ANÁLISIS DE SITUACIONES DE PODER DE MERCADO, EJERCIDO POR LAS GENERADORAS EN EL MERCADO ELÉCTRICO: APLICACIÓN N AL CASO CHILENO

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1 ANÁLISIS DE SITUACIONES DE PODER DE MERCADO, EJERCIDO POR LAS GENERADORAS EN EL MERCADO ELÉCTRICO: APLICACIÓN N AL CASO CHILENO Estudio basado en el trabajo realizado por M.S. Arellano (MIT), 2002 Profesor Guía: Dr. Juan M. Zolezzi Cid Alumno: Luis G. Silva Lisboa OBJETIVO GENERAL Estudiar situaciones de posición n dominante por parte de las generadoras y las consecuencias de dichas acciones para el resto de los agentes del mercado y para la sociedad, destacando los efectos y características de este fenómeno en el mercado eléctrico.

2 OBJETIVOS ESPECIFICOS Efectuar una descripción n general del sector eléctrico chileno. Analizar e identificar aspectos generales de los mercados eléctricos. Realizar un análisis del fenómeno Poder de Mercado, destacando sus causas, corrientes de investigación, n, consecuencias que este tiene para los demás s agentes del mercado eléctrico y posibles medidas para mitigarlo. DESCRIPCION GENERAL DEL SECTOR ELECTRICO CHILENO Chile fue el primer país s del mundo que reformó y desreguló el sector eléctrico ctrico. El l mercado eléctrico chileno se organiza en torno al Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). El CDEC viene a ser una suerte de ISO (Operador Independiente del Sistema) centralizado, el cual está a cargo de la operación n física, f económica y comercial del sistema eléctrico ctrico.

3 El CDEC es un organismo conformado en su mayor parte por empresas generadoras y desde su formación n en el año a o 1985, el sistema eléctrico chileno optó por organizarse en torno a un Pool obligatorio, el cual consta de los siguientes s objetivos: Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico ctrico. Garantizar la operación n más m s económica para el conjunto de las instalaciones Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión n establecidos mediante concesión. Sistemas Eléctricos Chilenos En estricto rigor, la energía a eléctrica en Chile no se provee a través s de un único sistema eléctrico, sino que a través s de cuatro sistemas no interconectados entre sí. s Actualmente el sistema eléctrico chileno lo componen un total de 26 empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto suministran una demanda agregada nacional que en el año a 2000 alcanzó los GWh.

4 Los sistemas eléctricos independientes son: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Sistema Interconectado Central (SIC). Sistema de Aysén. Sistema de Magallanes. En lo que sigue, todo el análisis y estimaciones se referirán n al SIC, sistema eléctrico chileno mas grande e importante. ANÁLISIS DE PODER DE MERCADO Se conoce como Poder de Mercado (PM), a la capacidad de un agente de influir en el precio del mercado, independiente de las acciones tomadas por otros agentes. Desde el punto de vista económico, el Poder de Mercado se reconoce como la capacidad de un agente de alterar el precio del mercado de manera de alejarlo de niveles competitivos. En los mercados mayoristas de electricidad el objetivo del PM es elevar artificialmente los precios spot, a través s de una modificación n en el precio o restringiendo la cantidad ofertada.

5 ESTUDIOS Y SIMULACIONES Los estudios que tienen por objeto determinar el comportamiento de los agentes del mercado eléctrico, han seguido tres áreas de investigación: n: Análisis de concentración n de mercado. Modelos de equilibrio de oligopolios no cooperativos. Simulaciones detalladas de costos de producción. ANÁLISIS DE CONCENTRACIÓN N DE MERCADO El índice de HerfindahlH - Hirschman es el indicador más m popular para la representación n del PM y se obtiene simplemente como la sumatoria de las participaciones de mercado de los agentes al cuadrado. HHI = 100 Pj 2 Donde Pj es la participación n de mercado de la empresa j.

