Promoción de la competencia en el sector eléctrico

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1 16 DOCUMENTO DE REFERENCIA / ABRIL 2014 Promoción de la competencia en el sector eléctrico RONALD FISCHER Ingeniero Civil Matemático, Universidad de Chile. PhD en Economía, Universidad de Pennsylvania. Académico del departamento de Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile. Miembro de la red de Espacio Público. Créditos: Diario La Tercera. Los Documentos de Referencia son trabajos que Espacio Público encarga a investigadores, académicos y expertos externos. Los documentos reflejan la visión de los autores y no necesariamente representan la opinión de Espacio Público.

2 Resumen Ejecutivo 1. Los altos precios de la energía eléctrica hoy y en el futuro previsible ponen en riesgo el potencial de crecimiento del país y reducen el bienestar de los ciudadanos. 2. Las razones de los altos precios son resultados de una tormenta perfecta (R. Agurto): el corte del gas argentino que afectó los planes de generación y la planificación de la transmisión, altos precios de combustibles, sequía, oposición medioambiental y de las comunidades; y judicialización. 3. Los principales participantes en el mercado de generación disfrutan de altos márgenes sobre buena parte de su generación. 4. Márgenes elevados deberían promover la entrada de nuevos actores, reduciendo los márgenes, lo que no se ha producido. 5. El objetivo de este trabajo es proponer medidas para facilitar el acceso de nuevos actores, identificando las dificultades y proponiendo soluciones. 6. Las dificultades principales que enfrentan los entrantes para instalar proyectos de generación que aportan energía de base es la oposición medioambiental y de las comunidades y la consiguiente judicialización de los proyectos. A ellas se agregan dificultades de acceso debido a problemas en: transmisión, generación, distribución y regulatorios. 7. Este trabajo propone una serie de medidas para facilitar el acceso a este mercado, luego de identificar las principales barreras a la entrada. 8. Los generadores establecidos tienen incentivos a oponerse a reglas que facilitan el acceso. 9. En transmisión las barreras son la planificación demasiado ajustada del sistema troncal, las dificultades para conseguir servidumbres y líneas adicionales y las deficiencias de la planificación en subtransmisión. 10. Es distribución, las bases y reglamento de las licitaciones de suministro han dificultado la entrada. Asimismo, se ha entorpecido el acceso de pequeños generadores a inyectar en la red de distribución. 11. En cuanto a la normativa, faltan los manuales de procedimiento de los servicios complementarios para que se pueda proceder a la desagregación de servicios, los CDEC requieren de más independencia y capacidad de fiscalización de fallas intempestivas y de características técnicas de las unidades. 12. Los problemas de acceso en generación son principalmente debidos a restricciones ambientales y de comunidades, pero también se agregan riesgos asociados a la manipulación de la entrada de centrales, de sus características, de fallas intempestivas de centrales de rivales.

3 13. Dado el sesgo anti-acceso de los generadores establecidos, se debe introducir objetivos de competencia y de facilitar el acceso en los CDEC, para contrabalancearlo. 14. La propuestas regulatorias principales consisten en acelerar los manuales de procedimiento de servicios complementarios, así como introducir más mercado en ellos. 15. Aumentar las holguras en transmisión incorporando un factor expansión asociado a la facilitación de la competencia, uso de anualidades variables (tipo VPI) para diseñar las líneas con capacidad excedentaria y modificar la participación de consumidores en el peaje. Se propone un procedimiento especial para líneas adicionales. 16. Con el objeto de dar más independencia a los CDEC, se propone introducir presupuestos plurianuales indicativos, mayor quorum para salida de Director CDEC. Asimismo, introducir un objetivo de competencia, y la capacidad para investigar y transferir información a la FNE. 17. Respecto a la concentración de derechos de agua no consuntivos, se propone que estos derechos, estén en uso o no, paguen contribuciones a beneficio de comunas adyacentes y Región

4 ÍNDICE 1 Introducción y Antecedentes Historia reciente en el sector eléctrico Estadísticas del sector Generación El funcionamiento del sistema eléctrico y el entorno regulatorio Barreras a la competencia y sus efectos Transmisión Distribución Problemas en la normativa y en los procedimientos Generación Propuestas para mejorar el acceso al mercado Desagregación Holguras en transmisión Cambios en los CDEC y otros organismos reguladores Derechos de agua Otros Conclusiones y recomendaciones Apéndices Apéndice A: Retraso de entrada de centrales y contratos a precio marginal Apéndice B. Uso de VPI en transmisión

5 1 Introducción y Antecedentes Durante los últimos años, el sector eléctrico chileno ha pasado en permanente crisis y sus problemas son una constante en las noticias económicas. Los costos de la electricidad alcanzan niveles que restan competitividad a los sectores productivos y reducen el bienestar de los consumidores. Existe cierto consenso entre los observadores sobre la causa: ésta sería la desadaptación del sistema de generación y de transmisión, lo que obliga a operar en base con centrales de punta, lo cual eleva los costos de generación al doble o incluso más. La desadaptación se debe a que no se han construido suficientes centrales de generación de bajo costo de operación y porque el sistema de transmisión presenta cuellos de botella que contribuyen a aumentar los costos de operación del sistema. La desadaptación se debe en parte a factores objetivos: el cese del gas de Argentina o la sequía, así como a la preocupación por el medioambiente u otros motivos de preocupación ciudadana que retrasan la entrada de nuevos proyectos. Sin embargo, existe una causa adicional que es menos visible: las dificultades que existen para acceder al mercado. En efecto, pese al interés de muchos inversionistas, atraídos por los altos precios de la energía, las inversiones no se concretan y los operadores del mercado siguen siendo los mismos del pasado. Bajo nuestro sistema, las dificultades de competencia se resuelven con la entrada de nuevos inversionistas, pero cuando éstos enfrentan barreras para acceder al mercado, el sistema pierde dinámica y es posible mantener por largos períodos situaciones en que la competencia no opera. En la situación actual, las principales empresas reciben ganancias inframarginales importantes por casi toda su capacidad de generación, por lo que no es evidente que deseen facilitar la entrada de competencia. Los problemas con grupos medioambientales y con comunidades, y la consiguiente judicialización de los proyectos, son la principal barrera a la entrada de nuevos participantes en el mercado. Las propuestas contenidas en otros documentos de esta serie permiten abordar estas dificultades. En tal caso, los entrantes sal mercado enfrentarán barreras adicionales para ingresar y competir, las que son abordadas en este trabajo. El objetivo de este trabajo es examinar las causas de las dificultades para acceder al mercado y proponer medidas para subsanarlo. Dado que el diseño básico del sistema 5

6 eléctrico es conceptualmente correcto si la entrada de competencia es fácil, no es el objetivo de este trabajo proponer reformas profundas más allá de aquellas necesarias para eliminar las dificultades para acceder al mercado. A grandes rasgos, se pueden clasificar las dificultades para acceder al mercado en las siguientes categorías: i) Problemas en el sistema de transmisión, ii) problemas de ambigüedad regulatoria y acceso al mercado de generación, iii) problemas de comercialización y distribución y iv) derechos de agua y otros problemas. Los problemas en el sistema de transmisión son principalmente el retraso en la construcción de líneas, y la ajustada capacidad contemplada en los planes de expansión del sistema. En cuanto a ambigüedad regulatoria y acceso de mercado, uno de los temas principales de este trabajo, hay dos temas relevantes: primero, pese a que se ha dictado un Decreto para los Servicios Complementarios, aún no existen los manuales de procedimiento para valorar los servicios complementarios; segundo, el decreto establece un sistema regulado y centralizado, sin la posibilidad de que operen organismos de mercado tales como licitaciones abiertas para proveer los servicios. Por lo tanto aun no existen mecanismos de mercado para que un generador pueda comprar los servicios complementarios que requiere para acceder al mercado si no puede proveerlos por sí mismo, ni hay espacio para un mercado de estos servicios. Segundo, se requiere un CDEC con mayores grados de independencia de los actuales actores en el mercado. En distribución, se deben modificar los procedimientos de licitación de contratos para facilitar el acceso de entrantes y establecer mecanismos que faciliten la comercialización a clientes libres en la zona de concesión de una distribuidora. 1.1 Historia reciente en el sector eléctrico Haciendo un recuento rápido, en hubo una crisis de suministro debido a una sequía que provocó racionamiento de suministro y en algunos casos se llegó a rolling blackouts que ocurren cuando las medidas para enfrentar un déficit de energía no son suficientes y se producen cortes no planificados 1. Posteriormente, hubo una bonanza con bajos precios de la energía producto de la entrada del gas proveniente de Argentina y la 1 Además de cortes planificados. Para más detalles de esta crisis, ver Fischer and Galetovic [2003]. 6

7 construcción asociada de centrales de ciclo combinado cercanos a los centros de consumo que aumentaron la oferta de potencia de bajo precio. A partir del año 2004 se advierten los primeros síntomas de los futuros cortes de suministro de gas, hasta llegar al cese total en Esto dejó al sistema desadaptado, pues el gas de Argentina hizo que toda la expansión de la oferta de base del período fuera en centrales de ciclo combinado. Asimismo, debido a que las centrales de GNL de ciclo combinado son poco contaminantes, pueden instalarse cerca de los centros de consumo, lo cual fue una de las razones por las que el primer plan de expansión troncal fue muy limitado en sus alcances. Esto tuvo efectos posteriores negativos sobre la seguridad y capacidad del sistema de transmisión. Ante la crisis, las centrales de ciclo combinado debieron adaptarse a consumir petróleo, lo que elevó los costos y redujo su capacidad y seguridad (además de aumentar las emisiones de contaminantes). Ante el aumento de la demanda y sin que se produjeran inversiones producto de la incertidumbre sobre el combustible futuro y porque las centrales a carbón e hidráulicas son de lenta construcción, entraron numerosas centrales diesel para hacer frente a la crítica situación de abastecimiento. Al operar el sistema usando diesel durante una fracción mayor de tiempo, los costos marginales, se elevaron sustancialmente: el sistema estaba desadaptado. La Ley Corta II de 2005 tuvo entre sus objetivos reemplazar el sistema de precios de nudo regulados utilizados en los contratos de suministro de la distribución por un mecanismo basado en licitaciones abiertas de contratos de suministro de largo plazo. Se suponía que con ello los precios serían menos manipulables. Las licitaciones de suministro de los clientes regulados tenían, como un segundo objetivo, la entrada de nuevos actores al sistema. Estas licitaciones consisten en contratos de suministro energía y potencia de largo plazo y de una magnitud suficiente como para instalar unidades de generación eficiente, y rentabilizar la inversión si el precio de licitación era adecuado. Sin embargo, el mal diseño de las licitaciones, en particular los cortos plazos para comenzar el suministro, en conjunto con la incertidumbre en cuanto al combustible y a las dificultades para instalar centrales que comenzaban a advertirse, hizo que solo se presentaran seriamente a las licitaciones las empresas presentes en el sistema. 2 En vista de la poca competencia, los precios se 2 Una excepción es el caso de Campanario, que redundó posteriormente en su quiebra y la socialización de los costos del contrato. 7

