RIESGOS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO: EFECTOS EN COMPETENCIA DE SUBASTAS DE CONTRATOS A LARGO PLAZO Y EN PROPUESTAS DE POLÍTICA

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1 RIESGOS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO: EFECTOS EN COMPETENCIA DE SUBASTAS DE CONTRATOS A LARGO PLAZO Y EN PROPUESTAS DE POLÍTICA ELECTRICITY SUPPLY RISKS: HOW THEY AFFECT COMPETITION IN FORWARD CONTRACTS AUCTIONS AND POLICY PROPOSALS José Luis Lima R. Investigador Asociado INTELIS, Departamento de Economía, Universidad de Chile Resumen En este artículo se analizan los incentivos a contratar a largo plazo la producción de proyectos de generación eléctrica en el mercado chileno, aplicando el marco conceptual desarrollado por MARKOWITZ (1959) y BESSEMBINDER, et al. (2002). Los resultados teóricos y simulaciones indican que existen diferencias en los incentivos a contratarse entre tecnologías de acuerdo a su nivel de costo variable: tecnologías de base (bajo costo variable) y de punta (elevado costo variable) tendrían menos incentivos a contratarse respecto a tecnologías de costo variable intermedio (térmicas eficientes). Utilizando este marco conceptual se analizaron dos problemas actuales en licitaciones de suministro. En el caso del problema generado por los proyectos de generación que no alcanzan a entrar a operar en el sistema cuando inicia el suministro de sus contratos, el análisis señala que es preferible indexar los contratos a costo marginal del sistema mientras el proyecto no entre en operación. En el caso del problema generado por los suministros sin contrato a empresas de distribución, la propuesta actual del regulador podría disminuir los incentivos a contratar a largo plazo de los proyectos. Abstract In this paper we analyze the incentives to forward-contract the expected production of power plant projects, using the conceptual framework developed by MARKOWITZ (1959) and BESSEMBINDER, et al. (2002) to the chilean case. Our theoretical results and simulations suggest that different technologies should have different incentives to forward-contract their expected production: baseline and peak technologies should have the lowest incentives to contract and efficient termoelectrical plants should have the highest one. We also analyze two problems found in practical forward-contract auctions in Chile, using this conceptual framework. When a power plant project cannot be ready at the beggining of supply of its forward-contracts, it could be better to index the cost of that supply using marginal cost for the period until the plant can start operations. When distribution companies demand electricity without the back up of a forward contract, we found that the recent policy proposal of the regulator to solve this problem may actually diminish the incentives to forward-contract of all technologies. Palabras clave: electricidad, subastas, riesgos, competencia, contratos. 1

2 Introducción La Ley No del año 2005 estableció que las empresas de distribución eléctrica adjudiquen sus contratos de suministro futuro de energía a las generadoras que, en licitaciones públicas, abiertas, no discriminatorias y transparentes, ofrezcan abastecerlas al menor precio. Las distribuidoras deben traspasar directamente a sus clientes regulados finales el precio promedio de adjudicación de sus contratos, en lugar del precio nudo fijado anteriormente por la autoridad. Desde que se realizó la primera licitación de contratos de suministro eléctrico de las empresas de distribución eléctrica en el año 2006, los precios obtenidos en las sucesivas licitaciones han ido aumentando en forma persistente, como se puede apreciar en el siguiente gráfico. +,/.A-0%B,-C/DA-%B-,%+,-./0-%D/%EA.AF6.AGH%<IJ%% 1AHD/K6D-0%6%C6L-%5%$"(:8% (%!"!# (*(#$% (**#$% ($!"!# (($#"% (!!"!# )!#'% ;<=>%?%@34% '!"!# &!"!#!"#$% &'#"% %!"!# $!"!#!"!# +,-./0-0%$""&%1(*#$"&% 234%5%67-8% +,-./0-0%$""!%1!#'""% 234%5%67-8% +,-./0-0%$""9%19#&:&% 234%5%67-8% +,-./0-0%$"("%1$#$""% 234%5%67-8% Fuente: Presentación Comisión Nacional de Energía ante Congreso, año ,-./0-0%$"($%1(#(!$% 234%5%67-8% +,-./0-0%$"(*%1*#)""% 234%5%67-8% En este contexto, el actual gobierno ha establecido como su segundo objetivo en la Agenda de Energía el reducir los precios de las licitaciones de contratos de suministro eléctrico de la próxima década en al menos un 25%. 1 Lograr la reducción señalada requiere, por un lado, generar las condiciones para un mayor nivel de competencia en las licitaciones de contratos de suministro y, por otro lado, manejar adecuadamente varios riesgos no económicos que actualmente enfrentan los proyectos de generación eléctrica como, por ejemplo: la oposición activa de las comunidades en permitir la construcción de centrales de generación eléctrica (especialmente termoeléctricas a carbón) en su zona, lo cual ha resultado en la judicialización y hasta revocación de permisos ambientales de proyectos, la demora en la constitución de servidumbres para líneas de transmisión, etc. 1 MINISTERIO DE ENERGÍA (2014). 2

