se sabe que líneas formarán parte del sistema troncal, pero son: “ [...] las líneas y subestaciones eléctricas que sean necesarias para el funcionamiento competitivo del respectivo sistema eléctrico [...]” (Art. 71º-2)
26
5. Soluciones propuestas post -crisis.
5.1 Precios eléctricos flexibles
Uno de los problemas mencionados en el capítulo 4 es que no se han establecido sistemas de
precios minoristas flexibles que permitan al mercado realizar un equilibrio eficiente entre oferta
y demanda en el corto plazo. Esto queda en evidencia cada vez que se vive una situación de
escasez. En [9] se estima que las pérdidas económicas asociadas a la inflexibilidad de los
precios del mercado chileno están en el rango de 5 – 10 %. Además se requiere una capacidad
30% superior que en caso de precios flexibles.
El interés de transmitir a los consumidores el precio real de la electricidad ha sido una
preocupación desde el inicio del desarrollo de los sistemas eléctricos interconectados. Se han
desarrollado numerosas fórmulas tarifarias para este efecto. Antes de los 70, las empresas
eléctricas consideraban la demanda como variable exógena incontrolable, y el desafío era poder
predecir su evolución y responder a ella. Sin embargo, en los 70 y 80 estas predicciones se
hicieron cada vez más difíciles y se produjeron, particularmente en EE.UU., importantes
desequilibrios entre oferta y demanda. Esto llevó al desarrollo en los años 80 de esquemas de
“administración de la demanda” (load management), que buscaron crear señales de precios
flexibles que estimularan un adecuado comportamiento horario del consumo, buscando “reducir
las puntas y llenar los valles”, reflejando el real costo de producir energía hora a hora. El énfasis
se centraba fundamentalmente en el control del consumo, desarrollándose equipamiento
especial de control y medición.
A comienzos de los 80 se formula y desarrolla el concepto de spot pricing, que busca entregar a
la demanda y a la oferta una señal de precios que refleje tanto su variación horaria como
geográfica (el costo de abastecimiento depende de la ubicación física del consumo), y que
además, lleve explícitos sus atributos de calidad y seguridad.
Los actuales procesos de desregulación y reestructuración del sector eléctrico a nivel mundial
han reactivado el interés por esquemas de precios más flexibles. Por ejemplo, los desarrollos de
California y Australia buscan crear la mayor flexibilidad posible al consumidor final (al menos
después de un periodo crítico, en el caso de California), de modo que éste, enfrentado a precios
variables, tenga total libertad para, a través de contratos bilaterales con proveedores o
comercializadores que compiten entre ellos, adecuar su consumo a los cambios o protegerse a
través de contratos por diferencias de las variabilidades que ello implique.
27
La implementación de precios más flexibles pareciera tener un importante costo político, en la
medida que el consumidor residencial o comercial puede no estar dispuesto a enfrentar la
variabilidad y los riesgos que ello implique. Sin embargo, el desarrollo de intermediarios y
comercializadores que interactúan con las partes puede facilitar el desarrollo de esquemas más
flexibles, beneficiando tanto a consumidores como proveedores de la energía.
Idealmente, el esquema de precios debiera ser lo suficientemente flexible como para acomodar
constantemente cambios en la oferta y demanda tal que los precios y costos marginales (de corto
plazo) sean siempre iguales. Sin embargo, los costos marginales en sistemas eléctricos varían
minuto a minuto, lo cual plantea un claro trade-off entre eficiencia y costos de transacción18.
Aun si los costos de transacción son altos, los precios mensuales proveen una importante
ganancia de bienestar relativo a precios uniformes.
Los procesos desregulatorios a nivel mundial han estimulado la innovación tecnológica en
sistemas electrónicos “inteligentes” de medición y control a nivel de consumidor final, haciendo
practicables, en términos económicos, la utilización de precios aún más flexibles como
tarificación horaria.19
5.2 Regulación eficiente e instituciones independientes
En las crisis eléctricas analizadas, California (2000-2001) y Chile (1998-1999), las agencias a
cargo del sector eléctrico no eran independientes del gobierno, por lo que sus actuaciones
respondieron más a criterios políticos de corto plazo que a decisiones técnicas y económicas. Es
común que las medidas correctas desde el punto de vista técnico y económico vayan en contra
de los intereses políticos de corto plazo de los gobernantes, por lo que no es esperable que
instituciones dependientes de un gobierno tomen las decisiones correctas de largo plazo, en una
situación de crisis energética. Subir los precios a los consumidores finales o decretar un
racionamiento son medidas impopulares, por lo que resulta muy difícil pensar que las
autoridades políticas estarán dispuestas a decretarlas aun cuando va en contradicción de su
interés político. Es más resulta injusto exponer a las autoridades políticas a una carga semejante.