6 Modelos de Equilibrio de Oligopolios no Cooperativos El modelo m de Nash-Cournot asume que la variable estrategia administrada por los agentes es la cantidad de energía, de manera que el primer agente estratégico oferta una cantidad bajo la conjetura que la producción n de los otros agentes son conocidas. El equilibrio de Nash se produce cuando cada uno de los agentes estratégicos tiene una producción n que maximiza sus ganancias. De esa manera ningún n productor aumentaría a sus ganancias modificando su producción n unilateralmente. Modelos de Equilibrio de Oligopolios no Cooperativos En el modelo de Bertrand la variable estratégica administrada por los agentes del mercado es el precio. El modelo de la Curva de Oferta es otra corriente desarrollada bajo los conceptos de la Teoría a de Juegos, donde los oferentes presentan curvas de oferta especificando los costos totales para determinados niveles de producción

7 SIMULACIONES DETALLADAS DE COSTOS DE PRODUCCIÓN Esta corriente de simulaciones corresponde a adaptaciones de modelos que han sido utilizados con anterioridad con propósitos de planeación n y regulación. Representan las complejidades de la operación n del sistema con un nivel de detalle importante, incorporando factores y restricciones que son ignorados usualmente por otro tipo de simulaciones ÍNDICE DE LERNER Bajo el efecto del PM, el precio del mercado P difiere del costo marginal CMg del sistema. El índice que refleja esta diferencia se conoce como Índice de Lerner y se obtiene de la siguiente manera: L = ( P CMg ) P

8 ESTUDIOS Y SIMULACIONES Conocimiento Mercado Elasticidad de la Demanda CONSIDERACIONES Y LIMITACIONES Elasticidad de La Oferta Incentivo de las Generadoras COMO SE EJERCE EL PODER DE MERCADO Puede ocurrir que una empresa con una pequeña participación n de mercado, reduzca su producción n y debido a las restricciones de capacidad, transmisión n o costos, ninguna empresa sea capaz de cubrir la demanda originada, ésta pasaría a a tener un PM. El PM de las firmas dominantes se ejerce mediante la declaración n de indisponibilidad de generación n de ciertas unidades durante determinados períodos de tiempo de manera que unidades más m s caras deban suplir esta demanda aumentado el precio del sistema.

9 MITIGACIÓN N DEL PM Contratos Bilaterales Precios Topes (Price Caps) Elasticidad de la Demanda MITIGACIÓN DEL PM Entrada nuevos Participantes Inversión en Transmisión Cambios en Legislación ANÁLISIS DE PM EN EL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO Características del sector generación. Funciones de maximización. Demanda residual que enfrentan los generadores en el modelo Cournot. Equilibrio competitivo de mercado. Modelo Hidroeléctrico (caso base). Medidas para mitigar el PM. Conclusiones.

10 CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR GENERACIÓN El l sector generación n presenta una alta concentración n de mercado, en donde, un 93% del total de la capacidad instalada y el 90% de la generación n total, están n en manos de solo tres grupos económicos, Endesa, AesGener y Colbún. El l mercado eléctrico chileno es modelado como un Duopolio de Cournot (Endesa y AesGener) con una Franja Competitiva (segmento( conformado por Colbún n y las demás empresas generadoras del SIC). CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR GENERACIÓN Grupo Económico Central Térmica Hidro- eléctrica de Pasada Hidro- eléctrica de Reserva % Hidro- eléctrica Central Hidro- eléctrica Total % Térmicas Endesa % 74.1% AesGener % 16.8% Colbún % 65.3% Otras % 86.9% Total % 61.0%

11 CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR GENERACIÓN Función asociada de costos marginales SECTOR SUMINISTRO Capacidad ajustada por perdidas, autoconsumo y disponibilidad de recursos Central disponible cuando no tiene problemas de estabilidad CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR GENERACIÓN Se asume que cada central generadora tiene una función de costos marginales asociada de acuerdo a su nivel de producción. Luego la función n de costo marginal, incorpora además costos por pedidas en la transmisión. n. La capacidad de cada central, se ajustó de acuerdo a las pérdidas de transmisión, n, autoconsumo y disponibilidad promedio de recursos hídricos. h Se considera que una central está disponible, si es capaz de suministrar energía a sin mayores problemas de estabilidad, cuando es despachada.

12 CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR GENERACIÓN Las funciones de costos marginales se muestran en la siguiente figura. Notar que tanto Endesa como AesGener poseen centrales con costos marginales bajos y altos. FUNCIONES DE MAXIMIZACIÓN Problema de maximización de Endesa (1): s.a. t Th ( P ( Q ) q ) C ( q t ) Máx 1 t t 1t q h 1,min. q h 1t q h 1.max. q Th 1.min. Th 1t.min. q Th 1t q Th t q h 1t q h 1 Th 1.max. Problema de maximización de AesGener (2): t t t Th Th ( P ( Q ) q 2t ) C ( q t ) Máx 2 t t 2 s.a. q Th 2.min. Th 2t.min. q Th 2t q Th Th 2.max. t