3 Para aumentar el nivel de competencia en las licitaciones, es necesario que aumente la cantidad de energía ofrecida. En efecto, en la medida que aumente la oferta total de energía y sea mayor a la cantidad demandada por las empresas distribuidoras, mayor será el nivel de competencia y menores serán los precios esperables en las licitaciones. 2 Dicho aumento en la oferta se lograría mediante un aumento en el número de proyectos de generación eléctrica que participan y ofrecen contratar a largo plazo una cantidad relevante de energía en la licitación. En consecuencia, a efectos de aumentar la competencia y obtener menores precios en las licitaciones, es importante comprender los incentivos que tienen las empresas de generación eléctrica para contratar a largo plazo la energía de sus proyectos de generación. En este artículo se analiza, desde un punto de vista financiero, cuáles son los incentivos que tienen las empresas de generación eléctrica para contratar a largo plazo la producción de sus proyectos de generación, considerando las particularidades del mercado eléctrico chileno. Asimismo, se analiza cuál es el efecto que tendrían algunas propuestas de política que se encuentran actualmente en discusión sobre dichos incentivos y sobre la competencia y precios esperables en las licitaciones: a) indexación temporal a costo marginal de los precios del contrato versus licitación de bloques cortos de energía, y b) el tratamiento de los suministros sin contrato propuesto recientemente por la Comisión Nacional de Energía (CNE). El artículo está organizado de la siguiente manera: en el Capítulo I, se analizan los riesgos de mercado spot a los que está sujeto el suministro de una central de generación eléctrica; en el Capítulo II, se propone un marco teórico simple para analizar los beneficios de la contratación a largo plazo y encontrar el nivel de contratación óptimo, en la línea de los trabajos de MARKOWITZ (1959) y BESSEMBINDER, et al. (2002); en el Capítulo III, se presentan los resultados de una simulación particular del mercado eléctrico que permite comprender los incentivos a contratar de algunas tecnologías de generación, de acuerdo a su nivel de costo variable, y las implicancias que tiene dicho comportamiento para el diseño de las licitaciones de suministro; en el Capítulo IV se analizan las dos propuestas de política energética en discusión, en el marco del modelo teórico desarrollado, y en el Capítulo V se presentan las conclusiones. I. Riesgos de Suministro en el Mercado Spot Existen varias razones por las cuáles las empresas de generación eléctrica tienen incentivos para contratar a largo plazo la producción de sus centrales. 3 Desde un punto 2 FABRA, et al. (2014), BUSTOS (2013) y LIMA (2014). 3 BESSEMBINDER, et al. (2002) señala, por ejemplo, que la contratación a largo plazo permitiría a las empresas reducir su carga tributaria, los costos financieros de una posible 3

4 de vista financiero, el principal beneficio de la contratación a largo plazo es la reducción en la volatilidad de los beneficios que puede obtener la empresa cuando solamente vende la producción de sus centrales en el mercado de corto plazo (mercado spot). Esta volatilidad es relevante para la empresa de generación eléctrica en la medida que sus administradores o financistas (bancos de inversión, por ejemplo) presenten algún grado de aversión a dicho riesgo. Así, por ejemplo, en Chile los bancos de inversión usualmente exigen que los proyectos de generación eléctrica cuenten con un contrato de suministro a largo plazo para poder acceder a financiamiento bancario y así poder garantizar el cumplimiento de sus obligaciones crediticias. 4 La volatilidad de los beneficios que puede obtener un proyecto de generación eléctrica en el mercado spot puede tener varias fuentes. Para identificar dichas fuentes es útil estudiar el flujo de beneficios del proyecto, el cual puede escribirse de la siguiente manera (suponiendo una tasa de descuento igual a cero): Π =!"!!"!!!!"!.!"#$% +!"#.!" = Π!"#$!.!"#$% +!"#.!!!"!!!"!!"#$%&'!"#$%&%$'("%) donde, Π Flujo de Beneficios definido para toda la vida útil del proyecto de generación eléctrica.!"! Costo Marginal del sistema eléctrico en el instante t.!"! Costo Variable (combustible + no combustible) de la central eléctrica en el instante t.!! Capacidad de generación eléctrica utilizada durante la operación de la central en el instante t.!.!"#$% Costos de inversión y costos fijos de operación, mantención y administración incurridos durante toda la vida útil del proyecto.!"#.!" Ingresos que percibe la central por concepto de potencia de suficiencia. Π!"#$ Ingreso inframarginal que recibe la central eléctrica en el mercado spot cuando entra en operación, definido para toda la vida útil del proyecto. Suponiendo que los Costos Fijos y los Ingresos por Potencia de Suficiencia poseen un bajo nivel de incertidumbre y pueden ser proyectados con relativa confiabilidad, la principal fuente de variación en los beneficios del proyecto se encuentra en el Ingreso Inframarginal (Π!"#$ ) o el ingreso neto que recibiría la central cuando es despachada bancarrota, los salarios pagados a los administradores del negocio, así como obtener una mayor eficiencia por la inversión de capital. 4 BERNSTEIN, et al. (2013) y MORENO, et al. (2012). 4

