Externalidades económicas y regulación para la formación de precios de la energía eléctrica

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Ernesto Badaracco expresa consideraciones y sugiere propuestas para enfrentar con éxito los desafíos de incorporar energía de fuentes limpias, garantizando la seguridad de abastecimiento y a precios adecuados, en un todo de acuerdo con las tres restricciones formuladas en el “Trilema Energético” presentado por el Consejo Mundial de Energía (WEC) en Daegu, en 2013.

Por Ernesto Badaraco (*)

Consideraciones y propuestas destinadas a enfrentar con éxito los desafíos de la transición hacia formas de energía limpias, garantizando simultáneamente la seguridad de abastecimiento y mínimos costos de la energía, en un todo de acuerdo con las tres restricciones formuladas en el “Trilema Energético” presentado por el Consejo Mundial de Energía (WEC) en Daegu, en 2013.

Antecedentes: Precio de la Energía en una Utility verticalmente integrada:

A fines del siglo XIX, inversores privados comenzaron a ofrecer el servicio público de electricidad. Como la incidencia de la inversión de capital era muy elevada y la vida útil de los equipos muy extensa, se consideró que la competencia por medio del libre ingreso de oferentes conduciría a la depredación o cartelización. Los reguladores ofrecieron concesiones monopólicas integradas verticalmente y a largo plazo, otorgando un área geográfica, estableciendo precios a partir de los costos y la rentabilidad declarados por el inversor y auditadas por los reguladores. La Concesión era renovada en función de su “performance previa” por las legislaturas que regían cada área de concesión. A pesar de su baja rentabilidad, han sido durante los últimos 100 años las acciones preferidas por los Fondos de Pensión.

La tecnología utilizada era única, solo la dominaban 3 o 4 naciones y el precio de la energía ha sido decreciente a medida que se incrementaba la eficiencia térmica. Las excepciones a esas tecnologías de turbinas de vapor y motores alternativos fueron las hidroeléctricas y las nucleares. La eficiencia térmica, creció desde menos del 10% a principios del siglo XX hasta 40% en los ’80. Hoy es de 63% en Ciclos Combinados. La falta de tecnología de transmisión obligó a un servicio “Distribuido”, con centrales pequeñas cercanas a los centros de consumo. Grandes compañías se formaron a partir de la adquisición de decenas de pequeñas empresas locales para aprovechar economías de escala, cuando la tecnología de Transmisión estuvo disponible,

Las transformaciones en la Regulación de USA Chile, UK y Argentina a fines de los ’80: Distorsiones en el “Mecanismo
de Formación de Precios”

En 1978, los legisladores de EEUU concluyeron que era conveniente introducir competencia en Generación autorizando “Productores de Energía Independientes” (IPP). Esa Purpa Law, creó incertidumbre y redujo fuertemente las inversiones en las Utilities de EEUU.

Entre 1985 y 1991, primero Chile, luego Inglaterra y finalmente Argentina adoptaron un nuevo modelo de despacho y formación de precios más libre, en base a CMCP1 . Este concepto había sido introducido en 1948 en Francia por Boiteaux, pero en un contexto diferente: el Estado expropió 60 compañías privadas y las interconectó para reducir el consumo de divisas en la importación de combustibles.

Esta iniciativa teórica, válida para un monopolio estatal que puede asegurarse tarifas rentables, tuvo finales conflictivos, el más conocido en 2001 en California, con una crisis que obligó al Estado a absorber 22.000 millones US$ de pérdidas de las Distribuidoras. El precio formado en base al CMCP subía cuando las máquinas eficientes salían de servicio, eliminando incentivos para repararlas. En Argentina, a partir de 1998, y luego en Chile, los inversores, que habían comprobado que era imposible recuperar la inversión con el marco vigente, (que había “variabilizado” gran parte del costo fijo de capital), suspendieron sus inversiones en nueva capacidad. En Inglaterra, la compleja regulación aprobada en 1988 fue dejada de lado en 1998 por otra aún más compleja y finalmente substituida por la vigente desde 2010.