13 Donde: FUNCIONES DE MAXIMIZACIÓN - P t (Q t ) es la función inversa de la demanda residual. - Q t es la producción total aportado por Endesa y AesGener en el periodo t (Q( t = q 1t + q 2t ). - q Th it es la producción térmica en el periodo t por la empresa i (i = 1,2). - q h 1t es la generación hidroeléctrica de Endesa en el período t. - q it = q Th it + q h it es la producción total de la empresa i en el período t. - q h 1,min es la producción hidroeléctrica mínima para el período por Endesa. FUNCIONES DE MAXIMIZACIÓN - q h 1,max es la producción hidroeléctrica máxima para el período por Endesa. - q Th i,min es la producción térmica mínima para el período por Empresa i. - q Th i,max es la producción térmica máxima para el período por Empresa i. - q h es la disponibilidad de recursos hídricos h y térmicos para la generación. n. - C i (q Th it) ) es el costo agregado de la producción térmica total. La función n de costo marginal es una función n creciente dado el aumento de producción. - t es el periodo de tiempo en que se modela la planificación. n.

14 FUNCIONES DE MAXIMIZACIÓN Notar que Endesa no estaría obligada a utilizar toda su capacidad hídrica debido a una de las restricciones ( ( t q h 1t q h ). En particular, los recursos hídricos, h la función n de costos marginales y los niveles de carga se asumen que son conocidos de antemano por los agentes del mercado. DEMANDA RESIDUAL ENFRENTADA POR GENERADORES EN EL MODELO COURNOT D R ( P) f = D( P) S ( P) q MR q PS h Donde: D(P) es la demanda de mercado. S f (P) es la función n de suministro de la Franja (térmicas) ajustada por pérdidas de la transmisión. q MR centrales con obligación de despacho. q PS h producción n de reservas hídricas h de la Franja, según n una estrategia de máxima disponibilidad de recursos. D R (P) es la demanda residual del mercado.

15 DEMANDA DE MERCADO Se asume que la demanda por energía a es de forma lineal del tipo D(P) = A-A BP t. Se construye una Función n de Paso (escalonada) de la curva de carga de Abril-2000, con seis niveles de carga (con t = 1 para el mayor nivel de carga). En la siguiente tabla se muestran los resultados de los parámetros de la ecuación n de la Demanda de Mercado. A través s del parámetro B (pendiente), se introduce la señal de la elasticidad de precio. Nivel de Demanda 1 Rango Horario (Hr) 120 Cantidad de Referencia (MW ) Precio de Referencia (US$/MW) 31.1 A B 50.9 Elasticidad Precio de la Demanda

16 SUMINISTRO DE LA FRANJA S f (P) Para minimizar el número n de pasos que los generadores deben enfrentar, se procede a realizar una aproximación lineal de la función n de Suministro de la Franja. Esta función lineal queda de la siguiente manera: SUMINISTRO DE LA FRANJA S f (P) Donde se tiene que: CM F g = 3.66 para 0 Q F 54.9 MW = Q F para 54.9 Q F 58.5 MW = para 58.5 Q F MW = Q F para Q F MW

17 CENTRALES CON DESPACHO OBLIGADO q MR Existen centrales las cuales deben ser despachadas todo el tiempo (no importando el precio), en donde estas no pueden usarse estratégicamente para incidir de alguna forma en el mercado eléctrico ctrico. En este tipo de centrales se incluyen todas las centrales de pasada que no estén n asociadas a ningún n sistema de reservas hidroeléctricas y dos co-generadoras térmicas t pequeñas as. CENTRALES HIDROELECTRICAS DE LA FRANJA q PS h Al asignar los recursos hídricos h para la generación n de la Franja, se calcula para cada planta, la generación n media por mes, en este caso Abril, en un año a o hídrico h normal basado en las estimaciones del CDEC. La generación n hidroeléctrica es calculada según n una estrategia de máxima m disponibilidad.

18 DEMANDA RESIDUAL D R (P) En la siguiente tabla se muestran n los datos para calcular la demanda residual que enfrentan los generadores en el modelo de Cournot. En ésta se obvió la demanda de mercado. Nidel de Demanda Max. Disp. Hidroelectrica Centrales Térmicas Despacho Obligado Centrales de Pasada Despacho Obligado Total DEMANDA RESIDUAL D R (P) La forma y distribución n de la demanda residual enfrentada por los generadores Cournot se explican por la combinación n de tres elementos: El l punto de referencia (precio de energia). El l suministro por generación n térmica t de la franja. La a forma de la curva de carga

