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Señales de inversión inadecuadas para los inversionistas

 

3.1. Causas del problema

 

El mercado eléctrico chileno presenta las siguientes características: altas (pero inciertas) tasas de crecimiento de la demanda, preponderancia de hidrogeneración en la matriz y dependencia de fuentes primarias externas de generación.

 

 Hidrología

 El Sistema Interconectado Central es altamente dependiente de hidrología. Debido a esta dependencia, sequías prolongadas podrían desatar crisis de abastecimiento y es precisamente lo que ocurrió en enero del 97, enero del 99 y julio del 2008 en que las cotas alcanzadas estaban muy por debajo de lo esperado.

 

Central Ralco

 

 

Fuentes primarias externas de generación

En el año 1996 el gas natural marca un hito en el sector eléctrico con las tecnologías de ciclos combinados, generando buenas garantías de abastecimiento. A esto se agrega una caída en los precios de la energía, con lo que hubo un aumento en la eficiencia y en la disponibilidad de energía. El gas natural fue un combustible muy competitivo, con precios bajos en ese entonces. Esto se puede apreciar en el siguiente gráfico.

 

Precios de Gas Natural,  fuente Comisión Nacional de Energía

 

Con las características descritas, podemos identificar los problemas que tuvo el mercado chileno.

 

3.1.1. Causas de crisis en el mercado eléctrico chileno

 

3.1.1.1. Reemplazo del artículo 99bis

 

La crisis por sequías en 1998 y 1999 llevaron al mercado chileno a una situación extrema. Hubo un retraso en proyectos de generación a gas natural que obligó el uso anticipado de recursos hídricos generando racionamiento energético, a lo que se sumó la falla de la central Nehuenco en el 99. En ese año, la capacidad instalada del SIC alcanzó 6695 MW[1]. La Central Nehuenco, de ciclo combinado con una potencia de 370 MW, estaba programada para entrar en servicio en julio de 1998, pero por problemas técnicos su ingreso fue sucesivamente postergado hasta diciembre de 1998 y luego tuvo una importante falla en marzo de 1999, que la dejó fuera por el resto de la crisis. Si Nehuenco hubiera entrado en funcionamiento a plena capacidad desde noviembre, hubiera producido alrededor de ocho GWh al día. El sistema se volvió inseguro con la salida de esta central. Grandes cantidades de agua embalsada no se habrían ocupado si esta falla no hubiese ocurrido.

 

Las consecuencias de la crisis  fueron el agotamiento de embalses, los costos marginales subieron a valores históricos y las generadoras sufrieron fuertes pérdidas.

 

Energía embalsada SIC,  fuente Comisión Nacional de Energía

 

 

Ante este escenario hubo un cambio en la legislación con el que se buscó priorizar la seguridad del suministro. Se reemplaza el artículo 99BIS y se elimina la sequía como causa de fuerza mayor:

 

“Para los efectos de este artículo, las situaciones de sequía o las fallas de centrales eléctricas que originen un déficit de generación eléctrica que determine la dictación de un decreto de racionamiento, en ningún caso podrán ser calificadas como fuerza mayor o caso fortuito. En particular, los aportes de generación hidroeléctrica que correspondan a años hidrológicos más secos que aquellos utilizados en el cálculo de precios de nudo, no constituirán límite para el cálculo de los déficit, ni serán consideradas como circunstancia de fuerza mayor o caso fortuito. El déficit que las empresas generadoras están obligadas a pagar, de conformidad a este artículo, no estará limitado a aquel que se calcule para el primer año hidrológico de la sequía. Por año hidrológico se entiende un período de doce meses que comienza en abril.” (Fuente: Ley Nº19613, Artículo 2, Inciso 2)

 

3.1.1.1.2. Consecuencias del nuevo 99bis

 

Modificación de la legislación, lo que se concretó con el cambio a la Ley General de Servicios Eléctricos. En concreto, se eliminó del artículo 99 bis la exención de sequía como causal de caso fortuito o fuerza mayor y, por lo tanto, eximente de responsabilidad frente al pago de compensaciones por déficit de suministro.