■ En Argentina y otras Naciones desde inicios del siglo XXI, se dejó de lado una revisión de fondo y se concretaron sólo reformas provisorias. Todos estos aspectos fueron descriptos y fundamentados cuantitativamente en dos trabajos publicados en 1996 y 20082 .
En el año 2005, Chile y otros países comenzaron a abandonar la regulación anterior para introducir CMLP3 . Chile y otros establecieron la obligación del Distribuidor de contratar a largo plazo para formar precios en competencia. Otras naciones que buscaron formar precios en competencia en sus mercados mayoristas aún no han encontrado una solución satisfactoria. Brasil, introdujo una regulación complementaria recomendable: aquellos grandes consumidores que abandonan a su Distribuidor para contratar un proveedor independiente no podrán volver al Distribuidor durante un plazo de cinco años.

  1. El tema Ambiental: cambios en la Matriz Energética y surgimiento de significativas Externalidades económicas

La obtención de fuerza mecánica a partir del viento y el agua tiene siglos de vigencia. Pero sólo hace dos décadas que comenzó a tomar relevancia la convicción de que la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), estaba conduciendo a un calentamiento de la atmósfera de la tierra, dando lugar al desarrollo de distintas tecnologías sin emisiones GEI4 .
Si bien las tecnologías aptas para este objetivo son varias, ‒ geotermia, hidrógeno, energía de las mareas y las olas, etc., las dos principales son la Eólica y distintas formas de energía solar. Ambas han crecido rápidamente.

■ Pero estas dos tecnologías deben ser instaladas en lugares aptos para un factor de uso elevado, (en caso contrario no serían rentables) y eso conduce, ‒en países extensos y con reducida densidad de carga como Argentina‒, a elevadas inversiones adicionales en infraestructura de transporte eléctrico. Por otro lado, como su producción es aleatoriamente interrumpible, es imposible insertarlas en un sistema de potencia si no se cuenta con reservas de potencia casi equivalentes y despachables en un tiempo compatible con la “rampa de caída de producción” de cada tecnología renovable. Estas dos condiciones implican costos adicionales, “externalidades económicas”, de igual forma que también lo son las emisiones GEI de las centrales que queman hidrocarburos, el Costo Social de la ENS5 y los mecanismos de almacenamiento, como la Baterías y las represas de bombeo.

▪ La variabilización del costo de la energía eléctrica ha sido siempre una decisión sin sólido fundamento económico. El 80% de los costos de la cadena de valor de la energía son costos de capital (fijos). No pueden ser recuperados y conducen a subsidios cruzados si se fija un único precio a la unidad de energía por hora de despacho, en un mercado donde las energías aleatoriamente interrumpibles y la generación distribuida, conducirán a menores factores de uso durante la transición.
Este aspecto podría solucionarse cobrando por separado a los clientes la potencia puesta a disposición y la energía consumida. Ello es fácilmente comprensible observando que incluso servicios menos intensivos en Capital, como Internet y TV por Cable, tienen facturación fija y no proporcional a las horas de uso, como la electricidad.

Es complejo pero factible calcular el costo de algunas externalidades: el valor que debe ser imputado a cada tonelada de CO2 producida por la generación térmica está hoy en debate (El reciente Nobel William Nordhaus, ha declarado que estas emisiones deben pagar 30 US$/Tn CO2. Las ONG que defienden la lucha contra el cambio climático proponen 60 US$/Tn CO2. El recargo a imponer sería entonces de 10 a 20 US$/Mwh. Pero si se computan las ventajas impositivas, los subsidios, el costo adicional de Transporte, las reservas y la prioridad de despacho dada a las renovables, estas penalidades no son relevantes para descartar los equipos térmicos eficientes, los cuales serán imprescindibles como reserva firme durante la transición. El reemplazo del Carbón por Gas reduciría un 60% los GEI. Cada tecnología tiene en cada ubicación geográfica un dado Costo Social de ENS.

La Tecnología del Hidrógeno, aplicable especialmente al transporte, un sector que por su dimensión y baja eficiencia emite volúmenes de CO2 superiores a los de la generación térmica, estaría siendo cada vez mejor considerada.

La formación de precios a partir de este mix de tecnologías y regulaciones es más compleja que la de una concesión monopólica a una Utility integrada. A los costos operativos y de capital de toda Tecnología deben agregarse las Externali dades mencionadas. Es probable que, por ejemplo, cuando las renovables alcancen cierto nivel de participación, deba eliminarse la prioridad de despacho para resguardar la estabilidad del Sistema de Potencia.