En [1] se propone que el organismo encargado de las políticas energéticas (CNE), sea
independizado del gobierno de turno y se establezca como un cuerpo autónomo, con su directiva
formada por periodos fijos por el Congreso.
18 Costos de informar y medir a los consumidores finales. 19 Ver Montero-Rudnick, Precios Eléctricos Flexibles [9]
28
La lección de las crisis estudiadas es que la desregulación de mercados eléctricos es un proceso
dinámico, que requiere de instituciones independientes y flexibles, capaces de responder en
forma rápida y efectiva ante las nuevas condiciones del mercado. Para ello, la independencia de
las instituciones a cargo de las políticas energéticas del gobierno de turno es fundamental.
Al desregular mercados eléctricos, se han creado instituciones centrales que realizan la
operación del mercado. En California fueron el ISO y PX, y en Chile el CDEC. La
conformación y la dirección de estas instituciones son fundamentales para que el
funcionamiento del mercado sea independiente de los intereses de los participantes. La
operación de un sistema eléctrico requiere del concurso y del consenso de todos sus agentes, por
lo que se requiere que la institución que lo gobierna, sea capaz de imponer criterios comunes o
al menos de hacer cumplir los reglamentos que los rigen.
Las características del sistema autorregulado que rigen al CDEC chileno han demostrado no
funcionar por la poca contraposición de intereses en su interior, que no permite garantizar la
independencia de los esquemas de operación de los intereses comerciales de las empresas. En
[10] se propone incorporar representantes de otras clases de agentes, como transmisores,
distribuidores y grandes usuarios permitiendo una contraposición de intereses más amplia. La
participación del regulador con voz pero sin voto es importante para mantenerlo informado de la
situación existente al interior del “OED”20 (CDEC).
Por otra parte, el proyecto de la “ley corta” parte de una premisa correcta, es decir, que un
sistema de transmisión eficientemente expandido requiere cierta coordinación entre los
generadores, transmisores y consumidores. Sin embargo, según [7] se eligen mecanismos
inadecuados para lograrlo, como la planificación centralizada por agentes que no pagan por las
expansiones; la regulación directa de las expansiones, cuando podrían ser asignadas y
tarificadas competitivamente mediante licitaciones; señales de localización débiles al traspasarle
explícitamente el 50% de los peajes a los consumidores; la autoridad formal del regulador para
fijar tarifas y forzar expansiones del sistema. También se abandona el principio que unifica a
toda regulación de monopolios naturales en Chile, a saber que los usuarios sólo deben pagar por
instalaciones eficientemente dimensionadas para servir la demanda efectiva. Los sustituye por
un mecanismo de regulación obsoleto, la regulación por tasa de retorno, que aumenta las
consecuencias de la información asimétrica (el regulador siempre está peor informado sobre los
20 En [10] se le denomina OED al Organismo Encargado del Despacho, organismo que programa la operación de las unidades generadoras del sistema en forma independiente de los contratos de las empresas, buscando el óptimo económico y respetando las restricciones de seguridad definidas por la autoridad.
29
costos de la empresa). Así, uno de los defectos más importantes del proyecto es que el
transmisor obtiene utilidades sobreinvirtiendo, esto es por la tasa de retorno de 10%, que es
mucho mayor que la tasa libre de riesgo (del Banco Central) y del costo real de capital de la
transmisión. Por esto en [7] se proponen algunas modificaciones al proyecto que corregirían
algunos defectos importantes:
- La tasa de descuento debe anclarse en libre de riesgo (la de un pagaré del Banco Central
a 20 años) e incluir un premio que guarde relación con el riesgo impuesto por el
mecanismo regulatorio. Se debe corregir este defecto porque la tasa de 10% no sólo
implica pagos más altos por parte de los consumidores, sino que es e l principal
estímulo a la sobreinversión.
- La decisión de expandir el sistema deberían tomarla quienes lo pagan. Esto se puede
lograr radicando el 100% del pago del sistema en los generadores, ligando los pagos a la
localización e intensidad en el uso de transmisión de cada central. Se debe excluir al
regulador del comité que decide las expansiones. También es necesario evitar
mecanismos de decisiones colectivas que les permitan bloquear las expansiones a los
generadores que pierdan comercialmente con la entrada de una nueva línea.