8 elevaron progresivamente en cada una de las licitaciones. 3 Por su parte, ante la incertidumbre en el mercado, los generadores en sus contratos con clientes libres les han traspasado todos los riesgos de costos, por lo que sus costos se han elevado a valores que reducen la competitividad de la economía. 4 Más recientemente, casi todos los proyectos de centrales eficientes, tanto termales como hidroeléctricos, han enfrentado problemas debido a su supuesto efecto sobre el medio ambiente o porque se superponen a derechos de pueblos originarios, incluso cuando han sido aprobados por la institucionalidad medioambiental. Asimismo, la transmisión enfrenta dificultades cada vez mayores para sus proyectos, en parte debido a las dificultades medioambientales, pero también debido al oportunismo de propietarios de terrenos por donde pasa la línea y debido a un obsoleto procedimiento de constitución de servidumbres. En resumen, desde el corte del gas argentino, el sistema no ha conseguido bajar los costos marginales a los niveles anteriores a la crisis, y en el período han sido casi siempre al menos dos veces mayores. Pese a que el suministro no ha estado en riesgo (debido a la masiva entrada de centrales diesel durante el período posterior a la crisis del gas argentino), la electricidad es cara para los estándares internacionales. Asimismo, existe una extrema concentración en la industria, la que se ha mantenido desde los años 90, pese a los esfuerzos por aumentar la cantidad de firmas participantes en el sector. Por ejemplo, luego de quejas de la competencia y casos presentados ante la Comisión Resolutiva, se consiguió la desintegración vertical entre generación y transmisión con la venta de Transelec a Hydroquebec en Con ello se intentó facilitar la entrada al no ser la principal firma del sector la que proveía la capacidad de transmisión, ya que eso le permitía dificultar la entrada de competencia en generación. 5 Otro ejemplo son las ya mencionadas licitaciones de suministro en distribución. 3 Posteriormente se ha visto que los contratos regulados han sido más convenientes que los precios de los contratos libres. Para ello se pueden comparar los valores obtenidos en las licitaciones de suministro que aparecen en Licitaciones para el abastecimiento eléctrico de clientes regulados en Chile. Dificultades y oportunidades, de H. Rudnick, J. Moreno de la Carrera, R. Moreno y S. Mocarquer, Estudios Públicos 125, 2102 con los valores de los costos marginales incorporados en los contratos de clientes libres. 4 Otros eventos en el período, que afectaron la operación del sistema están descritos en el informe CADE de A. Galetovic, Integración Vertical en el Sector Eléctrico: Una guía para el usuario, Estudios Públicos 91, Invierno

9 1.2 Estadísticas del sector Generación En esta sección se incluyen algunas características descriptivas del sistema. La primera observación, como lo muestran las figuras 1 y 2 es la brusca alza en los costos marginales de los sistemas SIC y SING a partir del 2006, reflejando, como se señaló antes, la desadaptación del sistema producto del cese del gas argentino, y como el sistema aún no ha vuelto a lo que se podría denominar normalidad, es decir, a los precios de la década anterior Costos marginales A su vez, los mayores costos marginales han comenzado a reflejarse en los costos a los usuarios regulados. El costo de nudo monómico, usado para cobrar por electricidad a los usuarios residenciales, ha subido aproximadamente un 60 % respecto al valor promedio del pasado, como lo muestra la figura 3. Como se señaló antes, el precio regulado de la energía no ha subido tanto como los costos marginales porque las licitaciones de suministro han protegido a los usuarios regulados, pese a que no lograron sus objetivos de incorporar nuevos actores al sistema y a que no han sido todo lo competitivas como se deseaba. La figura 4 muestra la capacidad instalada por año en el SIC desde Como se observa, la capacidad instalada no es despreciable y sobrepasa el aumento en la demanda, lo que indica que no hay problemas de suministro (ver figura 5 y 6 para la capacidad instalada y la demanda de punta de los sistemas SIC y SING respectivamente). Parte importante de esta capacidad está dada por equipos de alto costo de operación diesel o gas de ciclo abierto. En el SIC, las centrales diesel representaban el 17.7% de la capacidad instalada). A esto deben agregarse unos 650 MW en centrales a gas de ciclo simple. 7 6 En la figura, se han asignado algo arbitrariamente aquellas capacidades que en el archivo del SIC aparecen como desarrolladas en múltiples años. En general el tratamiento consiste en suponer que las unidades se construyen proporcionalmente en cada año que aparece en el SIC, salvo en el caso de San Isidro II, asignada totalmente a Es importante notar que las centrales de gas de ciclo abierto representan una amenaza para un potencial entrante, pues al menos algunas de ellas pueden reconvertirse a centrales de ciclo combinado, con mucho menor costo marginal. Con esto, en principio podrían amenazar con reducir los costos del sistema en forma estratégica, aunque esto podría considerarse como estando entre los riesgos naturales del negocio eléctrico. 9

10 Figura 1: Costo marginal real promedio anual SING nudo Crucero, Fuente: Elaboración propia a partir de datos del CDEC-Sing. Figura 2: Costo marginal promedio mensual real SIC nudo Quillota. Fuente: Elaboración propia a partir del Informe CADE. 10

11 Figura 3: Precio de nudo Monómico. Fuente: CNE. Figura 4: Capacidad instalada por año, SIC Fuente: CNE, procesada por el autor. 11

12 Figura 5: Capacidad y Generación de Punta SIC Fuente: CNE, procesada por el autor. Figura 6: Capacidad y Generación de Punta SING Fuente: CNE, procesada por el autor. 12

13 Al menos en parte esta capacidad de punta se está utilizando, lo que explica los altos costos de los precios spot. Para estudiar esto en más detalle, la figura 7 muestra el porcentaje de la generación en cada sistema en base a Diesel ofuel oil. En ella se observan los efectos del corte de gas Argentino, cuyo impacto sobre el sistema fue mayor al de la sequía de , cuyo impacto fue pasajero. Esto no significa que este porcentaje de la energía fue suplido con centrales de punta, pues también las centrales de ciclo combinado debieron recurrir al diesel, y ellas generan a un costo menor que las centrales de punta aunque mucho mayor que cuando usan GNL. 8 Pero incluso cuando volvió el gas natural en forma de GNL, el sistema siguió utilizando mucho más diesel y equivalentes que en el pasado, reflejando que está desadaptado. Figura 7: Porcentaje de la Generación en base a Diesel o Fuel Oil Fuente: CNE, procesada por el autor. Es también interesante observar la evolución del margen de capacidad, es decir, la relación entre la demanda máxima del sistema (generación de punta) y la capacidad del sistema. Se observa que en el SING el margen es muy amplio y ha ido ajustándose en el tiempo. Este margen elevado significa que las centrales instaladas no reciben todo el pago 8 Las centrales de ciclo combinado usando diesel tienen menor capacidad, deben ser sometidas a mantenciones más a menudo y usan un combustible más caro. 13

14 de potencia, el que solo alcanza a la demanda máxima más un factor de seguridad del sistema. En el SIC, este margen bajó hasta el año 2004, y desde entonces no ha cesado de ampliarse. Empero, en el SIC, este indicador indica el margen real en forma menos precisa, porque las centrales de paso, además de las eólicas, disponen de mucha menos potencia en condiciones adversas y las centrales de embalse pueden tener problemas en períodos de sequía. En ese sentido, para tener una mejor idea del margen de capacidad en el SIC habría que hacer ajustes, los que deberían incluir aspectos estacionales. Pese a ello, es indudable que el margen ha aumentado desde el El problema es que no existen centrales de base relevantes en construcción en el sistema, lo cual implica que hasta que éstas se desarrollen, el sistema operará con altos costos, pese a que en general no se advierten problemas de suministro (usando diesel)- Desde el año 1998 solo se han construido 1680 MW de centrales hidroeléctricas convencionales, es decir, aquellas con más de 20MW de potencia por lo que no pueden considerarse ERNC. Esto representa solo el 27% de la capacidad instalada en generación durante este período, una tasa muy inferior a la histórica, dado que más del 37% de la capacidad del sistema es hidráulica. 9 En resumen, el sistema ha derivado hacia carbón, el que representa casi toda la nueva (desde 2006) capacidad térmica de base de ambos sistemas Concentración en el mercado de generación La propiedad del sistema sigue estando principalmente en los tres grandes generadores (Endesa, Gener y Colbún) en el caso del SIC y en el norte ocurre una situación similar. La entrada ha sido marginal, y no hay operadores independientes que alcancen el 5 % de la capacidad de base del SIC. De acuerdo al Informe de la Comisión Ciudadana Técnico-Parlamentaria para la Política y la Matriz Eléctrica", en 2010, Endesa, Colbún y Gener generaban el 85 % de la energía del SING, y EC-L, Gener y Gas Atacama generan el 94 % de la energía del SING El cálculo no considera las centrales ERNC hidráulicas, pero ellas no representan más del 2 % de la capacidad del SIC en El informe se encuentra en Presentacion-CCTP-para- Chile dic-2011.pdf. EC-L es la antigua Norgener, hoy contro lada por GDF Suez. 14

15 Además el informe señala que si se consideran los contratos de distribución y aquellos con clientes libres, estas empresas tendrán el 90 % del mercado hasta el quinquenio , lo cual limita las posibilidades de entrada de competidores, que no podrán contratar energía. Es decir, se trata de un mercado muy concentrado en el que no parece ser fácil ingresar. Estas concentraciones se han mantenido casi inalteradas en el tiempo, como lo muestra la figura 8, proveniente del estudio Concentración de la propiedad en el mercado de generación eléctrica en Chile. 11 Esta participación casi constante con poca entrada entrega indicaciones sobre la posibilidad de que existan barreras a la entrada de competencia en el sector. Esto es especialmente válido considerando los altos costos de la electricidad en el país. Figura 8: Evolución de la concentración en el SIC. Fuente: PUC, op.cit. 11 El estudio se encuentra en El índice H-H es el índice de Herfindahl que es una manera de medir la concentración. Valores más allá de 1800 indican alta concentración en una industria. 15

16 1.3 El funcionamiento del sistema eléctrico y el entorno regulatorio En esta sección se describe el funcionamiento del sistema eléctrico y el entorno regulatorio en forma breve, siguiendo la presentación Mercado Eléctrico Chileno de la AG Generadores de Chile. El sistema chileno es un sistema totalmente privado, con planificación indicativa en generación y despacho administrado de centrales. En transmisión y distribución existen monopolios regulados, con planificación centralizada de las líneas de uso común El entorno regulatorio El Ministerio de Energía es el encargado de formular y coordinar las políticas energéticas a nivel estratégico, en particular en lo que se refiere a la electricidad. Delega funciones regulatorias y asesoras en la Comisión Nacional de Energía (CNE) y las de fiscalización de la normativa a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). LA CNE supervisa el estudio de expansión de transmisión troncal que se realiza cada cuatro años y que fija las pautas de desarrollos de la transmisión troncal. El sistema eléctrico se divide en sistemas interconectados, los cuales son coordinados por los CDEC, entidades independientes encargadas de la seguridad, operación más eficiente y de garantizar los derechos de servidumbre en transmisión. En estas tareas, programan y coordinan el despacho eléctrico, considerando no solo la situación actual sino también el mediano y largo plazo. En el despacho efectivo, responden en tiempo real a los cambios en la oferta y demanda física, y mantienen una operación consistente con las normas de calidad del servicio. También realizan los cálculos involucrados en las transferencias entre empresas generadoras y entre éstas y las empresas de transmisión. Asimismo coordinan los mantenimientos programados y toda la información necesaria para la correcta operación del sistema. Son instituciones independientes del gobierno con directorios en los que participan representantes de los segmentos generadores, clientes, distribución y transmisión. El Panel de Expertos es un órgano de carácter permanente e independiente que está encargado de resolver los conflictos en el sector, más específicamente entre empresas del sector o con el regulador. Está conformado por expertos del sector eléctrico, incluyendo 16

