Control Previo de Fusiones y Adquisiciones en el Sector Eléctrico: El caso AES-Gener

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1 Control Previo de Fusiones y Adquisiciones en el Sector Eléctrico: El caso AES-Gener Diego Petrecolla Carlos Romero GPR Economia SA Presentación realizada para OSINERGMIN Setiembre 2010

2 Concentración económica Operación: AES-Gener AES adquirió el 96% de Gener (Chile) - 61% OPA, 35% ADRs - Encuadramiento legal: La operación configura una toma de control en los términos del artículo 6º, inciso c) de la Ley Nº Operación relacionada: Acuerdo AES - Totalfinaelf con opción de compra de los activos de Gener en Argentina

3 Naturaleza de la operación Relaciones horizontales provisión de potencia y la generación de energía eléctrica AES: C.T.San Nicolás, Hidroeléctrica Río Juramento, Hidrotérmica San Juan, Aes Caracoles, H. Alicurá y Central Dique (proyecto AES Paraná) Gener: Central Puerto, Hidroeléctrica Piedra del Águila y Termoandes

4 Naturaleza de la operación Relaciones verticales AES participa en la distribución y comercialización de energía eléctrica EDELAP: distribuidora de La Plata EDEN: distribuidora de la zona norte de la Provincia de Buenos Aires EDES: distribuidora de la zona sur de la Provincia de Buenos Aires

5 Características regulatorias del sector eléctrico Desintegración vertical: generación: segmento competitivo - centrales hidroeléctricas, nucleares y térmicas transporte/transmisión: tarifa regulada, acceso abierto, prohibición de comercialización distribución: tarifa regulada, acceso abierto, by pass, desregulación comercialización Desintegración horizontal: generación: restricciones en pliegos, 10% hidro, 15% térmica, 29.5% Comahue distribución: 3 en GBA, resto provincias

6 Características regulatorias del sector eléctrico OED/CAMMESA: formada por los principales actores del mercado y Secretaría de Energía precio mercado spot determinado por el costo marginal: costo variable declarado por la máquina más cara necesaria para satisfacer la demanda declaraciones semestrales pass through: precio estacional en base al spot y fondo de estabilización (diferencias) potencia remunerada con un precio regulado (SE)

7 Características regulatorias del sector eléctrico Restricciones en el transporte físicas u operativas impiden vincular toda la generación con la demanda de un área determinada (área desvinculada) se determina un precio local las áreas con excedentes de energía (exportadoras) tienen un precio local mas bajo que el del MEM y las áreas importadoras (aquellas netamente demandantes) un precio mayor

8 Características regulatorias del sector eléctrico Cambios regulatorios propuestos (D.804/01) sistema de precios marginales declaraciones diarias de precios y disponibilidad efectuadas por generadores y comercializadores cambio de precio spot único de mercado considerado todo el sistema por un precio spot distinto para cada nodo se acepta pass through de precios de contratos (con limitaciones) se elimina remuneración regulada de potencia

9 Características regulatorias del sector eléctrico Cambios regulatorios propuestos (D.804/01) derechos de congestión: antes administrados por CAMMESA a fin de pagar obras que atenúen o eliminen las restricciones a la capacidad de transporte se permite la propiedad y tenencia de derechos de congestión por agentes del MEM atenúa las restricciones a la integración vertical

10 Mercado relevante Mercado relevante del producto Baja sustitución con otros combustibles Dificultad de almacenamiento y demanda fluctuante: períodos pico y no pico Diferencias de flexibilidad de las plantas: respuesta ante cambios en la demanda en períodos breves Corolario: baja elasticidad precio de la demanda y de la oferta, en particular en los períodos pico, hace necesaria la consideración del factor temporal

11 Mercado relevante Mercado relevante del producto 1 etapa analítica: definición amplia, evaluando las participaciones de las empresas en la generación anual de energía eléctrica y la oferta de potencia 2 etapa analítica: consideraciones de carácter temporal, como las diferentes situaciones hidrológicas para las distintas semanas del año

12 Mercado relevante Mercado geográfico relevante 1 etapa analítica: Sistema Argentino De Interconexión (SADI) 2 etapa analítica: consideraciones de carácter regional, efectos diferenciales de la operación en distintas zonas del país a raíz de las restricciones en el sistema de transporte