5 por el operador del sistema y vende la energía producida en el mercado spot al costo marginal del sistema (e incurre en un costo variable por producirla). A su vez, la incertidumbre del Ingreso Inframarginal del proyecto tiene su origen en la incertidumbre de las siguientes variables: 1. Demanda eléctrica de los usuarios finales del sistema (!! ), la cual afecta el costo marginal del sistema (!"! ), así como el despacho y producción efectiva de las centrales eléctricas (!! ). 2. Los riesgos de producción de la central eléctrica, como el riesgo hidrológico (si la central es hidroeléctrica) y el riesgo de falla intempestiva de la central, la cual afecta la disponibilidad de la central para generar electricidad (!! ) y el costo marginal del sistema (!"! ). 3. La incertidumbre en el precio internacional de los combustibles utilizados en la generación eléctrica, la cual afecta los costos variables de las centrales (!"! ) y el costo marginal del sistema (!"! ). 4. La congestión en líneas de transmisión troncal, que puede ocasionar grandes diferencias entre los costos marginales de las barras de inyección y retiro del sistema eléctrico (desacople) en el corto plazo. Cabe señalar que, en casi todos los casos, la incertidumbre propia de las fuentes anteriores no son causadas por decisiones que puede tomar la empresa de generación. Asimismo, hay que notar que la incertidumbre en el!"! se origina en la incertidumbre propia de las fuentes, por lo que no puede analizarse en forma independiente de éstas. II. Contratación a largo plazo óptima para proyectos eléctricos Para poder establecer el nivel de contratación óptimo de proyectos de generación hay que considerar, en primer lugar, los nuevos ingresos y costos que generarían dicha contratación en el flujo de beneficios del proyecto de generación, el cual puede reescribirse de la siguiente manera: 5 Π = Π!"#$ +!!"!!!!"!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"% = Π!"#$ + Π!"#$!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"% donde los nuevos términos a considerar en el flujo de beneficios son, 5 Para focalizar el análisis en las fuentes de incertidumbre del mercado spot, en la formulación que introduce la contratación a largo plazo se realizaron algunas simplificaciones: a) se asume un único punto de suministro o barra de retiro; b) se asume que no existe desacople de costos marginales entre la barra de inyección y retiro; c) se asume que existe un único contrato (o un único cliente) que rige durante toda la vida útil del proyecto, con un precio de la energía fijo por todo el periodo del contrato; y, d) Δ!"#$"% posee un bajo nivel de incertidumbre. 5

6 ! Precio establecido en el contrato y que recibe la central por el suministro de energía eléctrica.!! Carga eléctrica consumida por el cliente final del contrato, en el instante t. Δ!"#$"% Diferencia entre el ingreso por potencia recibido del cliente final, de acuerdo al contrato, y el costo de comprar potencia en el mercado spot para suministrar al cliente. Π!"#$ Flujo de beneficios que recibiría el proyecto por suministrar energía eléctrica al cliente final de acuerdo al contrato, definido para toda vida útil del proyecto. Hay que notar que, a diferencia del ingreso inframarginal, el flujo de beneficios del contrato (Π!"#$ ) se genera en forma independiente al despacho de la central, lo cual es una característica importante del funcionamiento del mercado eléctrico en Chile. 6 Para suministrar energía al cliente, la empresa debe comprar el suministro en el mercado spot al costo marginal del sistema y recibir por parte del cliente el precio fijado en el contrato. Siguiendo a ROUBIK, et al. (2009), a fin de facilitar el análisis posterior, redefinimos!! y!! de la siguiente manera:!! =!!! =!!"#!!!! y!! =!!! =!!!! =!!! donde! es la capacidad promedio de la central utilizable en generación en todo el periodo analizado, y!! recoge cualquier desviación de la generación respecto a! en cada intante del periodo, debido a: si la central se encuentra despachada o no, falla intempestiva, variación hidrológica anual (si es hidroeléctrica), variación de los vientos (si es eólica), etc., de tal forma que en promedio!! es igual a 1. La capacidad promedio utilizable de la central! puede expresarse como el producto de la potencia máxima real de la central (!!"# ) y su factor de planta promedio (!! ). 7 Por otro lado, se asume que el suministro contratado por la central es una proporción de la demanda total del sistema (!!! ); la demanda del sistema puede descomponerse en una demanda promedio (!) y una variable!! recoge cualquier desviación respecto a!, de tal forma que en promedio!! es igual a 1. Se define finalmente a! =!! como el suministro promedio que debe recibir el cliente final de acuerdo al contrato. 6 MORENO, et al. (2012). 7 El factor de planta de una central es igual al cociente entre la cantidad de energía generada por la central durante un periodo y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante el mismo periodo (la potencia máxima de la central multiplicada por el total de horas del periodo). 6