17 dos abogados y cinco ingenieros o economistas con reconocida experiencia en el sector. Los panelistas son nombrados por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) y duran seis años en sus cargos. En sus decisiones solo pueden optar por una de las alternativas en discusión, y sus decisiones son inapelables. Otros organismos con injerencia en el sector son el sistema antimonopolio (FNE y TDLC), la Dirección de Aguas del MOP, que tiene tuición sobre los embalses de uso mixto (riego y generación), y el Ministerio del Medio Ambiente en cuanto a las regulaciones ambientales a las que deben sujetarse los proyectos y las centrales en operación. Ver figura 9 para una descripción diagramática del sistema regulatorio. Figura 9: Institucionalidad regulatoria del sector eléctrico. Fuente: Asociación de Generadores de Chile Operación del sistema El despacho del sistema es administrado por el CDEC, con el objetivo de satisfacer la demanda esperada a menor costo, satisfaciendo las normas de seguridad en el corto y el largo plazo. Para ello se utilizan programas de corto y largo plazo que determinan el despacho óptimo, incluyendo el valor del agua embalsada y la hidrología esperada. El despacho programado tiene distintos niveles de detalle dependiendo del horizonte, pero en el despacho semanal se consideran los mantenimientos programados, los tiempos de toma de carga, las restricciones de transmisión, y los mínimos técnicos de las centrales. A partir 17

18 del equilibrio entre demanda (supuesta inelástica) y la oferta, se obtiene la última central que debe entrar en operación, y que es la que determina los costos marginales del sistema. Las empresas generadoras son a la vez comercializadoras y generadoras. En su primer rol establecen contratos de largo plazo con distribuidoras (que necesariamente deben tener toda su energía contratada mediante licitaciones) y con grandes clientes (sobre 2MW, entre 0,5-2MW ser cliente libre es opcional). En estos contratos las empresas generadoras se comprometen a entregar energía y potencia al contratante. Los precios spot o marginales de energía y potencia son los que se usan para valorar las transacciones de energía entre empresas generadoras superavitarias y deficitarias que deben satisfacer sus contratos. 12 Una unidad generadora recibe dos tipos de ingresos: el pago por energía generada valorizada al costo marginal del momento, y el pago por potencia que se paga independientemente de la operación. El costo marginal se determina como el costo de operar la central más cara necesaria para abastecer la demanda. La figura 10 explica el procedimiento utilizado. El pago de potencia está compuesto por un pago de suficiencia en base a la potencia firme de la unidad y otras componentes que representan otros atributos de la unidad: la capacidad de la unidad de aportar servicios adicionales como velocidad de toma de carga y partida autónoma. El cargo de potencia tiene descuentos de dos tipos: aquellos asociados a las fallas intempestivas y planificadas de la unidad, y un factor de ajuste debido al exceso de potencia en el sistema por sobre la demanda máxima de potencia. Uno de los espacios para la competencia en generación se da en los contratos con clientes libres y con empresas de distribución así como en las inversiones en generación. Sin embargo, en las condiciones actuales del mercado que no está adaptado los clientes libres preferirían ser regulados. Es por ello que las empresas con demandas de más de 500Kw y menos de 2Mw de potencia eligen ser reguladas, ya que ellas tienen la opción de operar como clientes libres. Incluso empresas de gran tamaño se quejan de que la poca competencia en generación ha significado que las empresas de generación les traspasen 12 Los costos spot se usan también para compensar (en parte) a las empresas de transmisión. 18

19 todo el riesgo, con contratos a costo marginal. 13 Asimismo, se observa poca competencia en las licitaciones de contratos de distribución, los que además no ofrecen incentivos salvo muy indirectos a través del mayor consumo o por los efectos sobre la imagen corporativa para que las empresas de distribución hagan esfuerzos para conseguir los mejores precios. Esto se debe a que las empresas de distribución traspasan estos costos a los clientes, por lo que no las afectan directamente. Figura 10: Determinación del costo marginal. Fuente: Asociación de Generadores de Chile. El otro ámbito de competencia que existe en el segmento generación corresponde a inversiones en nuevas unidades de bajo costo de operación. Dado que las unidades de menor costo de operación obtienen más a menudo ganancias inframarginales, hay incentivos para instalar estas unidades en ausencia de otros problemas de competencia. Estas centrales usualmente tienen mayores costos de inversión, por lo que las empresas 13 Se puede demostrar (ver apéndice) que las empresas de generación incumbentes no tienen incentivos a instalar centrales de base, es decir aquellas que contribuyen a reducir el costo marginal, si sus contratos están a costo marginal. 19

20 interesadas en instalar nuevas unidades consideran tanto a la inversión como los costos para determinar con qué tipo de unidades ingresar en forma eficiente. Esto significa que en principio hay incentivos a la eficiencia y a la entrada de competencia, pero como veremos más adelante, hay diversas barreras que limitan este tipo de competencia. Este argumento enfrenta un problema: la lógica anterior deja de ser válida cuando los contratos de las empresas de generación establecidas son a costo marginal. Como se demuestra en el apéndice, las empresas establecidas tienen menos incentivos para instalar unidades de bajo costo de operación si una parte de sus contratos son a costo marginal. En tal caso, la competencia en el sector mediante el ingreso de unidades eficientes solo puede provenir de la entrada de nuevos participantes al sector, por lo que es esencial eliminar las barreras que actualmente limitan su entrada Transmisión La transmisión, tiene tres componentes: transmisión troncal, subtransmisión y líneas adicionales. 14 El acceso a las distintas componentes de la transmisión reduce los costos de transporte de energía desde lugares con costos más altos a otros de costos menores y otorga seguridad al sistema. Asimismo, facilita la competencia en generación, así como la entrada de nuevos actores. Si existen holguras de transmisión una empresa entrante sabe que su proyecto, que podría ingresar en algunos años, tendrá espacio para inyectar su energía hacia los centros de demanda (incluso si los proyectos de expansión del sistema troncal se retrasan, como tiende a ocurrir). Debido a la existencia de economías de escala, al hecho que sus servicios son usados y pagados por diversos usuarios y porque hay externalidades negativas (visuales, por ejemplo) en la transmisión troncal, la Ley establece un esquema de planificación de la expansión del sistema de transmisión troncal. Las inversiones en transmisión troncal son planificadas centralmente cada cuatro años, considerando los proyectos de generación anunciados y la localización de la demanda futura, pero los planes pueden sufrir alteraciones en el período intermedio. Los planes de inversión en líneas y subestaciones definen dos tipos de proyectos: obras nuevas y 14 Las leyes relevantes para el sector eléctrico son la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL Nº1, 1982), el Reglamento de Ley General de Servicios Eléctricos (DS Nº327,1998) del Ministerio de Minería y las leyes cortas I(19.940) y II (20.040). Las secciones de transmisión se apoyan en parte en la Propuesta de Reforma a la Regulación de la Transmisión Eléctrica en Chile, de Eduardo Bitrán, Carlos Silva y Marcelo Villena. En adelante se denominará Propuesta. 20

21 ampliaciones. Las inversiones en obras nuevas se realizan por licitación abierta, mientras que en el caso de obras de ampliación de líneas existentes se realizan por licitación de la empresa propietaria de la línea. La empresa propietaria de una línea troncal tiene garantizado un retorno de un 10 % real sobre el valor actualizado del proyecto, lo que significa que ella tiene fuertes incentivos para definir nuevas líneas y ampliaciones del sistema troncal. Sin embargo, en el CDEC enfrenta la oposición de los representantes de los generadores de gran tamaño, que normalmente se oponen a las ampliaciones (debido a que cargan con el 80 % del costo y porque aumenta la competencia en el sector, reduciendo los precios). El ingreso de las líneas del sistema troncal tiene dos componentes, uno que corresponde a las diferencias del valor de la energía entre los nodos, por la energía generada, y otro que corresponde a la diferencia entre ese valor y el 10 % de retorno a las líneas, que se denomina peaje de transmisión. Este peaje es pagado en un 80 % por los generadores y en un 20 % por el consumo. Esto genera incentivos espaciales para los generadores y para los demandantes de electricidad, pero también introduce incentivos anticompetitivos a la expansión de la transmisión. Los generadores establecidos, que deben hacerse cargo de gran parte de los peajes, en general se oponen a la expansión de la transmisión, especialmente aquellas empresas de generación cuyas unidades de generación se encuentran cercanas a los centros de demanda, independientemente de sus deseos de limitar la transmisión debido a sus efectos procompetitivos. Esto será importante en el análisis de competencia más adelante. La definición de sistema troncal es relativamente ambigua y no parece representar correctamente lo que se desea como sistema troncal. La alternativa que ofrece la Propuesta (op.cit) parece mejor: 15 Todas aquellas instalaciones de la red de transmisión de alta tensión, que sean económicamente eficientes para posibilitar el abastecimiento de la demanda del sistema eléctrico nacional, sirviendo de soporte de un mercado competitivo, que faciliten el uso de recursos energéticos domésticos, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación 15 En itálicas los cambios respecto a la definición actual. En mi opinión, no cabría incorporar la frase: uso de recursos energéticos domésticos, dado que tiene connotaciones proteccionistas y de sustitución de importaciones. 21

22 existentes y potenciales eficientes, considerando situaciones de contingencia y falla, las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas. Respecto a la subtransmisión, la normativa solo indica cómo se debe pagar y como se asignan los costos, pero no tiene mecanismos formales de planificación. Este es uno de los principales temas no resueltos en el sector: debería planificarse la subtransmisión, y en qué forma hacerlo? Por ejemplo, se podría planificar en forma similar a la transmisión, con empresas independientes que construyen líneas. Esta alternativa podría adolecer de los mismos problemas que la planificación de la transmisión. Otra posibilidad es crear una concesión única de transmisión en cada centro de consumo importante, y que el regulador determine los costos de la empresa eficiente y en base a ello se le pague. También es posible pensar en su integración regulada con la distribución, con lo que se internalizarían algunas externalidades entre ambos sistemas, pero eso tendería a impedir la posibilidad de competencia por clientes libres en la zona de concesión de la empresa de distribución. En cuanto a las líneas adicionales (de inyección o de extracción), estas son de libre entrada y si se consigue una concesión el propietario puede acceder a servidumbres sobre terrenos públicos. En este sector aparecen dificultades por la potencial proliferación de líneas de escala subóptima falta de coordinación entre proyectos y por problemas de servidumbres sobre terrenos privados (además de los retrasos en la entrega de servidumbres por el Ministerio de Bienes Nacionales) Distribución El sector distribución es un sector regulado, en que la empresa de distribución debe prestar el servicio a todo cliente en su área de concesión. La empresa establece contratos de energía y potencia con empresas generadoras (mediante un proceso de licitación reglado), y cobra una tarifa que incluye además del valor de energía, el valor agregado de distribución. En este sector hay tres problemas relacionados con la competencia. El primero consiste en que siendo las licitaciones de suministro un mecanismo para atraer entrantes al sector, esto 16 En este punto la ya citada Propuesta tiene una extensa descripción sobre sus deficiencias y causas. 22