13 Participación en el mercado Mercado Eléctrico Mayorista (año 2000) Grupo Económico Energía Potencia millones MWh % MW % CENTRALES NACIONALES 20,1 26, ,3 ENDESA 14,3 18, ,1 GENER 12,2 15, ,1 AES 4,4 5, ,3 EPEC ( CORDOBA ) 2,0 2, ,3 CAPEX 4,9 6, ,0 CAMUZZI 1,2 1, ,0 DUKE ENERGY 3,9 5, ,9 EDF 1,4 1, ,9 CENT. TERMICA TUCUMAN 3,6 4, ,7 CMS 2,6 3, ,4 ESEBA (PROVINCIAL) 1,0 1, ,1 PECOM 1,0 1, ,5 ARGENER 1,3 1, ,8 OTROS 2,6 3, ,5 TOTAL 76,3 100, ,0

14 Nivel de concentración Generación de energía (market share 21.7%) HHI antes de la operación = 1448 HHI después de la operación = 1630 Variación = 182 Potencia instalada (market share 26.4%) HHI antes de la operación = 1299 HHI después de la operación = 1616 Variación = 317 Proyectos Termoandes y AES Paraná agregarían 1110 MW (market share cercano a 30%)

15 Nivel de concentración análisis de simulación como complementario del análisis basado en índices de concentración en el mercado eléctrico un HHI moderado o bajo puede ser compatible con el ejercicio de poder de mercado modelos de simulación permiten medir el impacto sobre diferentes variables (precios), que resulta de las hipótesis de comportamiento adoptadas y de las restricciones supuestas

16 Posibles Conductas Indisponibilidad de capacidad puede ser rentable para un generador con un portfolio de máquinas Bidding strategies ofertas de precios altos cuando hay restricciones de transporte discriminación de precios entre períodos cuando las condiciones de demanda y costos son similares

17 Indisponibilidad de capacidad P O P 1 D Q x 2 Q x 1 Q 1 Q

18 Indisponibilidad de capacidad P O P 2 A P 1 B D Q x 2 Q x 1 Q

19 Indisponibilidad de Capacidad AES Corporation presentó a la CNDC un informe elaborado por una consultora, en el cual mediante la utilización de un modelo del sistema eléctrico se realizó un ejercicio de simulación en el cual se evalúa la posibilidad de ejercicio de poder de mercado por parte de las centrales generadoras de la mencionada empresa.

20 Indisponibilidad de Capacidad El análisis se basó en diferentes políticas que podría adoptar AES Corporation para aumentar los precios de mercado y sus ganancias. La conclusión de la consultora es que "ninguno de los casos y escenarios analizados implica un incentivo razonable para que The AES Corporation intente beneficiarse de su participación de mercado".

21 Indisponibilidad de Capacidad La CNDC decidió peticionar un análisis de simulación a CAMMESA, que realizó una simulación consistente en reducir discrecionalmente la disponibilidad de generación térmica en las semanas y situaciones hidrológicas que permitan que el grupo AES incremente su beneficio global. Esta reducción de disponibilidad se efectuó en forma automática mediante la incorporación de una rutina en el programa de despacho utilizado para el cálculo.

22 Indisponibilidad de Capacidad La simulación comprendió el período entre los meses de junio a diciembre de 2001 y el año 2002 completo. El año 2002 presenta, con respecto al 2001, la incorporación de MW adicionales de exportación a Brasil y la incorporación a plena disponibilidad del Ciclo Combinado perteneciente a AES Paraná

23 Indisponibilidad de Capacidad Se evaluaron 58 situaciones hidrológicas para cada una de las semanas del periódo analizado: 1682 escenarios para 2001 y 3016 para veces para 2001 y 1297 para 2002 hubiera sido rentable para AES indisponer capacidad.

24 Indisponibilidad de Capacidad Si bien no se simuló comportamiento estratégico, ya que no se consideró la reacción de los competidores, cabe destacar que los demás generadores que venían siendo despachados antes de la declaración de indisponibilidad se verían beneficiados, por cuanto seguirían despachando a un precio más alto.

25 Indisponibilidad de Capacidad Del informe de CAMMESA resultó que el potencial de perjuicio al interés económico general es muy alto. Efectivamente para el año 2002 la decisión de indisponer máquinas por parte de AES incrementaría el precio medio un 19% en la zona norte y un 17% el precio medio de Mercado, en un 43% de las situaciones evaluadas.