7 Una vez definido el flujo total de beneficios del proyecto con contratación a largo plazo, podemos aplicar el enfoque de portafolio sugerido por MARKOWITZ (1959) y BESSEMBINDER, et al. (2002) para identificar el nivel de contratación óptimo del proyecto, es decir, el nivel óptimo de!. Dicho enfoque se basa en encontrar el nivel de contratación promedio! que maximice la utilidad esperada que recibe la empresa por realizar el proyecto de generación eléctrica, asumiendo la existencia de aversión al riesgo. MARKOWITZ (1959) demostró que, cuando la utilidad esperada es cuadrática, puede representarse directamente como una resta entre el valor esperado y la varianza esperada de los beneficios del proyecto. 8 Por consiguiente, el problema de contratación del proyecto puede expresarse como: max! E Π γ Var(Π), γ > 0 En el Anexo del artículo se presenta la solución matemática a este problema, cuyo resultado es el siguiente:! =!" +!!!!"!!!,! =!"#( Π!"#$ /K, Π!"#$ /! )!"#(Π!"#$ /!) Es decir, el nivel de contratación óptimo de la central depende tanto del nivel de producción promedio de la central (!) como del sobreprecio que puede conseguir la empresa en las licitaciones de suministro respecto al costo esperado en la barra de retiro (!!!"!!! ). 9 Por tanto, de acuerdo al modelo utilizado, la empresa de generación eléctrica tendrá incentivos a contratar a largo plazo una mayor cantidad de la producción del proyecto: 1. Mientras mayor sea la correlación (negativa) entre los beneficios del proyecto en el mercado spot ( Π!"#$ ) y del contrato (Π!"#$ ). Este resultado es intuitivo ya que si el objetivo del contrato es estabilizar el flujo de beneficios de la empresa, ésto solamente se logra si al disminuir los beneficios del proyecto en el mercado spot aumentan los beneficios que obtiene en el contrato, y viceversa. 2. Mientras mayor sea la diferencia (positiva) entre el precio del contrato (!) respecto al costo medio que se espera en la barra de retiro (!!"!!! ). Es 8 Dicha representación también es posible con cualquier función de utilidad esperada, asumiendo que la incertidumbre o riesgo puede modelarse mediante funciones de distribución exponencial, gamma, normal o lognormal (ver PENNACCHI (2007), capítulo 2). 9 Este resultado es consistente con el encontrado por BESSEMBINDER, et al. (2002) para el nivel de contratación forward óptimo en mercados eléctricos donde las empresas de generación solamente contratan la energía que efectivamente producen y se encuentran separadas las actividades de generación y comercialización mayorista. 7

8 decir, en la medida en que el precio de la subasta se aleje del costo de suministro del contrato, la empresa tendrá incentivo a aumentar su nivel de contratación. Para comprender mejor las implicancias del modelo teórico en las decisiones de contratación para las distintas tecnologías de generación, en el siguiente capítulo se analizan los niveles de contratación que resultan de simulaciones de un mercado eléctrico particular. III. Contratación a largo plazo en simulaciones de mercado eléctrico Para este capítulo se realizaron un total de simulaciones de un mercado eléctrico con una estructura sencilla y suficiente para realizar un primer análisis del fenómeno de la contratación a largo plazo de proyectos eléctricos. Los supuestos utilizados en las simulaciones se presentan en el Anexo del artículo. Al enfocarmos en la correlación entre los beneficios del mercado spot y contratos, podemos analizar el impacto de las distintas fuentes de incertidumbre en los incentivos a contratar a largo plazo. El siguiente gráfico presenta la relación que resulta en las simulaciones entre el nivel de contratación óptimo (como proporción de la potencia máxima de la central) y el costo variable de las centrales.!"#$%&'()%*+%*!"',*-(./-(*$"&'#('(+(*!"*!#!")!#!"(!#!"'!#!"&!#!"%!#!"$!#!"!!# #%3($/4&*%&'#%*&/1%3*+%*$"&'#('($/4&*5*$"0'"0*1(#/(23%0*!# (!# $!!# $(!# $"0'"0*1(#/(23%0* +,-./0.#.1,.2345.# +,-./0.#6#7,/,4.859/#.1,.23453:# +,-./0.#6#7,/,4.859/# 6#;3:23:#<.45.=1,:#.1,.23453:# En el gráfico se puede observar dos fenómenos principales: 1. Mientras mayor es el nivel de incertidumbre en el mercado, menor es el nivel de contratación esperable. En efecto, este resultado se puede observar al comparar los niveles de contratación en las simulaciones donde solamente existe incertidumbre en la demanda con los niveles de contratación en las simulaciones donde además se introduce incertidumbre en la disponibilidad de generación y en los costos variables de las centrales. La mayor incertidumbre 8

9 tiene un mayor efecto en la contratación de tecnologías de menor costo variable. 2. Las tecnologías de bajos costos variables tendrían bajos incentivos a contratarse. El incentivo a contratarse aumenta en las tecnologías de costo variable intermedio y vuelve a disminuir para las tecnologías de punta. El segundo fenómeno se observa debido a que la correlación (negativa) entre los beneficios del mercado spot y de contratos es distinta entre las distintas tecnologías. En los siguientes gráficos se puede apreciar, por ejemplo, la relación entre los flujos de beneficios de mercado spot y de contratos que resultan en las simulaciones para la tecnología de menor costo variable y la tecnología de costo variable intermedio. Como se puede observar, la relación entre los beneficios es menor y mucho más dispersa para la tecnología de bajo costo variable (central de base) que para la tecnología de costo variable intermedio (central térmica). 9