23 no ha ocurrido. El diagnóstico generalizado es que las licitaciones no han promovido la entrada, por defectos en su diseño, por los plazos en los que se convocan y porque las empresas de distribución tienen pocos incentivos a tener un proceso competitivo. El segundo tema tiene que ver con el acceso de clientes libres al interior de la zona de concesión para firmar contratos con comercializadores distintos de la empresa distribuidora. En particular, hay problemas con la definición de los peajes que cobra el concesionario a un comercializador que quiere acceder a un cliente libre. Además, la empresa concesionaria de distribución puede influenciar en forma estratégica el desarrollo de la capacidad hacia el cliente libre, retrasando o amenazando con retrasar inversiones que aumentan la capacidad de las líneas hacia la empresa y comprometiendo por lo tanto su capacidad de expansión. Esto aumenta para el contratante los riesgos de firmar un contrato de suministro con un comercializador que no es el concesionario, especialmente si el nuevo contrato requiere una futura expansión de la capacidad de las líneas de distribución. El último problema es la ausencia de facilidades efectivas pese a la normativa de ERNC para que pequeños medios de generación puedan conectarse a la red de distribución. Este tema está relacionado también con la posibilidad de introducir net metering y con el suministro local con energías renovables. 23

24 2 Barreras a la competencia y sus efectos En esta sección se describen los principales problemas de competencia en el sector, más un bosquejo de propuestas para reducir sus efectos, en aquellos casos en que esto haga más accesible este trabajo. El elemento unificador en el análisis es el concepto de acceso al mercado. El acceso al mercado describe la situación de un ERNC que no puede acceder a transmisión, a un contrato o a una subestación. También se refiere a las dificultades que impiden que nuevas empresas entren al mercado y puedan vender su energía o conseguir un contrato, o las dificultades de los comercializadores para contratar en la zona de distribución de una concesionaria. En fin, se refiere también a las dificultades de las empresas distribuidoras y clientes libres para conseguir precios competitivos y finalmente, a las dificultades para que se instalen centrales eficientes (que incluyen dificultades en el acceso a derechos de agua no consuntivos debido a la concentración de estos derechos). Veremos que una de las causas de los problemas es la ambigüedad regulatoria. Esto se refiere tanto a la inexistencia de normativas que faciliten la entrada como a la influencia de las empresas incumbentes sobre la normativa y sobre su interpretación. En general, las normativas y su interpretación se discuten con las empresas del sector y éstas tienen incentivos a presionar por medidas que limitan la competencia y las posibilidades de entrada. Esto no significa que la empresas no deberían entregar sugerencias para el diseño de la normativa (debido a que conocen mejor que el regulador los problemas técnicos, pueden corregir errores producto de la inexperiencia del regulador de la práctica del sector y porque pueden contribuir con ideas), sino que el regulador, al analizar sus propuestas debe considerar los incentivos que motivan sus propuestas y estudiarlas enfatizando la promoción de la competencia en el sector. 2.1 Transmisión Una de las barreras importantes son las que dificultan el acceso a la transmisión por parte de generadores, o las que les hacen temer no tener acceso a transmisión para evacuar su generación. Son particularmente delicadas las restricciones que limitan la capacidad de las expansiones del troncal. Algunos aspectos que deben ser modificados incluyen: 24

25 2.1.1 Planificación ajustada de expansión troncal Bajo la actual ley, los generadores existentes tienen influencia en el estudio de expansión del sistema troncal, lo que es comprensible, porque las decisiones que se toman en cuanto a la expansión del sistema los afectan, ya que deben pagar el 80 % de los costos del sistema troncal. Sin embargo, estas empresas tienen incentivos a limitar la expansión al mínimo para que solo ingresen sus propias centrales. 17 Incluso se llega al extremo de conflictos en los cuales la empresa que tiene centrales cerca de las ciudades entorpecen las expansiones del sistema que podrían ser útiles para las empresas establecidas que tienen sesgo hacia la generación hidroeléctrica, usualmente a mayor distancia de los centros de demanda. El problema es que la participación de las empresas generadoras en la definición del sistema troncal es legítima, ya que pagan parte de él, pero no hay un representante de los potenciales entrantes al sector Dificultades en la planificación de la subtransmisión y las líneas adicionales La Ley no explicita como se planifica la expansión de la subtransmisión. 18 Respecto a la definición de la tarifas solo señala que el valor anual de los sistemas de subtransmisión se basará en instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de cuatro a diez años, que minimice el costo actualizado de inversión, operación y falla, eficientemente operadas, pero el procedimiento es demasiado general para su uso práctico y para proveer incentivos adecuados al desarrollo del sistema de subtransmisión. La consecuencia, como se ha observado en algunas líneas de subtransmisión, es una falta de capacidad. Esto tiene efectos sobre la entrada de competencia porque las empresas no saben si podrán evacuar la energía que generan (incluso si tienen acceso a líneas de transmisión adicional). El problema es menor para las empresas establecidas, que conocen mejor estos aspectos. Asimismo, como se ha mencionado antes, las limitaciones en la 17 Ver también el análisis de este tema que aparece en la citada Propuesta. 18 La definición de sistema de subtransmisión es: las líneas y subestaciones eléctricas que, encentrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras., Art. 75, DFL 1 refundido y actualizado, en adelante Ley Eléctrica. 25

26 capacidad de subtransmisión afectan a las comercializadoras, las que enfrentan dificultades para acceder a clientes en la zona de concesión de la distribución. La Ley establece que no se puede restringir el acceso al sistema de subtransmisión por problemas de capacidad, sino que la capacidad se debe repartir proporcionalmente: Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica,... Asimismo, se debe señalar que la Ley señala para las líneas adicionales Los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto conforme a este artículo no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada (Art. 77). Pese a ser un artículo muy favorable a la competencia, persisten dos problemas: la Ley no establece condiciones para el desarrollo del sistema de subtransmisión en respuesta a incentivos económicos; y la independencia del CDEC en estas evaluaciones de capacidad cuando se trata de un entrante que aún no tiene representación en el CDEC Dificultades para ingresar a subestaciones En el SING existen propietarios de subestaciones que son empresas generadoras, en cuyo caso la empresa puede intentar oponerse a dar acceso a nueva capacidad de generación. Un argumento para esta oposición ha sido el hecho que no se han establecido normas para la conexión de alguna nueva tecnología. Esto tuvo una resolución en el caso de las centrales eólicas con una normativa de conexión que se agregó como un apéndice a las normas técnicas. En el caso de las centrales solares, una norma equivalente no existe aún. 19 Veremos más adelante como la solución a este problema está asociado a la 19 Por ejemplo las unidades fotovoltaicas tienen una muy mala respuesta frente a fallas, si no se agregan medidas especiales. 26

27 definición clara de los atributos requeridos (es decir los servicios complementarios) para una conexión al sistema interconectado y la posibilidad efectiva de transar estos atributos Dificultades para conseguir servidumbres de transmisión Una de las razones para las limitaciones de capacidad en el sistema de transmisión son las dificultades que existen para la obtención de servidumbres. Obtener las servidumbres están demorando varios años más de lo que tardaban en el pasado, y dado que en los estudios de expansión del sistema troncal no se considera este tiempo adicional, los proyectos se completan con retraso, lo que da origen a un sistema desadaptado y a mucha incertidumbre para un entrante respecto a la posibilidades de que su generación pueda ser evacuada por el sistema troncal. Es decir, estos retrasos reducen la posibilidad de competencia y además elevan el costo de la energía directamente. La dificultad en la obtención de servidumbres se debe a que enfrentan problemas de oportunismo de los propietarios de terrenos, que judicializan los procesos, la oposición mediomabiental a nuevas líneas y la oposición de los pueblos originarios a los proyectos que pasan por sus tierras. La situación debería mejorar con la nueva ley de servidumbres (el Proyecto de Ley Sobre Procedimiento para Otorgar Concesiones Eléctricas). En el Norte, quienes quieren servidumbres enfrentan dificultades con Bienes Nacionales, debido a la ineficacia de ese ministerio, aunque se han observado mejoras más recientemente. Dadas las dificultades para obtener servidumbres se debería evitar diseñar líneas, incluso adicionales, con pocas holguras, ya que eso hace necesario volver a poner una línea cuando se necesita ampliar la capacidad de transporte. 20 La figura 11 muestra las consecuencias en Mejillones. Este punto será tratado más adelante, siguiendo las líneas de la citada Propuesta. 20 En algunos casos es posible aumentar la capacidad de un tendido cambiando conductores, elevando el voltaje o colgando más cables de las estructuras. 27

28 Figura 11: Torres de líneas adicionales entre Mejillones y Antofagasta. 2.2 Distribución Contratos de suministro Según la Ley , los contratos de suministro de los concesionarios de distribución se licitan en contratos de largo plazo, normados por un reglamento. El objetivo de este proyecto era el de hacer competir a las empresas y entrantes, asegurado a los entrantes un contrato de suministro en caso de obtener el proyecto. Los resultados no han llevado a la aparición de entrantes que aporten energía de base. Los entrantes que se adjudicaron bloques en las licitaciones no poseían centrales que pudieran operar en base, y en el caso de Campanario, ello dio como resultado la quiebra de la empresa. El problema ha sido la forma que ha tomado las bases y el reglamento, los que hacen difícil la entrada, a menos que el participante disponga de una central ya instalada. Los plazos para la licitación no permiten desarrollar proyectos nuevos antes del comienzo del contrato. Otro problema es que el tamaño de los bloques por los que se compite impide la entrada de participantes más pequeños, a menos que se asocien entre ellos. Por último, las características de los contratos post-caso Campanario podrían imposibilitar los contratos con empresas de ERNC porque no podrían ofrecer garantías por los respaldos que requieren debido a su intermitencia. 28

29 2.2.2 Acceso a inyectar en la red de distribución de pequeños generadores La normativa de ERNC 21 garantiza el libre acceso de estos generadores a las redes de los concesionarios de distribución, siempre que no se ponga en riesgo la seguridad y calidad de servicios: Sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes, las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los PMGD cuando éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros. (Art 7) Sin embargo, las empresas ponen dificultades para otorgar el acceso en algunos casos, escudándose en la exigencia de garantizar la seguridad y calidad del servicio. Esto eleva la incertidumbre en estos proyectos y por lo tanto retrasa su entrada. Esto parece ser responsabilidad de la SEC, que puede modificar los procedimientos, como se señala más adelante en la sección sobre desagregación de servicios complementarios. 2.3 Problemas en la normativa y en los procedimientos Existen una serie de deficiencias en la normativa que pueden tener efectos anticompetitivos, como se describe a continuación Falta de normativas para servicios complementarios y desagregación Aunque acaban (luego de casi una década) de ser aprobados los reglamentos de servicios complementarios requeridos por la Ley Corta de 2005, no existen los manuales de procedimiento que se requiere para implementar en la práctica este reglamento. Por lo demás, la norma recién dictada es deficiente en su orientación centralizada que no permite la creación de un mercado para la provisión eficiente de estos servicios y que menciona equipos y no prestaciones Reglamento para Medios de Generación no Convencionales y pequeños me dios de generación establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos de Decreto Ministerio Energía: Artículo 5:...corresponderá al CDEC [...] deberá instruir, a quien determine, la instalación y/o habilitación obligatoria de los equipos con los que deberá contar el sistema eléctrico respectivo... ; Artículo 15, que señala que las empresas determinan precios, los que son revisados luego por el CDEC; artículos que definen la forma en que se regulan y calculan los precios a pagar por los Servicios Complementarios. 29