En todas las naciones el precio con el cual se remunera a las centrales con tecnologías renovables está subsidiado de distintas formas visibles o no, en tanto que la carga impositiva para la cadena de valor “térmica” alcanza en muchas naciones niveles superiores al 50%. Por ello, la solución diseñada hace tres décadas para poner en competencia a las centrales eléctricas de cualquier tecnología, para determinar cuál era capaz de entregar energía firme al mínimo precio, se ha distorsionado por haberse creado mecanismos específicos de formación de precios para cada tecnología, con prioridades y subsidios. Esto impide la competencia genuina que los legisladores de EEUU quisieron introducir en 1978 y los de Chile, Inglaterra, Argentina y luego otras Naciones, desde los años `80.

4.- La Regulación más eficiente para toda Cadena de Valor, si fuera posible diseñarla con una metodología “Base Cero”: la utilidad del TRILEMA ENERGÉTICO del WEC.

Si no existieran compromisos previos surgidos de acuerdos internacionales y decisiones de cada Estado para incentivar las energías renovables, la solución más eficiente en un mercado verticalmente desintegrado sería tomar el ejemplo chileno y solicitar a todas las distribuidoras y a los grandes clientes industriales que, sin especificar tecnología, contraten a largo plazo, ‒no menos de 15 a 20 años para las Distribuidoras, 5 para las Industrias‒, el 100% de su abastecimiento de energía con sólo tres condiciones:

1) ▪ La energía debe ser firme. La sanción por ENS son las penalidades o “reintegros” establecidos en la Ley, proporcionales a esa ENS. Como la responsabilidad por los cortes puede ser de cualquier tramo de la cadena de valor, la Distribuidora debería estar autorizada (hoy no lo está) a transferir al tramo responsable de los cortes las penalidades respectivas. (Es decir a “reconstruir la cadena de responsabilidad por el abastecimiento”6 ).

2) ▪ Deben ser respetados los porcentajes de energía sin emisiones GEI, que han sido acordados por cada Nación para cada año de vigencia del contrato obligatorio entre el Distribuidor y su Cadena de Abastecimiento.

3) ▪ Adicionalmente, y al igual que lo regulado en Chile, es conveniente que las licitaciones adjudicadas tengan como fecha de inicio del abastecimiento una posterior en no menos de tres o cuatro años a la fecha de adjudicación.
Esto permite el ingreso de nuevos inversores y convertir al mercado mayorista eléctrico en “contestable” en el sentido dado a ese término por el economista William Baumol. La existencia de “Mercados Contestables” asegura la introducción de competencia de calidad.

En estas condiciones de “Base Cero”, la regulación aseguraría el abastecimiento, llevaría los costos al mínimo y mantendría acotada, en los niveles fijados en acuerdos internacionales, la emisión de gases GEI. Es decir, cumpliría con las tres “restricciones” que propone el Consejo Mundial de Energía (WEC) mediante su “Trilema Energético”.

Pero esta no es la condición real vigente en la mayor parte de las naciones. Cada gobierno ha postergado el problema de hacer compatibles estas 3 restricciones. Por ello se han introducido diferentes subsidios, distintas prioridades de despacho, mecanismos de financiación con diferentes garantías, desgravaciones impositivas, etc., que han conducido a que en un mismo mercado mayorista existan diferentes mecanismos de formación de precios, incluso para una misma tecnología. Este aspecto dificultará la expansión de la oferta convencional y renovable.

¿Cuál es entonces una alternativa viable para reconstruir, no patrimonialmente pero sí en forma contractual, la “cadena de responsabilidad por el abastecimiento” cumpliendo simultáneamente con las restricciones propuestas por el Consejo Mundial de Energía (WEC)?

  1. La adaptación al contexto regulatorio previo de cada Nación.

El volumen ya contratado de energías sin emisiones por cada nación, es casi siempre relativamente reducido con respecto a los porcentajes que deberán ser alcanzados. Si un Estado suspende en un momento dado sus propias contrataciones y hace obligatoria la Contratación a Largo Plazo por parte de cada Gran Demanda y deja que cada oferente privado estructure una matriz de oferta con el porcentaje de renovables establecido, ello permitirá que el costo de lo ya contratado por cada gobierno (Nacional o Estadual) pueda ser prorrateado sobre cada contrato en proporción a la potencia contratada por cada oferente, configurando así una carga distribuida equitativamente entre todos los clientes. El carácter de “Firme” de esa porción de oferta sin emisiones, (identificada y asignada a cada Generador en función del volumen de sus contratos), pasaría a ser responsabilidad adicional para cada inversor privado que haya ganado una licitación para abastecer a largo plazo a distribuidores o industrias. Ese Generador debería asegurar a su costo la reserva para ese volumen de renovables recibido del Estado.