- Es conveniente que los generadores paguen el 100% del sistema porque de esta forma el
transmisor enfrentaría a agentes de similar tamaño; por contraste, los costos de
organización de los consumidores son prohibitivos, y la teoría económica pone en duda
que el regulador represente sus intereses adecuadamente.
- Independientemente si se opta o no por planificar centralmente, las nuevas líneas
deberían licitarse por menor peaje cada vez que sea posible, sin excluir a los
transmisores existentes de la licitación21.
- Es muy importante definir que una línea de inyección (por ejemplo: la interconexión
SIC-SING, SIC-SADI o las centrales ubicadas en Aysén)22 sean pagadas íntegramente
por quienes inyectan. De lo contrario, se subsidiará (literalmente) la expansión del
sistema con centrales ubicadas lejos de los centros de consumo.
21 Posiblemente puede resultar conveniente que el regulador fije máximos de referencia para modelar las consecuencias de una eventual colusión. 22 Para mayor detalle de las interconexiones SIC-SING y SIC-SADI, véase Students Reaserch, 2002 en http://www.ing.puc.cl/power
30
6. Casos de estudio
En el siguiente capítulo se presentan algunos temas que son significativos en el futuro del
mercado eléctrico chileno, los cuales serán incluidos o no dentro de las reformas, el objetivo es
mostrar que la reestructuración del mercado trae consigo variables que deben ser muy bien
evaluadas.
6.1 Bolsa de Energía
Uno de los más importantes cambios que propone la eventual “Nueva Ley General de Servicios
Eléctricos” presentada por la CNE,23 es la modificación de la actual estructura del mercado
eléctrico; pasando desde la estructura tipo pool actual (con costos auditados) a una nueva
basada en contratos bilaterales físicos y una Bolsa de Energía. Asimismo, la normativa
introduce nuevos agentes del mercado, principalmente la figura de comercializador, y desde un
punto de vista operativo la de un operador de mercado.
Una Bolsa de Energía es una entidad que recibe ofertas por la compra y venta de energía y
establece la casación entre ellas (ejemplo: PX en California). La experiencia internacional
muestra que una Bolsa de Energía puede adquirir estructuras muy variadas. Pero en general se
pueden reconocer las siguientes características [11]:
• Los productos transados en una Bolsa de Energía son estandarizados, de manera de
facilitar el proceso de entrega de ofertas de compra y venta y el posterior cálculo del
precio de mercado
• El traspaso de información entre agentes es mucho más reservado en el caso de una
Bolsa de Energía
• Generalmente una Bolsa de Energía no decide el despacho final de las unidades de
generación y sus resultados con respecto a la producción de energía tienen un carácter
de plan de despacho preliminar, tampoco considera en forma detallada aspectos
técnicos de la operación del sistema, como servicios complementarios, congestión, etc.
• El enfoque central de una Bolsa de Energía es comercial, a diferencia de una
estructura clásica de Pool centrado en la operación económica y segura del sistema.
23 Véase CNE: “Nueva Ley General de Servicios Eléctricos”, Septiembre, 2000, http://www.cne.cl .
31
• Los dos últimos puntos hacen necesaria la participación de un operador de red para
implementar técnicamente los resultados de la Bolsa de Energía.
La actual propuesta de ley de la CNE introduce el concepto de Bolsa de Energía, la cual
adquiriría una modalidad muy similar al caso español24 en base a mercados de corto plazo y
contratos bilaterales físicos25. La bolsa elaboraría una programación preliminar de la operación
del sistema, la que sería corregida por el operador de la red de acuerdo a las disponibilidades de
transmisión y generación, así como de las reservas operativas necesarias para mantener la
confiabilidad del sistema en un rango aceptable. Sin embargo la crisis de California generó un
ambiente de incertidumbre frente a la propuesta de la autoridad. Por este motivo se deben tener
presentes variados factores antes de implementar una Bolsa de Energía en le mercado eléctrico
chileno.
En [11] se concluye que de las experiencias a nivel mundial de la operación de las Bolsas de
Energía se deben abordarse en profundidad los siguientes puntos para tener una evaluación
realista de la implementación de la Bolsa de Energía en Chile:
• Es importante definir la relevancia que tienen las restricciones técnicas de la operación
de la red eléctrica. Si no son importantes, la tendencia es a implementar una Bolsa de
Energía, la cual determina la programación horaria en base al mercado exclusivamente.