10 La razón por la cual la correlación de beneficios es baja en la tecnología de base se debe a que, al estar despachadas en base, las variaciones en la demanda no afectan su nivel de generación, el cual varía principalmente debido al riesgo hidrológico y de falla intempestiva, por lo que!! y!! son dos variables prácticamente independientes en este caso. 10 Por otro lado, el costo variable de las centrales de base prácticamente no participan en la determinación del costo marginal, por lo que la correlación entre!"! y!"! es prácticamente nula en este caso. 11 Sin embargo, a medida que aumenta el costo variable de las centrales, la variabilidad de la demanda afecta en mayor medida su despacho y nivel de generación, motivo por el cual aumenta la correlación entre!! y!!, lo cual aumenta a su vez la correlación entre los beneficios spot y de contratos para estas centrales. Por otro lado, a medida que aumenta el costo variable de las centrales, participa con mayor frecuencia en la definición del costo marginal del sistema, aumentando la correlación entre!"! y!"!, lo cual disminuye a su vez la correlación entre los beneficios spot y de contratos para estas centrales. A niveles intermedios de costo variable, el efecto de la correlación entre!! y!! es mayor al efecto de la correlación entre!"! y!"!. Para las centrales de punta, cuya producción es eventual, el efecto de la correlación entre!"! y!"! es mayor al efecto de la correlación entre!! y!!. Esto explicaría los mayores incentivos a contratarse en las centrales de costos variables intermedios y los bajos incentivos para las centrales de punta. Las implicancias del modelo de contratación óptima para el sistema de licitaciones de suministro se puede resumir, por tanto, en los siguientes resultados: 1. Se puede esperar bajos niveles de contratación en proyectos de bajos costos variables que producen en base, como por ejemplo: hidroeléctricas de pasada, centrales eólicas, solares, biomasa, a menos que esperen obtener precios mayores al costo de suministro de los contratos en las licitaciones. 2. Los proyectos térmicos eficientes (de costo variable intermedio) tendrían un mayor incentivo a contratar a largo plazo gran parte de la energía que producen, aún a precios competitivos. Los proyectos de centrales de punta (de muy elevado costo variable) tendrían bajos incentivos a contratar la energía que producen a largo plazo. 10 En las simulaciones la correlación observada entre estas dos variables para la tecnología de base era positiva y muy cercana a cero. 11 En las simulaciones la correlación observada entre estas dos variables para la tecnología de base era negativa y muy cercana a cero. 10

11 Estas predicciones son consistentes con el comportamiento observado en las licitaciones, en las que se observa poco interés de las empresas de generación en contratar la energía de sus centrales con tecnologías de bajos costos variables (hidroeléctricas de pasada, ERNC) y de punta (turbinas gas-diesel), siendo que la competencia se ha concentrado principalmente en aquellos oferentes que contaban con proyectos térmicos eficientes de respaldo según el plan de obras de la CNE. Cabe señalar que el mercado eléctrico simulado en este ejercicio no posee centrales de embalse, las cuales poseen bajos costos variables de operación pero a su vez debieran presentar una elevada correlación entre su nivel de producción y la demanda del sistema (!! y!! ), debido a que son despachados de acuerdo al valor económico que toma el agua embalsada, en función del valor de la energía térmica que puedan desplazar óptimamente para atender la demanda en el futuro. Por esta razón, se podría anticipar que las centrales de embalse debieran tener mayores incentivos a contratarse respecto a las centrales hidroeléctricas de pasada. Un análisis más profundo y completo de ésta y otras situaciones (por ejemplo, el análisis del efecto de los servicios complementarios en los niveles de contratación) requiere de simulaciones de mercados eléctricos más complejos a los utilizados para este artículo. IV. Análisis de algunas propuesta de política En los últimos meses se han venido discutiendo algunas propuestas de política para modificar el sistema de licitaciones, con la finalidad de solucionar algunos problemas encontrados en el funcionamiento real del mercado eléctrico. En este artículo nos enfocaremos en discutir y analizar dos problemas y las propuestas de política que han sido planteadas para solucionarlos. IV.1. Primer problema: retraso en la entrada a operación de centrales El primer problema se origina con el retraso en la entrada a operación de una central eléctrica con la cual se respaldó la oferta, adjudicación y firma de un contrato de suministro a largo plazo en una licitación, cuando aún estaba en etapa de proyecto con calificación ambiental. Este retraso pudo deberse, por ejemplo, a retrasos no programados en la etapa de construcción de la central, retrasos en la definición de servidumbres de paso para la línea de transmisión que conecta la central al sistema eléctrico, etc. El problema que se suscita para la empresa de generación es que durante el periodo de tiempo entre la fecha de inicio de suministro del contrato y la fecha de entrada a operación de la central, no puede producir ni vender la energía de la central en el mercado spot, pero mantiene la obligación de comprar energía a costo marginal del sistema y recibir el precio del contrato por dicha energía durante ese periodo. Si casualmente le toca un periodo de costos marginales elevados, la empresa puede agotar 11