26 Simulación CAMMESA Item Relación entre la cantidad de veces en las cuales la decisión de indisponer máquinas incrementa el beneficio de AES y el total de situaciones evaluadas Incremento global del beneficio de AES si decide indisponer máquinas en las semanas en las que esta acción le reporta un beneficio Incremento del precio medio de Mercado si AES decide indisponer máquinas en las semanas en las que esta acción le reporta un beneficio. Incremento del precio medio en la zona norte (*), si AES decide indisponer máquinas en las semanas en las que esta acción le reporta un beneficio. 26% 43% 2% 23% 4% 17% 4% 19% (*) La zona norte cuenta con alrededor del 50% del total de la demanda y con un precio mayor que el medio del mercado dado que se activan restricciones de transporte que obligan a convocar en esta zona a máquinas de mayor precio (CENTRAL PUERTO, AES San Nicolás y AES Paraná están ubicadas en la zona norte)

27 Barreras a la entrada restricciones para el ingreso rápido, probable y significativo de competidores que pueda contrarrestar un posible ejercicio de poder de mercado barreras legales individualmente consideradas no son significativas (cuestiones ambientales) barreras de tipo económico: tiempo requerido para comenzar a ofrecer energía y potencia desde el momento en que se toma la decisión de ingreso al mercado (2 a 3 años en centrales térmicas, más en las otras) costo hundidos mayores en hidroeléctricas y nucleares que en térmicas

28 Experiencia Internacional Reino Unido National Power - Southern Electric NP principal generador (33% producción) SE generador (7% suministro competitivo) y distribuidor (exclusivo) Efectos horizontales y verticales Subordinación: venta generadores SE y restricciones regulatorias para evitar prácticas verticales Powergen - Midlands Electric Powergen 2 generador (24% producción, mayor proveedor del tramo competitivo -16%-) ME generador (6% tramo competitivo) y distribuidor (excl.) Subordinación análoga al anterior

29 Experiencia Internacional Reino Unido OFGEM Guidelines criterio para determinar ejercicio de poder de mercado sustancial aumentos de precios grandes durante períodos cortos o menores en períodos más prolongados segmentación temporal del mercado (generador con diferente poder de mercado en cada período) Competition Comission acepta el criterio de ejercicio discontinuo de poder de mercado

30 Experiencia Internacional España Unión Fenosa - Hidroeléctrica Cantábrico UF y HC, 3 y 4 en generación 1 Endesa (48%), 2 Iberdrola (27%) Estructura de la distribución es similar dado el alto grado de integración vertical en España No autorizada (por refuerzo posición de dominio colectivo) Endesa - Iberdrola Propuesta de desinversión de las partes El Tribunal requirió una desinversión del 35% de la capacidad en generación, disminución de activos en distribución y retiro de la actividad de transporte Las partes desistieron

31 Experiencia Internacional EEUU American Electric Power - Central and South West AEP: generación (38 plantas), transmisión, distribución (7 empresas, 3 millones de clientes) CSW: generación, transmisión, distribución (4 empresas, 1.7 millones de clientes) efectos sobre la competencia vinculados con la consolidación en el mercado de la generación y la integración vertical de la generación con el transporte Se condicionó a la venta de ciertos activos, a la transferencia del control operativo de sus activos en transporte a una RTO (Regional Transmission Organization) y al cumplimiento de restricciones regulatorias

32 Efectos sobre la competencia ejercicio unilateral de poder de mercado principalmente a través de: restricciones de ofertra estrategias de precios abusivas en presencia de restricciones de transporte probables incrementos de precios con perjuicio a los consumidores distorsión a la eficiencia en la asignación de recursos de la economía

33 Relaciones verticales Evasión de la regulación: desplazamiento de costos de la actividad desregulada al segmento regulado para financiar prácticas predatorias en generación con el actual marco regulatorio sólo en revisiones tarifarias, con D.804 también en pass through (depende de la autoridad regulatoria) Conductas oportunistas: contratos con empresas vinculadas a precios mayores con perjuicio a los consumidores actual marco regulatorio no lo permite, D.804 requiere control del pass through

34 Conclusión Subordinar la autorización de la operación a la venta de Central Puerto e Hidroeléctrica Piedra del Águila al considerar que la operación original infringe el Art. 7 de la Ley N La transferencia de Termoandes al grupo AES reduce el nivel de concentración (market share de Termoandes en potencia a interconectar<2%)

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