Bajo este esquema generalmente se considera un modelo uninodal de la red.
• Si las restricciones juegan un rol importante, por ejemplo congestión o reservas, la
tendencia es a instaurar un sistema más complejo, en el cual las ofertas y la casación se
contrastan con el operador de red en un proceso que puede tener varias etapas o
iteraciones. De esta forma, del resultado de la interacción entre el operador del mercado
y el operador de la red se determina la viabilidad de las transacciones. Este esquema
requiere necesariamente de una modelación multinodal de la red.
• Se espera una fuerte interdependencia entre los operadores de mercado y de red, aunque
sus funciones son muy distintas.
24 Véase Mercado Eléctrico Español http://www.mercaelectrico.comel.es . 25 Una explicación de contratos bilaterales físicos y financieros se realiza en este capítulo.
32
Además, la componente hidrológica del sistema chileno tiene tres efectos importantes:
variabilidad, dependencia de centrales en cascada y potencial que poseen los grandes embalses
(con capacidad de regulación interanual).
Otro punto que debe ser tomado en cuenta para la creación de una Bolsa de Energía, es la
concentración horizontal que hoy existe en el sector generación, particularmente en el SIC, esta
es bastante más alta que la concentración en California en 1998. La evidencia empírica indica
que a estos niveles de concentración existe una seria posibilidad de que los precios en la Bolsa
de Energía sean manipulados por las empresas vía restringiendo generación. Esto al menos en el
corto plazo, debido a que el mercado no es perfectamente desafiable26 debido a que hay rezagos
en la entrada de firmas generadoras (toma un mínimo de tres años construir y poner en servicio
una planta generadora), por la magnitud de los costos hundidos y la existencia de diversos tipos
de barreras a la entrada.
En ese sentido, es necesario avanzar, en forma previa a la creación de la Bolsa de Energía, hacia
una profundización del mercado, un aumento de su desafiabilidad y una mayor utilización de
contratos de suministro de largo plazo acordados libremente entre los agentes. Todo esto para
promover un mayor grado de competencia en generación que eventualmente podrá llevar a una
desregulación de los precios.
6.2 Contratos bilaterales
6.2.1 Contratos bilaterales físicos.
En un mercado basado en contratos bilaterales físicos, suministradores y consumidores
establecen libremente relaciones de tipo comercial, ya sea en forma directa o a través de un
comercializador. Estas relaciones se basan en un intercambio directo de ofertas entre los
participantes del mercado.
Lo que caracteriza a un contrato bilateral físico es su relación directa con el despacho de la
operación resultante. Mediante el contrato de abastecimiento de energía, el suministrador
asegura la inyección en el sistema de la potencia especificada en un plan de operación, por parte
de sus unidades de generación. A su vez, las cargas administradas por el consumidor que toma
26 Véase R. Silva, apuntes Mercados Eléctricos 2003.
33
parte en el contrato, deben orientar sus consumos a la potencia especificada en el plan de
operación antes mencionado.
En este caso, las funciones del operador del sistema y el operador del mercado se realizan en
forma integrada, generalmente por una sola identidad que toma ambos roles (como el CDEC).
Así en base a criterios predefinidos de seguridad y confiabilidad, el operador del sistema
determina la factibilidad y los servicios de red requeridos para la realización técnica del contrato
bilateral físico solicitado. Finalmente, utilizando una metodología establecida, se calcula el
peaje resultante para la transacción bilateral.
6.2.2. Contratos bilaterales financieros
En forma análoga a los contratos bilaterales físicos, los de tipo bilateral financiero son producto
de un libre intercambio comercial entre suministradores y consumidores, ya sea en forma directa
o a través de un comercializador. Sin embargo, desde el punto de vista de la operación del
sistema, los contratos bilaterales financieros no afectan el despacho de la operación, ya que ellos
tienen como objetivo manejar, acorde a una estrategia de mercado, el riesgo de variaciones
futuras del precio de la energía eléctrica.
Por lo anterior, este tipo de contratos sirve de complemento a la operación de los mercados y no
pueden constituir en forma única la organización de un mercado de electricidad.