12 rápidamente sus reservas de liquidez y entrar en un proceso de quiebra, como ocurrió con la empresa Central Campanario S.A. en el año En la discusión pública, se han propuesto dos posibles soluciones al problema anterior: a) liberar a la empresa con el problema de retraso de la obligación de suministrar el contrato hasta por dos años, desde la fecha de inicio de suministro del contrato, cuando la razón es inimputable a la empresa, y volver a licitar un bloque corto para suministrar energía en los años que ya no estarían cubiertos por el contrato original; 12 o, b) licitar el bloque de energía entero, incluyendo la opción de indexar a Costo Marginal el contrato durante un periodo de tiempo en caso de retraso en la entrada en operación de la central, de tal manera que la empresa de generación reciba el equivalente al costo marginal del sistema en lugar del precio fijado en la licitación durante dicho periodo. La solución a) dividir el bloque licitado, debería incentivar la participación en la subasta por el contrato original de aquellas empresas que no tienen certeza de contar con su central operativa durante los dos primeros años de suministro del contrato. Sin embargo, el problema con esta solución es que al momento en que se licite el bloque corto, los potenciales participantes en la licitación serían empresas que ya cuentan con centrales operando y la empresa con el problema de retraso en su central. Si los empresas que cuentan con centrales operando ya se encuentran óptimamente contratadas a largo plazo, nuestro modelo teórico predice que estarían dispuestas a sobre-contratarse solo si pueden obtener un precio mayor al costo medio de retiro en los contratos, lo cual va en contra del objetivo principal de lograr menores costos para los consumidores. De igual manera, la empresa con el problema de retraso en su central no tiene incentivos a contratar el bloque, a menos que espere obtener un precio mayor al costo medio de retiro en ese contrato. Más aún, debido a la existencia de un precio techo en las licitaciones que limita el sobreprecio que puede obtenerse en la misma, nada asegura que se adjudique todo el bloque corto licitado. Por otro lado, la posibilidad de indexación a costo marginal en la licitación del contrato original también debería incentivar la participación de aquellas empresas que no tienen certeza de contar con su central operativa durante los primeros años de suministro del contrato, ya que, dependiendo de cómo se implemente, la empresa estaría total o parcialmente cubierta del riesgo de retirar energía al costo marginal vigente en el sistema y recibir por ella el precio fijo del contrato. La principal diferencia entre ambas soluciones, es que con la indexación a costo marginal, la empresa de generación que se adjudicó originalmente el contrato mantiene 12 Esta solución fue expuesta en el Taller Reimpulso del Sistema de Licitaciones de Suministro Eléctrico, organizado por la Comisión Nacional de Energía y la UDP el 31 de julio de

13 la obligación de suministro por toda la duración del mismo, sin necesidad de tener que volver licitar bloques cortos de energía en condiciones de poca competencia. Cuál solución es preferible para el régimen de las licitaciones de suministro?. En régimen, con un adecuado tren de inversiones incentivadas por las mismas licitaciones, el promedio de los costos marginales del sistema eléctrico debería guardar relación con el precio de contratos de suministro obtenidos en licitaciones competitivas, 13 por lo que desde el punto de vista de conseguir menores precios para los consumidores, la solución de indexación a costo marginal ofrece una mayor ventaja al regulador. Dicha solución, sin embargo, debiera ser condicional a que el proyecto de generación no entre a operar y acabarse apenas entre en operación. La aplicación de una indexación a costo marginal con la central operando desvirtúa el objetivo principal del contrato de suministro de cubrir el riesgo spot a la empresa. IV.2. Segundo problema: suministros sin contrato El segundo problema es una situación bastante recurrente en el mercado eléctrico chileno, según el cual existe siempre la posibilidad de que las empresas de distribución se queden sin contratos de suministro con empresas de generación para abastecer a sus clientes, para el cuál se han propuesto dos soluciones regulatorias hasta el momento: 1. La Resolución Ministerial Exenta No. 88 de 2001, del Ministerio de Economía, que ordenó que los retiros de las empresas de distribución sin contrato sean valorizados a precio de nudo (de corto plazo) fijado por la CNE, y la obligación de suministrar dicha energía sea asignada entre todas las empresas de generación, a prorrata de la energía firme de sus centrales. 2. El Artículo 3ro. Transitorio de la Ley , aplicado desde la entrada en vigencia de la Ley hasta el año 2009, ordenó que los retiros de las empresas de distribución sin contrato sean valorizados a costo marginal del sistema y asignados directamente a los consumidores, a porrata de la energía que retiren. Actualmente, la Comisión Nacional de Energía ha presentado una nueva solución al problema de los retiros sin contrato, 14 cuyas reglas principales son: 13 Lo que se conoce como en la literatura como el contract spot price equivalence, salvo que el precio del contrato incluya algún premio por riesgo (ver ANDERSON, et al., 2008, y LIMA, 2014). 14 Esta solución fue expuesta en el Taller Reimpulso del Sistema de Licitaciones de Suministro Eléctrico, organizado por la Comisión Nacional de Energía y la UDP el 31 de julio de