 De acuerdo a la generadora Endesa, con la eliminación de la sequía como causal de fuerza mayor “se incorporó un cambio estructural a la industria eléctrica de Chile. Se modificó el concepto bajo el cual originalmente fue diseñada la legislación eléctrica e incorporó nuevos riesgos que han afectado las decisiones de inversión para adaptarse a la nueva obligación de dar suministro a todo evento”.

 A partir del 12 de junio de 1999, las empresas quedaron obligadas al pago de compensaciones a sus clientes regulados (distribuidoras) por cada kilowatt-hora de déficit que los hubiera afectado, determinado sobre la base de sus consumos normales a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el precio básico de la energía.

Con esta nueva legislación, las generadoras quedaban obligadas a pagar compensaciones ante cualquier corte en el suministro, incluso en situación de racionamiento.

Los riesgos adicionales y la percepción de discrecionalidad en la fijación de los precios de nudo forzaron una situación no contemplada en la regulación, esto es que empresas de distribución de energía eléctrica se encontraran sin contratos de suministro, y lo que es peor, el año 2001 se diseñó una solución (RM 88) que obligaba a todos los generadores a abastecer a los distribuidores sin contrato, apartándose de los conceptos originales de la ley y enviando otra potente señal negativa a futuros y actuales inversores en el sector.

       Todas las generadoras del SIC, en proporción a su capacidad instalada, están obligadas a proveer de energía a las distribuidoras que no dispongan contratos de abastecimiento. La RM88 nace con el propósito de asegurar el abastecimiento de electricidad a las distribuidoras que no mantienen contratos de suministros con generadoras. El precio de transferencia equivale al costo marginal de generación del momento; sin embargo, con el propósito de no introducir el “riesgo precio” a las sociedades distribuidoras, éstas compran la energía a precio nudo.  En la eventualidad que el precio nudo fuere inferior al costo marginal, se genera una cuenta por cobrar a favor de las generadoras. Si el precio de nudo fuere mayor al CMg las cuentas RM88 deberían disminuir. El saldo de las cuentas RM88, es cargado a todos los clientes regulados del SIC en la siguiente fijación de tarifas, independiente de cuales fueren las distribuidoras que no dispusieren de contratos de suministros. Este “cargo adicional” no puede superar el 20% del precio nudo del periodo y si no fuere suficiente para pagar íntegramente las cuentas RM88, el remanente es pagado en el próximo período o en los próximos períodos. Esta medida debiera desaparecer con el mecanismo de licitaciones, en el cual los contratos quedarán definidos.

Debido a estas intervenciones en el marco regulatorio, las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de Chile estaban en peligro. Esto se pone de manifiesto en las adiciones al parque de generación durante ese período, siendo la última adición importante de 975 MW en el año 1998, y prácticamente nada en los 5 años posteriores. Cabe aclarar que el sistema central de Chile necesita una adición promedio de entre 400 y 500 MW por año, para abastecer el crecimiento del país.

 

Crecimiento de la demanda neta anual entre los años 1985-2009, fuente CDEC-SIC

 

Este cambio en la legislación generó una incertidumbre regulatoria y dio señales económicas incorrectas desestimulando futuras inversiones en el sector ante ese escenario porque los riesgos habían aumentado enormemente. La consecuencia más importante es que el abastecimiento futuro no sólo era incierto, sino que estaba en alto riesgo.

Estas son las causas iniciales para la búsqueda de un nuevo mecanismo que asegurara el abastecimiento.

 

3.1.1.2. Escenario de fuentes energéticas

Al año 2003, el porcentaje de generación total con ciclo combinado en relación al porcentaje total de generación del país alcanzó el 25,8%. Esto sumado al bajísimo precio del gas argentino, aumentó nuestra dependencia energética con este combustible.

El incremento de la dependencia de gas natural iniciado con la puesta en marcha de centrales de ciclo combinado llevó a una fuerte incertidumbre por las restricciones de gas argentino a contar del 2004. A partir de ese año el déficit en la generación a gas natural fue suplido por generación diesel, lo que implicó la inclusión de unidades costosas, de rápida puesta en operación.