19 EQUILIBRIO COMPETITIVO DE MERCADO Para tener un caso de referencia, se procede a calcular el Equilibrio Competitivo de Mercado. Toda la producción n de reservas hídricas, h tanto de Endesa como de la Franja, se asigna según n una estrategia de máxima disponibilidad. Se estima una demanda de mercado para la generación térmica o Demanda Neta (Q = D(P) - q MR q PS h ). Notar que el Q resultante no es la cantidad total, sino la cantidad que es producida por los Generadores estrategicos y por la Franja. EQUILIBRIO COMPETITIVO DE MERCADO A continuación n se muestran los siguientes gráficos que representan lo antes mencionado:

20 EQUILIBRIO COMPETITIVO DE MERCADO t qth Endesa qth AesGener QRth qh Endesa qh AesGener QRh QRT Qth Franja Qtotal Precio (US$ US$/MW) EQUILIBRIO COMPETITIVO DE MERCADO Notar que el precio competitivo es exactamente el mismo para los primeros cuatro períodos (t = 1 a 4) y casi es el mismo para el quinto periodo. Esto ocurre porque la demanda neta es la misma en esos períodos, o mas bien dicho, la producción n hidroeléctrica es tan grande que su asignación n para el mes suple completamente la demanda en esos períodos, eliminando (reduciendo) los peak de demanda.

21 MODELO HIDROELÉCTRICO Este modelo será usado como caso base. Se empieza por asumir que cada empresa tiene una producción n de energia eléctrica promedio observado en el periodo de análisis, para luego resolver el equilibrio de Cournot. Los resultados se muestran a continuación. Modelo Hidroeléctrico, = -1/3 t qth Endesa qth AesGener QRth qh Endesa qh AesGener QRh QRT Qth Franja Qtotal Precio (US$ US$/MW)

22 Modelo Hidroeléctrico, = -1/3 La cantidad producida total es menor que en el equilibrio competitivo y los precios son considerablemente superiores, sobre todo cuando la demanda es alta. Esto se ve reflejado en las siguientes figuras: Modelo Hidroeléctrico, = -1/3 Endesa asigna menos agua a los períodos de alta demanda y más m s agua a los períodos de baja demanda. Esta asignación n hídrica h aumenta la diferencia entre los períodos de peak y fuera de peak en lugar de reducirlos, a diferencia de lo observado en el equilibrio competitivo. Se ve que AesGener usa estratégicamente su capacidad térmica. De hecho, ésta tiene restricciones en su capacidad cuando la demanda es alta y solo puede ejercer eficazmente el PM en los últimos 2 períodos, cuando la demanda es baja.

23 MEDIDAS PARA MITIGAR EL PM Debido a la importancia de tener una estimación n del impacto del PM en el mercado eléctrico chileno, se analizan diferentes medidas que podrían llevarse a cabo para mitigar o reducir el PM: Reducción n total de la capacidad de generación hidroeléctrica de Endesa. Reducción parcial de la capacidad de generación hidroeléctrica de Endesa. La a realización n de contratos bilaterales. REDUCCIÓN TOTAL EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN HIDROELECTRICA DE ENDESA Este nuevo análisis será llamado Modelo Térmico. T La nueva capacidad instalada se distribuiría a como se muestra en la siguiente tabla: Grupo Económico Endesa Central Térmica 939 Central Hidroeléctrica 0 Total 939 AesGener Franja Total Centrales de Pasada no incluidas en esta tabla.

24 Modelo Térmico, T = -1/3 t qth Endesa qth AesGener QRth qh Endesa qh AesGener QRh QRT Qth Franja Qtotal Precio (US$ US$/MW) Modelo Térmico, T = -1/3 La capacidad térmica t es el único recurso que puede ser usado estratégicamente en este modelo. Mientras Endesa aumentaría a el uso de su capacidad, AesGener lo reduciría, provocando así que ésta es la que disfrutaría a del PM. Los resultados del Modelo Térmico T e Hidroeléctrico convergen a un mismo valor para los períodos de baja demanda. Como se esperaba, en el modelo térmico, t los generadores cobrarían an un precio que se ubicaría a entre el Modelo Hidroeléctrico y el Equilibrio Competitivo. Es s interesante notar que en el modelo hidroeléctrico es Endesa el que realmente ejerce el PM, en cambio en el modelo térmico, t es AesGener el que lo ejerce.