14 1. Los retiros sin contrato de las empresas de distribución se deberán asignar entre las empresas de generación cuyas centrales se encuentren inyectando en el momento en que se producen, a prorrata de la energía inyectada. 2. Por los retiros, los generadores reciben como precio unitario el máximo entre su propio costo variable de inyección y el precio de nudo de corto plazo. Obviamente, debido a que la obligación de suministro recae directamente sobre las empresas de generación, éstas deberán comprar el suministro que se les asigne en el mercado spot al costo marginal del sistema. Uno de los objetivos declarados por la CNE con esta solución es no desincentivar la contratación en las licitaciones de suministro. Es posible adecuar el marco teórico y simulaciones del mercado eléctrico desarrollado en los capítulos anteriores para analizar el efecto de esta nueva medida en los incentivos a contratar la energía producida por las distintas tecnologías. Para ello debemos partir por redefinir el flujo de beneficios esperados por el proyecto de generación eléctrica i, bajo las nuevas reglas, el cual quedaría expresado de la siguiente manera: Π! = Π!"#$! + Π!"#$! +!"#!"!",!!"!!"!!!"!"# 0,!!!!!"!!"!"!!!!!"!!!"!"!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"% Π! = Π!!"#$ + Π!!"#$ + Π!!"#!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"%!"# donde el nuevo término Π! recoge el nuevo flujo de beneficios por abastecer los retiros sin contrato que debe considerar la empresa en el flujo de beneficios de su proyecto de generación. De una revisión del nuevo problema se puede establecer que las nuevas reglas para retiros sin contrato introducen un nuevo término con su propia incertidumbre en el flujo de beneficios del proyecto. Esta mayor incertidumbre debería reducir el nivel de contratación esperable en cada tecnología. Sin embargo, también queda claro que un aumento en el nivel de contratación de la central reduciría el nivel de retiros sin contrato que se le asignaría (en una proporción igual a!!"!! ), lo cual debería incentivar un mayor nivel de contratación. Para determinar cuál incentivo es mayor, realizamos un nuevo set de simulaciones del mercado eléctrico particular, bajo los mismos supuestos anteriores, introduciendo las nuevas reglas de abastecimiento de retiros sin contrato y suponiendo que cada central decide su nivel de contratación tomando como dado el nivel de contratación del resto (es decir, realizando un ajuste miope similar al que se observaría en un equilibrio Nash 14

15 Cournot). El siguiente gráfico muestra el resultado de las nuevas simulaciones, comparándolo con el resultado de las simulaciones originales del capítulo anterior. 15 Como se puede apreciar, el nivel de contratación óptimo se reduce sustancialmente para todo tipo de tecnología, debido a las nuevas reglas para el tratamiento de los suministros sin contrato. En las simulaciones se pudo observar que, para un nivel de contratación dado para el resto de centrales, cada central prefería reducir su nivel de contratación, demostrando con esto que el efecto de la mayor incertidumbre que introducen las nuevas reglas es mayor al efecto de conseguir una reducción en los suministros sin contrato.!"#$%&'()%*+%*!"',*-(./-(*$"&'#('(+(*!"*!#!")!#!"(!#!"'!#!"&!#!"%!#!"$!#!"!!# #%3($/4&*%&'#%*&/1%3*+%*$"&'#('($/4&*5*$"0'"0*1(#/(23%0*,-./012-34# # 894#,/.-4-:;69#:-4#894;61;9:#!# %!# '!# )!# +!# $!!# $%!# $'!# $"0'"0*1(#/(23%0* V. Conclusiones En este artículo se analizan los incentivos que tienen las empresas de generación eléctrica para contratar a largo plazo la producción de sus proyectos de generación, aplicando al mercado eléctrico chileno el modelo de contratación óptima desarrollado por MARKOWITZ (1959) y BESSEMBINDER, et al. (2002) y realizando simulaciones de un mercado eléctrico particular. Las implicancias del modelo de contratación óptima para el sistema de licitaciones de suministro eléctrico en Chile se puede resumir en los siguientes resultados: 15 Cabe señalar que la opción que implícitamente se utiliza en las simulaciones realizadas en el capítulo anterior, para tratar los suministros que no quedan contratados, corresponde a la del artículo 3ero transitorio de la Ley

16 1. Se debería esperar bajos niveles de contratación en proyectos de bajos costos variables que producen en base, a menos que esperen obtener precios mayores al costo de suministro de los contratos en las licitaciones. 2. Los proyectos de costo variable intermedio tendrían un mayor incentivo a contratar a largo plazo gran parte de la energía que producen, aún a precios competitivos. En cambio, los proyectos de muy elevado costo variable (centrales de punta) tendrían bajos incentivos a contratar a largo plazo. También se analizaron dos problemas presentes en las licitaciones de suministro en Chile y las posibles soluciones que han sido planteadas en la discusión de política pública. En el caso del problema generado por los proyectos de generación que no alcanzan a entrar a operar en el sistema al momento de inicio de suministro de sus contratos, el análisis realizado señala que es mejor para el regulador optar por indexar los contratos a costo marginal del sistema mientras la central aún no entre en operación. En el caso del problema generado por la posibilidad de suministros sin contrato a empresas de distribución, se analizó la última propuesta realizada por el regulador utilizando el modelo de contratación óptima, encontrando que la mayor incertidumbre que introduce dicha propuesta en los beneficios del proyecto disminuyen sustancialmente los incentivos a contratar a largo plazo los proyectos. Los análisis y resultados presentados en este artículo corresponden a una primera aproximación para entender los incentivos a contratar a largo plazo en el mercado de generación eléctrico chileno, y ofrecen una herramienta potencialmente útil al regulador para anticipar el efecto de nuevas políticas en dichos incentivos, a fin de conseguir el objetivo de menores precios para los consumidores. Un análisis más cercano a la realidad del mercado eléctrico chileno requiere analizar y simular mercados eléctricos mucho más complejos a los utilizados para este artículo. 16