30 Esta ausencia de normativa y la consiguiente necesidad de acuerdos (implícitos) entre generadores existentes para proveer los servicios complementarios necesarios para otorgar seguridad al sistema imponen un riesgo para los entrantes. No es claro para un entrante como se reasignarían estas obligaciones luego de su entrada. 23 En general, a cada tecnología se le imponen condiciones que debe proveer para poder conectarse, pero la imposibilidad de transar los atributos (debido a que no hay mercados ni están fijados los precios de estos atributos) implica que cada unidad que desea conectarse debe proveerlos por sí misma, elevando el costo de inversión y limitando la entrada al sector Manejo estratégico de las fallas intempestivas Existe evidencia anecdótica de que fallas intempestivas son usadas por las empresas generadoras existentes para manipular los precios cuando esto les conviene. Esto ocurriría en aquellos escalones de la curva de costo marginal en que la falla de una central hace saltar el costo marginal relevante, debido al cambio de tecnología para generar en la próxima central. Normalmente, debería haber oposición entre empresas que son compradoras y vendedores netos en el sistema, pero cuando los contratos son a costo marginal (como ocurre con una parte significativa de los actuales contratos con clientes libres), esta oposición es menor o no existe. En tal caso el riesgo de precios se traslada a los clientes y las generadoras deficitarias no tienen incentivos para oponerse a las subidas de costo marginal que podría causar alguna maniobra de un operador superavitario. La incertidumbre sobre el grado de manipulación del sistema tiene un efecto disuasivo sobre la entrada, al agregar otro riesgo a una empresa con contratos Acceso a GNL Se ha señalado que las plantas de GNL deberían considerarse como de acceso abierto porque son facilidades esenciales y que éste debería ser un componente esencial en una política de competencia en el sector eléctrico. En efecto, las inversiones en el sector son hundidas y hay cierto grado de economías de escala en un terminal de GNL. Éstos constan de un sitio para la descarga del GNL, una planta gasificadora y depósitos para el almacenamiento de GNL. 23 Un ejemplo es que no existe una norma técnica para conectar centrales fotovoltaicas al sistema, debido a su mala respuesta frente a fallas intempestivas. 30

31 Un problema de plantear el acceso abierto es que la tecnología del GNL tiene indivisibilidades. En forma periódica arriban naves con GNL, las que son descargadas a los estanques en tierra. Las dimensiones de los estanques son tales que permiten descargar la nave, pero no son mucho mayores, por lo que no hay capacidad excedentaria y los estanques no permiten almacenar más que pequeñas cantidades de gas entre periodos. El acceso abierto significa tener acceso al puerto y (si dispone de capacidad) a la planta regasificadora. Los estanques refrigerados, tal vez el costo más importante para responder al aumento de demanda producto del acceso abierto, deben ser construidos especialmente. Es decir, el acceso abierto requiere contratos de largo plazo para poder pagar esta inversión, y debe considerar además el pago de los elementos comunes que se usan. 24 Por lo tanto, no son tan evidentes las ventajas de solicitar el acceso abierto en esta industria. Es relativamente fácil instalar un puerto para graneles líquidos, los que requieren una inversión limitada. En el Norte, ese proceso está avanzado, y Colbún también planea hacerlo en la zona central. Hay otros planes en la zona de Concepción, especialmente dada la prevista mayor abundancia de GNL debido a nuevas tecnologías que permiten la extracción de shale gas. Además, un terminal de GNL para generación no requiere instalar gasoductos, pues la unidad de generación de ciclo combinado puede estar instalada en la vecindad, dado su pequeño impacto ambiental. En el caso de permitir el acceso abierto en Quintero, es necesario utilizar los gasoductos existentes y ampliar su capacidad, ya que es poco probable que una nueva central pueda instalarse en la bahía de Quinteros CDEC independientes Varias de las medidas propuestas dependen de la existencia de un CDEC independiente, y que tenga capacidades de fiscalización y acaso atribuciones para sancionar. 25 En la situación actual, en que los participantes en el mercado tienen excesiva influencia sobre los CDEC, hay una tendencia a rechazar medidas que facilitan la entrada de nuevos 24 Esto diferencia el GNL de los gasoductos provenientes de Argentina, en que un aumento de capacidad del gasoducto para responder a un aumento de la demanda solo requiere instalar más compresores, es decir tiene un costo marginal. 25 Esta última puede delegarse en la SEC. 31

32 actores en el mercado. Los CDEC requieren que los directorios les den más peso a actores que desean la entrada de nuevos competidores en el mercado. 2.4 Generación Los altos precios actuales parecen deberse más bien a retrasos en la entrada de obras nuevas (transmisión y generación de bajo costo) que a maniobras anticompetitivas de los actores presentes en el mercado. Esto no significa que conductas anticompetitivas no estén afectando este mercado, sino que los costos actuales de energía podrían exceder los que serían eficientes incluso para una empresa dominante. 26 Es por lo tanto importante estudiar las causas que provocan los retrasos en las obras nuevas, pese a que podrían no ser consecuencia de falta de competencia Dificultades en la aprobación de estudios ambientales para algunas tecnologías La opinión pública rechaza la aprobación de centrales que usan ciertas tecnologías. Por ejemplo, el carbón, incluso cuando las centrales cuentan con medidas de abatimiento avanzadas que no deberían tener consecuencias importantes sobre el entorno. Incluso cuando estas centrales han sido aprobadas por los procedimientos medioambientales, son detenidas tras la judicialización o porque provocan protestas con impacto político. 27 El problema, desde el punto de vista de los costos de la energía, se amplifica por la incertidumbre sobre la fecha de su puesta en servicio, y si ésta ocurre. Esto impide la entrada de otras unidades como una de ciclo combinado que sería más aceptable para el público, pero que no entra ante la posibilidad de que finalmente se apruebe la construcción de la central a carbón. El retraso en la construcción de alternativas es el que eleva los precios en este caso. 26 Desde hace casi una década (es decir antes de que Ralco, su último gran proyecto, entrara en operación), a Endesa le habría convenido seguir desarrollando sus derechos de agua no consuntivos. Alexander Galetovic, comunicación personal. 27 En muchos casos las protestas se originan en el impacto sobre el paisaje de las centrales. Aunque es posible limitar algo este impacto, finalmente la sociedad debe decidir si está dispuesta a sacrificar algunos paisajes aislados a cambio de electricidad de menor costo. Aparentemente muchos objetores a los proyectos no han conceptualizado el costo para la sociedad de altos costos de energía. 32

33 2.4.2 Dificultades para adquirir terrenos a bienes nacionales para proyectos ERNC Los proyectos ERNC en el Norte se construyen en terrenos fiscales bajo la tuición del Ministerio de Bienes Nacionales. De acuerdo a especialistas del sector, pese al interés del gobierno en el desarrollo de estos proyectos, a menudo el Ministerio de Bienes Nacionales es ineficiente en el traspaso de terrenos para la instalación de proyectos o para su uso en servidumbres Manipulación de la entrada de algunas centrales Una de las causas de los altos costos marginales del año pasado fue el retraso de la entrada en operación de las centrales a carbón Santa María y Bocamina II, las que sufrieron en un caso, retrasos por razones técnicas y en el otro por la oposición local. Sin embargo, el retraso podría también tener componentes estratégicas Manipulación de las características de algunas centrales Algunas centrales declaran ser menos flexibles de lo que permite su tecnología, con el objeto de siempre operar en el rango más eficiente de operación. Este también es un comportamiento oportunista que les permite evitar las obligaciones que impone la pertenencia a un sistema interconectado Manejo de los precios del GNL Las declaraciones de costos de las centrales con contratos de GNL podrían tener componentes estratégicos, tal como en el caso anterior (ver figura 12). Las variaciones que se observan en los precios declarados podrían ser la declaración eficiente (de acuerdo al estado de los estanques y la cercanía de la próxima nave con GNL), o podrían incorporar aspectos estratégicos Falta de alternativas al fin de los contratos Un problema que enfrentan los usuarios no regulados es que al finalizar sus contratos deben necesariamente recontratar, y esto significa que es fácil que los pocos oferentes se coordinen o para que los usuarios al menos tengan poco poder para negocia mejores condiciones en sus contratos. 33

34 2.4.7 No es claro que todas las centrales a las que se les paga potencia puedan funcionar en forma continuada En el sistema eléctrico chileno existen alrededor de 4Gw de potencia en centrales de punta (diesel). Todas ellas reciben el pago de potencia y como la capacidad instalada de generación excede la potencia de punta (incluido el factor de excedencia para responder a fallas potenciales) el pago de potencia a las centrales se reduce en un factor correspondiente a este exceso. En muchos casos, ocurren extensos periodos en los que estas centrales de punta no entran en operación y no existe un procedimiento para asegurar que están en condiciones de operar en forma continuada en caso de requerirse. Pero su existencia reduce el pago de potencia que reciben las demás unidades, por lo que representan un desincentivo a la entrada de nuevas unidades, en particular en el caso de entrantes al mercado. Las nuevas normas sobre emisiones de las centrales térmicas debería reducir este problema al sacar del sistema a centrales antiguas, contaminantes y de alto costo de operación que sobreviven hasta ahora pues reciben el pago de potencia Uso estratégico de un recurso como derechos de aguas En el pasado se ha acusado a la empresa poseedora de gran parte de los derechos de agua no consuntiva del país de retrasar la entrada de sus centrales (recordemos que la inversión es el mecanismo de competencia en el sistema) con el objeto de elevar los precios. Asimismo, la incertidumbre sobre la entrada de estas centrales, que siempre operarían en base, sería un disuasivo de la entrada de centrales de otras empresas. Es por este motivo que se implementó el pago por los derechos de agua no consuntivos que no estuvieran siendo utilizados. Al respecto, se pueden hacer dos comentarios. Primero, el pago está mal definido pues lo deberían pagar todos los derechos de agua no consuntivos, en uso o sin uso. Al no hacerlo se introduce una distorsión, ya que un mismo activo tiene costos distintos dependiendo solamente de si está en uso, lo que abre el espacio para trucos para demostrar que los derechos están en uso. Por lo demás, como es un cobro fijo, no afecta los costos marginales directamente una vez realizado el proyecto, y solo afecta la decisión de construirlo. 34

35 Debería considerarse como análogo a una contribución municipal y ser percibido en parte por las municipalidades de la vecindad y en parte por la Región en que se encuentran. Segundo, en la actualidad es un derecho poco relevante, pues la empresa lo recupera cuando construye eventualmente su obra, por lo que no le entrega incentivos a acelerarla. Además, el monto es muy pequeño. En consecuencia, es dudoso que en la actualidad este pago tenga algún efecto en el mercado de derechos de agua, como lo señala el informe CADE. Pese a esto, debido a la oposición al aprovechamiento de los derechos de agua existentes, parece más bien que se ha retrasado la entrada de nuevos proyectos que utilizan agua incluso en relación al punto eficiente para un monopolio. En la actualidad el problema principal es de retraso por oposición a los proyectos. 35