25 Modelo Térmico, T = -1/3 REDUCCIÓN PARCIAL DE RECURSOS HÍDRICOS DE ENDESA: : RESERVA DEL LAJA Este nuevo análisis será llamado Modelo Laja. La nueva capacidad instalada se distribuiría a como se muestra en la siguiente tabla: Grupo Económico Endesa Central Térmica 939 Central Hidroeléctrica 1754 Total 2693 AesGener Franja Total Centrales de Pasada no incluidas en esta tabla.

26 Modelo Laja, = -1/3 t qth Endesa qth AesGener QRth qh Endesa qh AesGener QRh QRT Qth Franja Qtotal Precio (US$ US$/MW) Modelo Laja, = -1/3 Como se esperaba, los resultados de sus precios de la energía a se ubican entre el Modelo Hidroeléctrico y el Térmico. En este modelo, ambas empresas, parecen ejercer el PM, pero varía a según n el nivel de la demanda. Cuando la demanda está en su peak, Endesa es el que realmente reduce su producción n y por ende ejerce su PM. Al contrario, en las horas medias, es AesGener el que ejerce el PM.

27 Modelo Laja, = -1/3 REDUCCIÓN TOTAL DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE ENDSA Este nuevo análisis será llamado Modelo Endesa sin térmicas. La nueva capacidad instalada se distribuiría a como se muestra en la siguiente tabla: Grupo Económico Endesa Central Térmica 0 Central Hidroeléctrica 2454 Total 2454 AesGener Franja Total Centrales de Pasada no incluidas en esta tabla.

28 Modelo Endesa sin Térmicas t qth Endesa qth AesGener QRth qh Endesa qh AesGener QRh QRT Qth Franja Qtotal Precio US$/MW Modelo Endesa sin Térmicas Si Endesa prescindiera era de su capacidad térmica, t ocurriría una reducción n en el precio y un aumento en el rendimiento total del sistema. AesGener restringiría a su producción n en el período de horas medias y para los niveles da baja demanda, a, ejerciendo aquí su PM.

29 REALIZACIÓN DE CONTRATOS BILATERALES Las generadoras venderían una cantidad de energía a pre- acordada a un precio pre-acordado ( precio( de venta ). Al aumentar la realización n de contratos, disminuye la posición n de ejercer PM y el resultado que se obtiene es un mercado perfectamente competitivo, en lo que se refiere a los precios y eficacia de las decisiones. Estos resultados se explican por el cambio de incentivos de las l generadoras. REALIZACIÓN DE CONTRATOS BILATERALES

30 REALIZACIÓN DE CONTRATOS BILATERALES Como se esperaba, mientras mayor es el nivel de los contratos entre las empresas, disminuyen los precios y aumenta la cantidad de producción. En particular, cuando las empresas están n totalmente contratadas, los resultados se asimilan al equilibrio competitivo. También n se puede ver que con los aumentos del nivel contratado, AesGener perdería a todo el PM que tenía a antes, dado que ésta sólo s podría a ejercer PM cuando la demanda era baja, porque en los otros períodos su capacidad estaría restringida. COMENTARIOS Y CONCLUSIONES Se e analizaron cuatro medidas de mitigación n del PM, de las cuales se pudo ver, que Endesa ejerce su PM principalmente a través s de sus recursos hídricosh y AesGener mediante sus recursos térmicos. t Debido a que el sector generación n en Chile presenta una alta concentración n y unido a una escasa holgura entre la capacidad instalada y la demanda en el SIC, obliga a que el marco regulatorio,, sea capaz de no solo detectar, sino prevenir el PM.

31 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES Dado que el PM es un obstáculo que atenta contra la eficiencia y la libre competencia en los mercados eléctricos, la producción n total en presencia de PM es menor que la entregada por la solución n de mínimo m costo, en tanto los precios son mayores en el caso que haya empresas ejerciendo PM. Un aspecto en particular del mercado eléctrico chileno, es que gran parte de los consumidores finales no enfrentan tarifas diferenciadas según n el costo real de generación. n. Es s necesario recalcar, que el uso de los contratos bilaterales reduce considerablemente el efecto del PM en los precios spot. COMENTARIOS Y CONCLUSIONES La ventaja que los contratos representan para los agentes, es la disminución n en la variabilidad de los ingresos-egresos, egresos, entregando flujos monetarios más m s estables durante el tiempo de vigencia de los contratos. Debido a la variabilidad de los recursos hídricos, h hace que sea un tema de mucho cuidado en el cual no siempre los intereses privados de las empresas con posesión n de centrales de recursos hidroeléctricos (Endesa y Colbún), se alineen en un uso adecuado y eficiente de los recursos hídricos desde un punto de vista social.

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