17 Bibliografía ANDERSON, Edward y Xinmin Hu (2008): Forward contracts and market power in an electricity market, en: International Journal of Industrial Organization, Vol. 26, pp BERNSTEIN, Sebastian, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman (2013). Agenda para Impulsar las inversiones en generación eléctrica de base, Segundo Informe para la Confederación de la Producción y el Comercio. Disponible en: pdf BESSEMBINDER, Hendrick y Michael Lemmon (2002): Equilibrium Pricing and Optimal Hedging in Electricity Forward Markets, en: The Journal of Finance, Vol. 57, No. 3, pp FABRA, Natalia, Juan Pablo Montero y Mar Reguant (2014): La Competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista en Chile, Informe Final para la FNE. Disponible en: Ley Nº , Modifica el marco normativo del Sector Eléctrico. Diario Oficial, 19 de mayo de LIMA, José (2014): Competition in electricity forward-contract auctions, working paper. Disponible en: MARKOWITZ, Harry (1959): Portfolio Selection: Efficient Diversification of Investments (New York, John Wiley & Sons / London, Chapman & Hall), 356 pp. BUSTOS, Javier (2013): Bidding behavior in the Chilean electricity market, en: DTUM Nº 07. Disponible en: MINISTERIO DE ENERGÍA (2014): Agenda de Energía. Un desafío País, progreso para todos, documento oficial del Gobierno de Chile. Disponible en: MORENO, Jorge, Rodrigo Moreno, Hugh Rudnick y Sebastián Mocarquer (2012): Licitaciones para el abastecimiento eléctrico de clientes regulados en Chile, en: Estudios Públicos, Nº 125, pp PENNACCHI, George (2007): Theory of Asset Pricing (Prentice Hall), 400 pp. 17

18 Resolución Ministerial Exenta No. 88, Resuelve divergencia en el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central. Expedida por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción el 30 de Mayo de ROUBIK, Eduardo y Hugh Rudnick (2009): Assesment of generators strategic behavior in long term supply contract auctions using portfolio concepts, trabajo presentado en Power Tech, 2009 IEEE Bucharest. Disponible en: 18

19 Anexo Solución al problema de contratación óptima El flujo de beneficios del proyecto de generación puede escribirse de la siguiente manera: Π=!"!!"!!!!" +!!"!!!!"!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"%!"!!!"! =!!"!!"!!!!" +!!!"!!!!"!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"%!"!!!"! = Π!"#$ + Π!"#$!.!"#$% +!"#.!" + Δ!"#$"% por lo que su varianza, suponiendo que solamente Π!"#$ y Π!"#$ contienen términos aleatorios, puede expresarse como:16!"# Π =!!!"# Π!"#$! +!!!"# Π!"#$! + 2!!!"#(Π!"#$!, Π!"#$!) Por lo tanto, al maximizar la función objetivo! Π!!"# Π con respecto a! y resolver la condición de primer orden, el resultado que se obtiene es el siguiente:! =!! +!!!!"!!!!=!!"#(!!"#$ /!,!!"#$ /! )!"#(!!"#$ /!)!,! =!!"#(!!"#$ /!) La condición de segundo orden del problema es!!"#(π!"#$ /!), por lo que la solución encontrada corresponde a un máximo global. Supuestos utilizados en las simulaciones Para las simulaciones, se utilizaron los siguientes supuestos: 1. Se establecieron 4 niveles de demanda total de carga o suministro (kw): 50, 100, 150 y 200. La demanda sigue un proceso markoviano en cada momento del tiempo, de acuerdo a la siguiente matriz de transición entre los estados: Prob. de Transición 16 Dt = 50 Dt = 100 Dt = 150 Notar que (Π!"#$!) no depende de! y (Π!"#$!) no depende de!. 19 Dt = 200

20 Dt+1 = Dt+1 = Dt+1 = Dt+1 = Dado los posibles niveles de demanda y la matriz de transición entre estados, la demanda de carga promedio en el largo plazo es igual a 125 kw. 2. Se utilizaron cuatro tecnologías de generación, con las siguientes potencias máximas (Pmax) y costos variables (CV) asociados: Tecnología Potencia máxima (kw) Costo variable ($/MWh) , 2, 4, , 20, 30, , 70, 80, , 120, 140, 160 La probabilidad de ocurrencia de cada costo variable en cada tecnología es igual a Además, se estableció un costo de falla de energía igual a La probabilidad de falla intempestiva de todas las centrales se fijó en Además, para las tecnologías 1 y 2 se introdujo incertidumbre en la proporción de potencia máxima que puede utilizarse cada cierto número de horas, debido a cambios en la hidrología o de otra índole, de la siguiente manera: Tecnología Proporción de la Pmax que puede utilizarse Prob. de ocurrencia de cada proporción de la Pmax 1 0.3, 0.4, 0.5, , 0.3, 0.5, , 0.5, 0.6, , 0.3, 0.5, Se simuló un total de 2000 periodos de mercado eléctrico con cambios en demanda, costos variables y disponibilidad de generación eléctrica, con despacho por mérito económico que define el costo marginal del sistema como el costo variable de la tecnología más ineficiente que se encuentre operando. Los 2000 periodos fueron divididos en 40 bloques horarios de 50 horas cada uno, de tal manera que al inicio de cada bloque se cambia en forma aleatoria la proporción de Pmax que podía utilizarse en las tecnologías 1 y 2, por las siguientes 50 horas. Si bien la capacidad instalada para este ejercicio es mayor a la demanda máxima, las probabilidades de falla e incertidumbre de Pmax permiten la existencia de breves periodos de falla de energía, en cuyo caso el costo marginal del sistema es igual al costo de falla. Este mismo ejercicio se repitió por un total de 1000 veces. 20