En [14] se concluye que en un mercado con un nivel de contratos bilaterales físicos o
financieros adecuadamente alto puede asegurar que el ejercicio de poder de mercado se vea
restringido e incluso eliminado, obteniendo niveles de precios similares a los de despacho a
mínimo costo, es decir, se aseguran precios cercanos al competitivo. Además se comprueba que
en un mercado con una alta concentración de propiedad como es el SIC, es posible la
instauración de una Bolsa de Energía sin que exista poder de mercado, siempre y cuando se
asegure un alto nivel de contratación bilateral de largo plazo.
34
6.3 Nuevas tecnologías aplicadas a mercados eléctricos
Los desarrollos tecnológicos recientes que se están dando en electricidad con la aparición de los
llamados Sistemas de Generación Distribuidos, que abren la posibilidad de generar con plantas
pequeñas, ubicadas cerca de los centros de consumo y que pueden conectarse directamente a las
redes de distribución existentes o crear sus propias micro redes que compitan con las opciones
hoy existentes para los consumidores. Al aumentar la desafiabilidad de los mercados, este tipo
de desarrollo tecnológico también ayuda a mitigar los problemas de poder de mercado.
Las aplicaciones asociadas a la Generación Distribuida son:
• Tecnologías de Energías renovables. Basadas en recursos energéticos renovables, como
la energía solar o eólica.
• Dispositivos de respaldo para suministro de punta. Generadores de emergencia y
generadores locales de consumidores.
• Cogeneración. Sistemas en los cuales, por ejemplo, se aprovecha el calor generado en
algún proceso para generar electricidad en forma local.
• Generación local. Basada en microturbinas o celdas de combustible, el calor y la
electricidad son consumidas en el mismo lugar.
Las motivaciones que resultan para el uso de Generación Distribuída son variadas, entre ellas se
pueden nombrar:
- Permiten aumento de eficiencia en una industria, al aplicar cogeneración
- Apoyo local a la calidad de suministro, en especial lo referente a la regulación de
tensión y factor de potencia.
- Evitar o atrasar inversiones en refuerzos o incorporación de nuevas capacidades en los
sistemas de transmisión / distribución.
- Relevantes en zonas con alta densidad de población y tasas de crecimiento altas,
asimismo, es atractiva para zonas geográficas aisladas.
35
7. Conclusiones
En la realización de este trabajo se ha logrado concluir que para llevar a cabo una
reestructuración de un sistema eléctrico y más específicamente, para diseñar una estructura de
mercado eléctrico, se deben tomar en cuenta muchos factores y variables que se ponen en juego
en los sectores energéticos.
En Chile se está llevando a cabo la segunda gran reforma del sector eléctrico, lo cual presenta
una gran importancia para el futuro del sector, se deben tomar decisiones en las cuales están
involucrados agentes privados, es decir, las empresas de generación, transmisión y distribución,
y los entes reguladores, lo cual necesita imperiosamente de una coordinación significativa, ya
que el sistema chileno, dado su calidad de hidrotérmico, es sensible a los cambios climáticos,
por lo que se requiere de una estructura sólida y de reguladores eficientes.
Puntualmente, se concluye que el mercado eléctrico chileno necesita un esquema de precios
flexibles, que muestre a los consumidores finales el precio real de la electricidad; además se
requiere de una institucionalidad sólida e independiente, es decir, un ente regulador que no
tenga motivaciones políticas (sólo técnico / económicas), esto acompañado por un operador de
sistema y eventualmente un operador de mercado, independientes de los agentes directos que
participan en el mercado eléctrico.
Finalmente, la nueva normativa que se viene en marcha, debe ser estudiada y analizada por
expertos en el tema y evaluada siguiendo la experiencia internacional, esto en relación a la
Bolsa de Energía, a la figura del Comercializador y a las nuevas tecnologías que los sistemas de
potencia están desarrollando.
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Bibliografía
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aspectos relevantes para el nuevo marco regulatorio chileno, Memoria de Título, 2002.
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mercado chileno, Serie Informe Económico Nº129 Libertad y Desarrollo, Junio de 2002.
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Lecciones del racionamiento eléctrico en Chile, Informe Economía U. de Chile, Mayo 2000.
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críticos para su implementación en Chile, 2001.
[12] C. Díaz, A. Galetovic y R. Soto, Anatomía de una crisis eléctrica, Revista de Análisis
económico, Vol. 16, Nº 1, pp. 3-57, Junio 2001.
37
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Magíster, PUC, 2002.
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• A. Galetovic, J-C. Olmedo y H. Soto, Una estimación del costo social de eliminar los
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