36 3 Propuestas para mejorar el acceso al mercado Como se ha señalado antes, la causa principal de los elevados costos actuales de la energía es que el sistema opera en forma desadaptada, debido al retraso en inversiones programadas en centrales de base y a cuellos de botella en transmisión. Los retrasos o el rechazo a inversiones en centrales de base se deben, la mayor parte de las veces, a oposición ciudadana a proyectos en el sector y escapan por tanto al campo de este trabajo. Otros trabajos de esta serie abordan estos problemas. La otra causa para la desadaptación del sistema es interna al sector: se debe en parte a la oposición a la expansión del sistema de transmisión en el primer plan de expansión, a problemas derivados del cese del gas Argentino y a otras decisiones de los CDEC. Empero, si se resolviera el problema de desadaptación, reaparecerían problemas de competencia, cuyos impactos se encuentran sumergidos por los problemas más obvios de un sistema desadaptado. La situación actual no es necesariamente negativa para las empresas de generación establecidas, que pueden traspasar parte del riesgo de costo de sus contratos a los usuarios, obteniendo las ganancias inframarginales en generación. A su vez, parte de la oposición ciudadana que entorpece o impide la construcción de líneas y centrales está motivada por la percepción de la excesiva concentración en generación. 28 En este capítulo se proponen diversas medidas para mejorar el acceso a los distintos segmentos del sector eléctrico. Las principales propuestas están destinadas a resolver la ambigüedad regulatoria que limita este acceso y que favorece a los incumbentes. Ellas incluyen la creación de un esquema normativo que asegure que el ingreso de nuevos actores no será entorpecido por dificultades regulatorios, y para asegurar una supervisión eficiente de este acceso. Asimismo, se adoptan la mayor parte de las recomendaciones de la Propuesta en transmisión, ya que disponer de suficientes holguras en transmisión contribuye a la competencia en generación. 28 Una de las razones populistas utilizadas por la oposición a Hidroaysén es que sus desarrollados son Colbún (del grupo Matte) y Endesa, por lo que las rentas del proyecto irían a uno de los mayores grupos nacionales y a una empresa extranjera. 36

37 Las recomendaciones no representan cambios drásticos en nuestro actual sistema, que está bien concebido para un mercado con pocos participantes de gran tamaño. Otros esquemas regulatorios, como aquellos basados en mercados de energía, como el del Reino Unido por ejemplo, enfrentarían problemas de competencia más serios que los actuales, y sistemas con más intervención estatal podrían distorsionar los incentivos a invertir Desagregación El Ministerio de Energía ha aprobado el Reglamento de Servicios Complementarios, elemento esencial para poder desagregar los servicios requeridos. 30 En efecto, para que un sistema interconectado pueda funcionar con seguridad no solo se requiere disponer de potencia y energía, sino también de una serie de servicios complementarios: regulación de frecuencia primaria y secundaria, potencia reactiva, reservas instantánea y pronta, arranque autónomo y desconexión de carga. 31 Las empresas que proveen estos servicios deberían recibir una remuneración por ellos. Por otra parte, las unidades que tienen una toma de carga y tiempo de partida rápidos deberían recibir un ingreso adicional independiente de su producción de energía y potencia. No se deberían agregar estos dos atributos de una central en un pago único de potencia, como se hace hoy. Actualmente los distintos servicios necesarios para proveer seguridad los entregan los participantes del sistema, transándolos según reglas poco claras, y se imponen reglas de conexión a cada tecnología para que provean, al menos en parte, estos servicios. Una mejor alternativa es que cada unidad que se conecta al sistema deba contribuir con servicios complementarios acuerdo a su ubicación en la red, por si misma o mediante transacciones con otras unidades, según reglas claras. De esta forma, la normativa de conexión se podría unificar y simplificar, ya que no dependería de la 29 Esto se observa en Perú, que inicialmente tenía un sistema similar al nuestro, el que fue intervenido varias veces ante presiones de lobbies sectoriales o por el temor del gobierno al alza de precios, lo que ha distorsionado los incentivos. Pese a la mayor abundancia de recursos energéticos, no hay interés en invertir en centrales hidráulicas (pese a la poca oposición ambientalista, hasta ahora), falta inversión en potencia de reserva, y la generación se concentra en los alrededores de Lima (porque es el terminal del gasoducto proveniente de Camisea, que trae gas subsidiado), entre otros. 30 Como se ha mencionado antes, el Decreto establece un sistema regulado y centralizado, sin abrir espacios para que operen esquemas de mercado tales como licitaciones abiertas para proveer los servicios, ni empresas especializadas en proveer algunos de éstos. Esto es una deficiencia que debería ser corregida. 31 Listado de servicios tomado del artículo Servicios Complementarios, Carlos Finat, Minería Chilena, 02/04/13. 37

38 tecnología. Estos servicios pueden ser provistos directamente por la unidad o contratados con otra empresa que tenga un excedente en este servicio, registrándose el contrato de provisión de estos servicios en el CDEC. 32 Esto es similar a los contratos entre empresas de generación para cumplir los requisitos de potencia en los contratos de suministro con clientes. Para hacer operativa esta recomendación, es imprescindible que se aprueben los manuales de procedimiento para los servicios complementarios, y que no favorezcan indebidamente a las empresas incumbentes. 33 Asimismo, es necesario que el CDEC fiscalice que una vez que se hayan registrado contratos por todos los servicios complementarios estipulados en la normativa, la conexión de la unidad generadora al sistema debe ser sin condiciones adicionales y en un tiempo máximo predefinido. En resumen, se debe propender a la desagregación de los distintos servicios complementarios y a la creación de mercados de estos servicios, y solo cuando su oferta está concentrada y no hayan alternativas de provisión de estos servicios en forma competitiva debería ser un mercado de precios regulados Holguras en transmisión En esta sección en general se siguen las ideas de la ya citada Pro puesta. Dado que uno de los mayores problemas es la estrechez de capacidad de transmisión, que obliga al sistema a operar con mayor costo y que dificulta la entrada de competencia, es necesario que la planificación del sistema de transmisión troncal incorpore el efecto procompetitivo de las holguras en transmisión, al reducir la incertidumbre que enfrentan los entrantes ante la posibilidad de no poder evacuar su energía. Recientemente se aumentó el horizonte de planificación de la transmisión, pero no es claro que esto sea suficiente para crear las holguras requeridas para incentivar la entrada de competencia. La Propuesta señala que no 32 Esta última empresa podría estar especializada en la provisión de servicios complementarios. 33 Esto último requiere que los CDEC, la SEC y la CNE se incorpore el concepto de defensa de la libre competencia como un valor necesario para cumplir sus objetivos de asegurar el suministro y calidad de servicio y minimizando costos. Ver más adelante para un análisis más completo de este tema. 34 Dos temas adicionales relacionados con acceso que parece inapropiado dejar pasar: 1. Otra forma de acceso al mercado es establecer net metering. 2. Para facilitar el acceso al mercado de ERNC, los contratos de suministro a clientes regulados deben tener flexibilidad para poder contratar ERNC, de manera que la empresa de distribución pueda ofrecer contratos con energía ERNC sin tener el costo de compensar a su contrato de suministro. Así la empresa de distribución podría ofrecer contratos de suministro en los cuales se ofrece energía verde a los que deseen contratarla (por ejemplo empresas que desean mejorar su imagen ante el público). 38

39 hay ningún motivo para no usar un horizonte de 35 años para la planificación, y un horizonte de 10 años para las obras a realizarse. La Propuesta sugiere modificar la definición de troncal, de manera de incorporar su aporte a la competencia en el sector. Sugiere Propone que se consideren parte del troncal las interconexiones entre sistemas y que se extienda el troncal a zonas con muchos demandantes u oferentes. La bidireccionalidad de los flujos dejaría de ser parte de la definición de troncal, el que se concentraría en su rol como solución a los problemas de coordinación del sistema. De esta manera se resolvería el problema de coordinación y de pérdida de economías de escala, evitando la repetición de paisajes como el de la figura 11 y otros similares a lo largo del país. Sin embargo, las expansiones del troncal siempre deben estar sujetas a evaluación social de proyectos. La Propuesta sugiere reducir la participación de los generadores en los peajes desde 80 % a 50 % y tal vez posteriormente a 25 %, lo que tiene el efecto de reducir su influencia en la planificación del sistema troncal, la que pasaría a estar dominada por los consumos. 35 En cuanto a las holguras en la planificación de la transmisión, se debería incorporar un factor asociado directamente a competencia en el sentido que una vez definida la demanda por transmisión, se aumente la demanda en cada nodo por un factor de competencia mayor que uno. En transmisión, en general sobredimensionar es menos caro para el sistema que equivocarse en la dirección contraria, debido a economías de escala, y como en el nuevo esquema serán los usuarios los que pagarán y tendrán influencia en las decisiones de transmisión, ellos podrán sopesar la conveniencia de pagar algo más a cambio de aumentar la posibilidad de entrada de competencia. En cuanto a las líneas adicionales, la Propuesta sugiere un mecanismo denominado TAIP (Transmisión Adicional de Interés Público) que ayudaría a resolver el problema de coordinación entre empresas generadoras, que hacen cada una su línea, sin aprovechar economías de escala e impactando innecesariamente el paisaje. El TAIP se caracteriza por requerir la participación de varios interesados que deben coordinarse y presentar un plan al Estado. Si el plan es aprobado, puede ser licitado y se procede a la expropiación de la 35 Las señales de localización seguirían existiendo, pero ahora centradas en los clientes. Un tema a considerar es la extensión excesiva de la definición de troncal. Este fue uno de los argumentos utilizados para la actual ponderación de la generación en los peajes, pues estos se opondrían a su extensión excesiva. 39

40 faja necesaria para instalar la línea. Se prefiere la expropiación a la constitución de servidumbres debido a la mayor agilidad y flexibilidad de ese procedimiento involucrando al MOP comparado con la constitución de servidumbres, incluso bajo la propuesta de nueva Ley. Una alternativa sería permitir que las empresas usuarias sean las que decidan que mecanismo usar para adquirir los terrenos de paso de la línea. Otra recomendación de la Propuesta consiste en usar el mecanismo VPI utilizado en carreteras concesionadas para resolver el problema de que algunos generadores ingresan a producir primero y no se desea recargar sobre éstos los costos totales del proyecto de transmisión. Es decir, las anualidades serían variables. Además, este mecanismo tiene la ventaja de permitir la recompra del proyecto si es necesario ampliarlo, sin tener que negociar la ampliación con una sola empresa. 36 El mecanismo de expropiación y VPI también podría usarse para nuevas líneas en el troncal. Esto además haría más aceptable tener holguras en el sistema troncal, ya que las anualidades crecerían en el tiempo, a medida que aumenta la demanda por las líneas. 3.3 Cambios en los CDEC y otros organismos reguladores Otra manera de mejorar el acceso a los mercados es despejar la incertidumbre en los procedimientos y la fiscalización de las condiciones de competencia. Para ello es necesario modificar a los CDEC y en aspectos menos importantes a la CNE y a la SEC. En la actualidad los CDEC dependen en exceso de las empresas generadoras aunque ahora se tiene una representación más amplia que en el pasado entre otras cosas, por la posibilidad de remover al Director y porque los presupuestos dependen de las empresas. Es difícil eliminar estas limitantes, ya que de otra forma los CDEC podrían dejar de responder a las necesidades del sistema. Sin embargo, se podría aumentar la votación necesaria para el cambio de Director, y los presupuestos podrían ser al menos nominalmente plurianuales, lo que reduce las presiones de corto plazo y entrega más independencia En el apéndice B se presenta el esquema teórico de esta propuesta, definida en el contexto del CADE. 37 Hay quienes proponen la participación del Estado en los CDEC. No es clara la razón para ello, ya que el Estado dispone de varios órganos reguladores del sector (SEC, CNE, Minenerg, FNE, etc). Esta participación introduce el riesgo de que las decisiones de operación estén contaminadas por 40