 

Porcentaje de restricción de gas Argentino,  fuente Comisión Nacional de Energía

 

A las restricciones se sumó el incremento en los precios de los combustibles que eran fuentes alternativas de energía: diesel, gas natural y  carbón. Estas alzas provocaron un alza histórica en los precios de costos marginales.

 

 

Evolución Petróleo WTI,  fuente Informe precios de nudo Abril 2009 Comisión Nacional de Energía

 

Como el pago a los generadores es regulado y determinado por el CDEC, el cálculo del precio era basado en el costo marginal esperado. Este costo, y por ende el precio de nudo (corto plazo), es dependiente de las expectativas de precio de los combustibles y la visión del regulador del plan de obras. El costo marginal real puede diferir ampliamente de la estimación debido a su histórica volatilidad y la variable hidrológica.

Claramente la fijación de precio de nudo cada 6 meses y con un tope de un 5% sobre el precio promedio de los contratos no regulados existentes (clientes libres) [2], los  cuales se basan en condiciones de mercado pasadas, no pudo representar adecuadamente la nueva situación. El precio de nudo fue incapaz de transmitir el alza de costos en generación al consumidor ocasionado por las restricciones de gas natural argentino. Esto provocó una crisis eléctrica: mayores costos de suministro eléctrico no eran compensadas por alza de precios. En este difícil contexto para las generadoras, los contratos con distribuidores no estaban siendo renovados quedando muchas sin asegurar su abastecimiento.

El cálculo de costos marginales y precios de nudo daba señales de precios de largo plazo inestables.

Debido a esto hubo un desacople entre el costo marginal real y el precio regulado. Los costos marginales reales eran mucho más altos que el precio regulado, es decir, los verdaderos costos de los generadores no eran cubiertos por los precios que se les estaba pagando lo que también disminuía sus incentivos. Esto provocó un congelamiento de las inversiones en generación. En el siguiente gráfico se puede apreciar la gran diferencia entre el precio de nudo de corto plazo y los verdaderos costos marginales.

 

 Precio de Nodo V/S Precio Marginal, fuente Systep Ingeniería y Diseños

Este incremento en los precios reales de generación en comparación a los precios regulados, producto de las restricciones de gas y los altos precios de los combustibles, también sugirió la búsqueda de un mecanismo mejor en la asignación de precios en la que se incentivara la inversión y la competencia activa dentro del mercado.

 

3.2. Solución a través del mecanismo de licitación

Como solución a la incertidumbre escenarios futuros, los contratos con distribuidoras sin renovar, la incertidumbre regulatoria y el congelamiento de las inversiones la autoridad respondió con la Ley 20.018 o Ley Corta II, introducida en mayo del 2005, en la que se establece el mecanismo de licitaciones de precios a los que las distribuidoras comprarán la energía a las generadoras. Este mecanismo disminuye la importancia del costo marginal como señal de mercado, el cual es muy volátil para una adecuada señal de expansión. A su vez, aumenta la importancia de señales de largo plazo que incorporen las reales expectativas de costos de generación de los propios productores. Los generadores toman decisiones de acuerdo a las señales de precios del mercado. Ante la incertidumbre sobre cuáles son las condiciones futuras, el riesgo de las empresas generadoras aumenta retrayendo la inversión. Un claro ejemplo de esto es la decisión de convertir una planta de Gas Natural en Diesel. Si los precios de los combustibles son inciertos, el riesgo económico de convertir la planta será demasiado alto. Lo que verdaderamente busca el mecanismo de licitación es dar una señal de estabilidad en el largo plazo.

Si el mecanismo funciona correctamente, se resolverían los problemas del desacople de los costos con el precio regulado, y se mejoraría el proceso de contratación para garantizar expansión y suficiencia.

Concepto base: 100% demanda contratada + energía firme = expansión

La necesidad de firmar nuevos contratos para cubrir la demanda creciente conduce al ingreso de nueva capacidad.

Esta ley dio una señal de estabilidad y planteó un mecanismo de mercado para la determinación del precio.

Los detalles de la nueva ley y del proceso de licitación serán desarrollados en la próxima sección del informe.


 

    

 

Contacto

Felipe Peirano            fgpeiran@puc.cl
Horacio Valenzuela     hjvalenz@puc.cl
 
Última modificación: 26 de mayo de 2009