41 El CDEC, la CNE y la SEC deberían recordar que parte de su misión es asegurar que se respeten las condiciones de libre competencia en el sector eléctrico. 38 El CDEC tendría así la obligación de informar a la SEC (para que haga la investigación) y a la FNE de sus sospechas de comportamiento o prácticas anticompetitivas. En los estudios del troncal, la posición del CDEC debería ser a favor de disponer de holguras en el sistema, lo que se facilitaría al cambiar la forma en que se paga la transmisión y porque debería aumentar la participación de los usuarios en las decisiones. La CNE velaría porque los plazos para las licitaciones de suministro sean suficientes para dar cuenta de los tiempos efectivos de instalación de centrales, como lo recomienda el CADE, asegurando que la participación de entrantes sea efectivamente (y no solo formalmente) en similares condiciones a los de las firmas establecidas. Se pueden diseñar contratos por bloques de menor tamaño, y tal vez excluir a los participantes en el mercado de participar por estos bloques para así alentar la entrada, como se ha hecho en las licitaciones de espectro, o de terminales portuarios mono operados. El CDEC debería tener un rol más activo en evaluar el acceso a las redes. Si se deniega el permiso de acceso habiéndose cumplido las condiciones establecidas en la normativa modificada de acuerdo a las reglas de desagregación de servicios definidas más arriba, las unidades rechazadas deberían poder apelar al CDEC y si este verifica en plazos cortos que no hay razones para impedir el acceso, debería comunicarlo a la SEC para una sanción. Dado que una serie de problemas de competencia y de trabas a la entrada están relacionados con las débiles capacidades de fiscalización de los CDEC, se debería reforzar su capacidad y presupuesto de fiscalización y su independencia de las empresas. Una alternativa es que estas tareas se deleguen en la SEC, pero debido a sus características eminentemente técnicas, parece más apropiado mantenerlas en los CDEC. consideraciones extrasectoriales. Por último, no queda claro que se ganaría con su participación que no se lograría si en el CDEC se encuentran intereses opuestos. 38 Esto no significa agregar un objetivo más a las tareas de los CDEC. Estos organismos tienen como objetivos primordiales velar porque el sistema opere a mínimo costo y con seguridad. Velar por la competencia asegura la minimización de costos en el largo plazo. Por lo tanto, al establecer explícitamente un sesgo en defensa de la competencia, evita que la minimización de costos de corto plazo milite contra el objetivo principal. 41

42 Para verificar que unidades de punta que operan en pocas ocasiones son capaces de entregar potencia, el CDEC debería tener un plan de exámenes, en los que aleatoriamente se incluye una de estas centrales en el despacho semanal. El costo extra de la operación de prueba (por varias horas) debería ser de cargo del sistema. En caso de que la unidad no funcione en forma correcta, se descontaría inmediatamente una fracción de su pago de potencia, sin apelación. 39 En segundo lugar, los CDEC deberían tener independencia para investigar las fallas intempestivas con efectos significativos sobre el costo marginal y comunicar los resultados a la SEC. Esta debería proveer estudios continuos sobre las características de las fallas intempestivas (por ejemplo, su efecto sobre los costos marginales), para reportar a la FNE, y tal vez usar su poder sancionador. 40 Asimismo sería conveniente que el CDEC (o tal vez la SEC) investigara aquellos casos en que una central ya construida se retrasa, y reportara la información recopilada a la FNE en caso de observar comportamiento oportunista de las empresas. Los CDEC debería tener la capacidad para revisar que las características técnicas de la máquina son realmente la declarada por sus propietarios. Alternativamente se puede obligar a las empresas a mantener sus declaraciones de estas características por periodos largos. El riesgo de cambio exógeno podría hacer costoso declarar valores que no corresponden a los verdaderos. Solo como un ejemplo, una empresa que declara que su unidad puede operar solo en el rango de % no podría modificar esta declaración por un período de cinco años y no se la llamaría al despacho cuando se requiere cierta flexibilidad de despacho. Para evitar la manipulación oportunista de las declaraciones de disponibilidad y precios de GNL, el CDEC debería establecer reglas que eviten estos comportamientos. Por ejemplo, en la planificación de la operación, debería considerarse como indisponible toda 39 Entre las unidades en esas condiciones, se podrían hacer una nueva revisión aleatoria más estricta, para ver si se retira del sistema o vuelve a recibir el pago de potencia completo. Esta revisión sería a su propio costo, y se compensaría a las unidades desplazadas. 40 En este sentido es interesante observar que una de las causas principales para la quiebra de la central Campanario la primera licitación de un contrato regulado a una empresa entrante fueron los atrasos de las centrales Santa María I de Colbún (342 MW) y el de la central Bocamina II de Endesa (370MW). Por supuesto, estas plantas se vieron afectadas por el terremoto de 2010 y además hubo una sequía, pero si las centrales hubieran entrado en servicio antes, la crisis de Campanario se habría retrasado o no habría ocurrido. 42

43 componente de la declaración que no esté a firme. Al mismo tiempo, las declaraciones de precios deberían corresponder a motivaciones económicas directas, es decir, incorporar reglas que determinen como se fija el precio en cada momento (por ejemplo, una regla que incorpore las reservas remanentes).esto debería limitar los efectos estratégicos de las actuales declaraciones. 3.4 Derechos de agua La asignación de los derechos de agua es un tema que, pese a las controversias ambientales que impiden su uso, sigue siendo relevante para el acceso a los mercados eléctricos. La actual concentración de derechos de agua aprovechables parece ser una de las causas de la oposición a su uso, por lo que existirían dos motivos para promover la desconcentración de estos derechos. Primero, porque al tener una empresa estos proyectos de bajo costo de operación siempre en el horizonte, inhiben la entrada de centrales, ya que temen que la entrada estratégica de centrales hidroeléctricas hagan que sus nuevas unidades sean menos rentables o tengan pérdidas. Segundo, porque es precisamente la extrema concentración de estos derechos uno de los argumentos utilizados en contra de la construcción de centrales hidroeléctricas. El informe del CADE reconoció la poca efectividad de los actuales impuestos por no uso, y propuso que los derechos de agua paguen contribuciones a beneficio de las comunas adyacentes y de la Región, tal como lo hacen otros derechos de propiedad. 41 Un pago de este tipo sería proporcional al valor económico de los derechos, es decir al valor de la energía potencialmente producible, y no deben desaparecer cuando su propietario construye la central. 42 Al ser un cobro fijo, no afecta el costo marginal, aunque si la decisión de realizar el proyecto, pero por otra parte, si los hace más aceptables para las comunidades, el efecto final sería el de facilitar los proyectos. Una ventaja de un pago transparente y permanente es que reduce las sospechas de cohecho en las negociaciones con la comunidad, y al ser un derecho permanente, los 41 Las empresas pagan patentes en las comunas en que están establecidas, así como las propiedades inmobiliarias y móviles (automóviles). Los derechos de agua consuntivos pagan en cierta medida, debido a que las contribuciones de tierras irrigadas son más altas que las de secano. Las plantas térmicas y de otro tipo también deberían pagar aportes similares. 42 En principio también se debería aplicar a otras fuentes de energía, para hacerlas equivalentes: a centrales térmicas y de otro tipo. 43

44 beneficios que provee la central a la comunidad son continuos en el tiempo. Si la comunidad no permite que los derechos se usen, éstos serán abandonados luego de algún período en que se resuelve la incertidumbre, y la comunidad tendrá menos ingresos. Dado que esta medida eleva el costo de los derechos no consuntivos, incentiva a las empresas propietarias a venderlos o a liberarlos si no piensan utilizarlos en el futuro cercano. Otras empresas, con proyectos pero sin derechos, tendrían entonces acceso a los derechos que requieren. Las comunidades locales, si se empeñan en no aceptar el uso de los derechos de agua, harán que estos se abandonen y cesen los ingresos a la comunidad, la que así podrá evaluar la conveniencia de su oposición a la obra. 3.5 Otros Es necesario evaluar la conveniencia de forzar la entrada de nuevas empresas de generación. El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia podría en aras de fomentar la competencia en el sector-- exigir que en una fracción de las futuras licitaciones de suministro de las distribuidoras del SIC no puedan participar las firmas que actualmente dominan el mercado. 43 Esto garantiza la entrada de nuevas empresas de generación, lo que haría que hubiera más actores permanentes en el sistema. El inconveniente es que esto probablemente redundaría en precios más altos en esas licitaciones, tanto debido a la menor competencia como al riesgo de ingresar al mercado de contratos de suministro de distribución. Este riesgo aparece por la posibilidad de no poder cumplir el compromiso de suministro si no se dispone de unidades de respaldo que permitan enfrentar los retrasos que afectan la construcción de unidades de generación. Pero si los mayores precios son solo para una fracción de la demanda de un 10-20%, el efecto sobre precios podría ser limitado, y redundar en menores costos de largo plazo si efectivamente esto aumenta el acceso y la competencia en el sector. Al terminar el plazo de vigencia de los contratos de un cliente no regulado, éste se encuentra en condiciones muy desventajosas para contratar de nuevo su suministro, dado que solo enfrenta dos o tres comercializadores-generadores. Como la fecha en que debe tener contratado su nuevo suministro es conocida, su posición negociadora es débil. Una alternativa que mejoraría su posición negociadora es darle más flexibilidad. Para ello, el 43 Esto se ha hecho en el sector portuario, por ejemplo. 44

45 cliente no regulado podría tener la opción de comprar a costo marginal al terminar su contrato. Así podría esperar a mejores ofertas sin verse acorralada por el fin de su contrato anterior. Es necesario analizar si es más conveniente que el plazo en que puede comprar en el mercado spot debe ser un plazo definido o indefinido. 45

46 4 Conclusiones y recomendaciones Este trabajo ha entregado un diagnóstico y una serie de propuestas para mejorar el acceso al mercado eléctrico de nuevas empresas de generación, incentivando la competencia en el sector. Las propuestas principales se relacionan con la reducción en la actual ambigüedad regulatoria que beneficia a las firmas establecidas en el sector y limita la entrada. En particular, es importante reducir la influencia de los actuales participantes en el sector en el diseño e implementación de la normativa. Para ello se recomienda que los CDEC incorporen el hecho que su rol no es ser miope en minimizar el costo de corto plazo (sujetos a las obligaciones de seguridad y calidad de servicio) sino también el de largo plazo, y que para ello es esencial asegurar el acceso al mercado. Esto también requiere que los organismos del sector: CDEC, SEC y CDEC consideren, al discutir cambios a la normativa o a su implementación, sus efectos sobre la competencia. Esto significa que se deben evaluar las contribuciones de las empresas del sector a la discusión de los reglamentos y de su implementación, considerando el impacto que podrían tener sobre la competencia en el sector. Asimismo, se recomienda establecer un solo grupo de condiciones incluyendo la provisión proporcional de servicios complementarios para conectarse a la red, independientemente de la tecnología. Las unidades que se conecten deben proveer los servicios complementarios que les corresponden, acaso contratándolos en el mercado. En cuanto a transmisión, se recomienda en general seguir las sugerencias de la Propuesta en orden a crear un sistema de transmisión con holguras que contribuyan a la entrada de nuevos participantes en el mercado. En particular, se concuerda con la Propuesta en la reformulación del concepto de troncal, la reasignación de los peajes a los clientes, el uso del mecanismo de expropiaciones en vez de servidumbres, el uso del VPI y el concepto de línea adicional de interés público. Se debe evaluar si es conveniente, para asegurar la competencia en generación, forzar la entrada de nuevos actores impidiendo que los principales operadores actuales puedan participar en algunas de las licitaciones de suministro de clientes regulados del SIC. Finalmente, en lo referido a derechos de agua, se sugiere que los derechos de agua no consuntivos paguen contribuciones relacionadas con el valor económico del proyecto que potencialmente se construiría y que los ingresos permanentes provenientes de estos derechos se dividan entre la comunidad adyacente y la 46

47 Región en la que se inscribe. Es importante señalar que las medidas propuestas no tendrán efectividad sino cuando se resuelvan los problemas que enfrentan los proyectos de energía de base debido a la oposición ambiental, de grupos originarios o de las localidades cercanas a los proyectos. Reducir esta oposición depende de la efectividad de las propuestas contempladas en otros documentos de esta serie. Mientras estas propuestas no se implementen y demuestren su efectividad, un entrante enfrenta demasiado riesgo al participar con un proyecto de energía de base. 47

48 5 Apéndices 5.1 Apéndice A: Retraso de entrada de centrales y contratos a precio marginal Un ejemplo que muestra que cuando los clientes libres contratan a costo marginal, las empresas tienen incentivos a retrasar la entrada de centrales de base Contrato a costos marginales Suponemos que la empresa tiene una fracción a' de la demanda contratada y una fracción a' de la oferta, tanto si la nueva central entra a tiempo como si no lo hace (es decir está totalmente contratada). Es decir, tiene un equilibrio de contratos y oferta. En la Figura se muestran los costos marginales. Estos vienen dados por c(q) hasta ~Q. La nueva central contribuye con potencia ~QQ con costos c(q) en ese tramo. 44 Si la nueva central se retrasa, se debe seguir usando la función de costos marginales más elevada c~ en el tramo ~QQ. Entonces las utilidades instantáneas por venta de energía, sin retraso, son: Retrasando la entrada, son: Π = αpq α ( c(q)dq + c(q)dq) Π αp Q α ( 0 Q Q Q Q c(q)dq + c (Q)dQ Conviene retrasar si (denominando por Az al cambio en la variable z): 0 Q Q 0 < Π Π Π = α (Q(ΔP) Δc(Q)dQ) Q En la expresión, lo que se debe comparar es el efecto de los mayores costos sobre la cantidad de energía que provee la nueva central ((Q Q), contra el cambio en los precios sobre la cantidad total vendida en el mercado. Es importante notar que la participación de Q ) 44 Aquel se supuso que la nueva central entra en la parte más alta de la curva de costos marginales, pero esto no es necesario para los resultados. Todo lo que se requiere es que desplace la curva de oferta hacia la derecha. 48

49 mercado de la firma no importa para determinar cuánto conviene retrasar el proyecto. En este caso es claro que al aumentar el costo marginal tanto el efecto es conveniente para la empresa. Figura 13: Condiciones para la manipulación de precios por retraso de entrada Contrato de precio fijo Qué sucede si el contrato es a un costo fijo P, como se muestra en la figura? Se tiene que las utilidades de la empresa, si no retrasa son: y si retrasa son: Π = αp Q α ( 0 Q Q c(q)dq + c(q)dq Π = αp Q α ( c(q)dq + c (Q)dQ) 0 Q Q Q Q ) 49

50 es decir, el efecto del retraso en la entrada es: Q ΔΠ Δc(Q)dQ Q Dado que el precio de venta es fijo, el cambio en las utilidades no depende del precio contratado y solo del cambio en el costo de la energía, efecto que es negativo. Por lo tanto, en este caso no hay incentivos al retraso si la empresa está totalmente contratada. En este caso, la diferencia entre estar contratada y no estarlo hace la diferencia. Supongamos que la empresa está contratada hasta Q /2 al precio P. En la parte no contratada, le interesa el precio más alto posible, porque está vendiendo en el mercado spot. Entonces debe realizar una comparación similar al de la primera sección, viendo el efecto del cambio de precios sobre la parte no contratada de su oferta, menos el costo de no vender la energía de la central retrasada Conclusiones 1. Si la empresa está totalmente contratada a un precio fijo, no desea retrasar la entrada de su central. 2. Si la empresa está contratada a un precio que depende del costo marginal, le conviene retrasar la entrada del proyecto dependiendo del efecto del cambio de precios por la cantidad, menos el efecto cantidad de nueva generación por la diferencia de costos marginales promedio. 3. Si la empresa está parcialmente contratada a un precio fijo, se hace cada vez más tentador retrasar la entrada a medida que la contratación es menor. 5.2 Apéndice B. Uso de VPI en transmisión Uno de los principales problemas que sufre nuestro sistema eléctrico son los de capacidad en transmisión. Ello significa, entre otras cosas, que existen centrales en el Norte con capacidad para abastecer el centro, pero que en ocasiones no pueden hacerlo por falta de capacidad de transmisión, lo cual reduce la seguridad del sistema y eleva los costos. Por otra parte, otras centrales no pueden inyectar en horas de punta, pese a que son de bajo costo, obligando a la operación forzada de equipos de mayor costo. Esto reduce la competitividad del sistema, porque potenciales entrantes no pueden estar seguros de que 50

51 podrán vender su producción cuando hayan completado la construcción. Las principales razones para los problemas anteriores son los retrasos en la construcción de líneas, y que las líneas que se planean son demasiado ajustadas. El retraso en la construcción de las líneas se debe a dos causas: la oposición ambiental a los proyectos, y a la obsoleta normativa sobre servidumbres, que incentiva el comportamiento estratégico de los propietarios de los terrenos. El problema de las servidumbres puede resolverse mediante un sistema similar al aplicado en concesiones de carreteras, en que se construye y se paga un valor comercial por la servidumbre, y si hay un conflicto con el propietario, éste puede pedir un cambio en tribunales u otra instancia de mediación de conflictos. Una propuesta legislativa en esta línea parece estar paralizada en el Congreso. Respecto a la oposición medioambiental, parece necesaria una intervención más activa del Estado para conseguir algún tipo de aprobación previa para un trazado matriz que satisfaga las necesidades de ampliación de varias décadas, el cual sería construido a medida que aumente la demanda por energía. En cuanto a lo ajustado del dimensionamiento de las expansiones del sistema de transmisión, aunque la empresa de transmisión tiene incentivos a expandir las inversiones (al menos cuando se trata de ampliaciones), los generadores establecidos, que pagan la mayor parte del costo, se oponen a ello. Los generadores se oponen porque enfrentan el costo directo de sobreinversión cuya capacidad no se utilizará en el futuro cercano, y porque la sobrecapacidad facilita la entrada de competencia. Una forma de moderar la oposición de los generadores es modificando el sistema de peajes. Para ello se debe reducir la proporción del pago de sobredimensionamiento que deben hacer los generadores mientras la capacidad de transmisión sea excedentaria. Una posibilidad es traspasando una mayor proporción del costo a los consumidores, pero eso tiene el inconveniente de diluir la señal de localización. Otra alternativa es utilizar un esquema de pagos que va aumentando en el tiempo, como se muestra a continuación. 51

52 5.2.1 Peajes variables Se requiere un mecanismo por el cual las anualidades de transmisión vayan creciendo a medida que la capacidad del sistema se satura. De tal manera, el subsidio de los generadores actuales a los futuros en el caso de líneas sobredimensionadas, de existir, es menor. Para explicar el método definamos las siguientes variables: I: Valor de inversión estimado del proyecto, el que puede estar sobredimensionado. T: Año en que se alcanza el Valor Presente de los Ingresos. V: Valor solicitado por la empresa (en valor presente) por realizar el proyecto. A t: Parámetro que mide la utilización del proyecto de transmisión. p: Tasa de descuento oficial del proyecto. r: Tasa de descuento de la empresa que realiza el proyecto. A: Anualidad de referencia del proyecto. T t: Peaje a prorratear entre usuarios en período t. I t: Ingreso tarifario período t. En una licitación de obra nueva, la empresa ganadora sería la que solicita el menor valor presente de los ingresos V. A partir de este valor presente se genera una anualidad de referencia A que paga por el proyecto de manera que (sin incorporar el COMA) se tiene: V = A (1 + p) t t=1 Si hay competencia por el proyecto, y la tasa de referencia del gobierno p es similar a la tasa r usada por la empresa para descontar, se debería tener V = I. El punto clave del método es notar que, si se paga por separado el COMA, cualquier secuencia de pagos de T peajes τ t t=1 tal que deja indiferente a la empresa que construyó el proyecto. 45 Es decir, no 45 La diferencia entre tasas de interés usada por el Estado y la de empresa no es un problema, porque la empresa, al solicitar su VPI, puede aumentar su valor si estima que la tasa de descuento del gobierno es demasiado baja. Dado el supuesto de competencia, esto no es un problema. Sin embargo, es recomendable que el Estado ponga una tasa cercana a la usada por privados. 52

53 es necesaria una serie de pagos constantes para que la empresa sea remunerada por su inversión. En la próximas dos secciones se presentan dos alternativas que pueden resolver el problema. V = τ t + Ι t (1 + r) t t= Anualidades variables La idea del mecanismo es que mientras la capacidad (definida de alguna forma) de la línea no se alcance, se paga solo una fracción λ t < 1 del peaje. Esta fracción va creciendo con la demanda por la línea, hasta alcanzar su capacidad, cuando el valor del peaje es el de largo plazo λ t = 1. Por ser más claro el procedimiento, comienzo explicando el método aplicado a una línea de inyección Caso línea de inyección Supongamos que el Estado, como planificador, decide que se deben instalar líneas de inyección en algunos valles para aprovechar su potencial minihidro. Para evitar el problema de subsidiar o, alternativamente que las líneas sean subdimensionadas, define su tamaño óptimo dado el potencial del valle, y luego licita el proyecto. La empresa ganadora solicita un valor V por el proyecto. Supongamos que las primeras instalaciones que usan la línea en el período t utilizan, en punta, solo una fracción λ t de la capacidad de la línea. Entonces las empresas usuarias pagarían el COMA total, más la fracción de la anualidad correspondiente a su fracción de la capacidad total: τ t = λ t A I t. Dado que las primeras minihidro pagarían menos que la anualidad de referencia del proyecto, estarían más dispuestas a que éste fuera dimensionado para una mayor capacidad. Solamente cuando la capacidad de punta se alcanzara, se pagaría la anualidad completa. Otra ventaja del mecanismo es que si el grado de sobredimensionamiento es muy grande, es posible que el valor V necesario para pagar el proyecto no se alcance nunca. Esto significa que obras en que el grado de sobredimensionamiento es exagerado no se construyen por falta de interesados, y se tiene un mecanismo de mercado para determinar el límite superior de sobredimensionamiento. 53

54 5.2.4 Caso línea troncal El problema en el troncal es que se hace necesario definir una contribución variable de los usuarios del sistema a la nueva línea de acuerdo con el uso de la nueva línea, y no hay formas obvias de hacerlo, como si ocurre en una línea de inyección. Una posibilidad es tomar λ t como el porcentaje de la capacidad máxima que se usa en las horas de mayor demanda de la línea. Un problema es que cuando se añaden otras líneas al troncal, puede caer la demanda por la línea. Esta dificultad se podría resolver con un despacho simulado sin las líneas agregadas posteriormente al troncal (además de la que está bajo consideración), para determinar el valor de λ t, al menos hasta que se alcance el valor de referencia de la línea, en que λ t = 1. Otra posibilidad es que la primera vez que se alcance un nivel predeterminado de la capacidad de la línea, se comenzaría a usar λ t = 1. Debe haber mejores alternativas para medir el uso de una línea enmallada. 54

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