■ Es posible inferir también que los ganadores originales de las licitaciones de pequeños parques de renovables revenderán o alquilarán paulatinamente sus parques a grandes oferentes.

▪ La existencia de un 5% o 10% de energía renovable ya contratada a precio fijo y/o con subsidios con el Gobierno local o nacional, no debería retrasar el mecanismo de licitaciones a largo plazo propuesto en el punto 4) anterior. La diferencia respecto a haber partido de una situación “Base Cero”, es que cada oferente deberá aceptar el porcentaje que le corresponda, ya contratado por el Estado, tomando a su cargo el costo promedio de la energía que le asegura el Estado y también el costo de la respectiva reserva.

▪ Quedan casos particulares cuando, por ejemplo, en un municipio, o en una provincia, las autoridades locales han contratado pequeños parques a precios muy elevados, precisamente por la baja productividad de esos pequeños parques. Parece aconsejable que integren o liciten esas centrales y que ese Estado suspenda de allí en más esas licitaciones, dejando en manos de la oferta privada la instalación y/o compra, tanto de energías convencionales como de energías sin emisiones de CO2 asociadas.

■ El aspecto central, es la conveniencia de dar libertad al oferente privado para que en licitaciones obligatorias y abiertas, pueda seleccionar el mix de tecnologías renovables, convencionales y de equipos de Reserva, tanto aquellas que serán utilizadas en forma decreciente durante la transición (como la generación con gas natural), como de las renovables que serán incorporadas en forma creciente y también de equipos de reserva. Los Reguladores, en las naciones que han comprometido la reducción proporcional de GEI, deberían centrar sus esfuerzos en:

a)- Asegurar que los pliegos de licitación emitidos por los Distribuidores conduzcan a mínimos precios medios, evitando transferir a los clientes finales los mayores costos que surjan de ineficiencias introducidas por la Tecnología, la escala, o la Regulación. Si la contratación por parte de pequeñas Distribuidoras o Cooperativas conduce a mayores precios, convendría definir un “piso” de Potencia a contratar y regular la obligación de “consolidar Demanda”.

b)- Dar absoluta libertad para seleccionar el mix de tecnologías con el cual el oferente prestará el servicio, teniendo en cuenta que ese mismo oferente es quien toma los riesgos en caso de equivocarse y verse obligado a pagar penalidades por ENS o a perder la licitación. Esta libertad ha sido ya expresada en las conclusiones del Congreso Mundial de Energía realizado en 2010 en Montreal, indicando que, “. . . . en cuanto a la Matriz Energética, las Tecnologías ganadoras deben ser seleccionadas por el Mercado y no por el Estado . . . . .”

c)- La libertad también debería extenderse a algunos aspectos del despacho, buscando asegurar un mínimo costo medio de la oferta. (Un ejemplo ilustrativo es el despacho privado conjunto Hidro – Eólico, que eleva la Potencia firme conjunta de una oferta).

d)- Esta libertad no es relevante cuando la remuneración al Generador se paga solo proporcionalmente a la potencia disponible (Capacity Payment) y/o cuando se le otorga prioridad de despacho y compromiso de compra de toda su producción. Esos casos, equivalen a Mercados sin competencia, con rentabilidad asegurada por el mecanismo de “Cost – Plus”.

En síntesis, estamos proponiendo como alternativa más eficiente, la contratación privada, obligatoria y anticipada a Largo Plazo de grandes volúmenes de Demanda (Distribuidores y grandes clientes), con tratamiento impositivo, crediticio y Regulatorio iguales para todas las tecnologías. Estas contrataciones deberían ser efectuadas en el marco de un “Mercado Contestable” y respetando en cada operación los porcentajes y el “Timing” de la convergencia comprometida Internacionalmente hacia Energías sin Emisiones GEI.

1     Costos  Marginales de   Corto   Plazo,  costos  variables, formados por el de la    próxima máquina a   despachar
2 Complementos al marco regulador de Sector Eléctrico Argentino.

Ernesto P. Badaraco y otros 1996) Sobre la teoría del núcleo
de una economía, los mercados contestables y las industrias intensivas
en capital (Ernesto P. Badaraco. Presentado en 2008 en la
Academia de Ciencias de Bs As.)
3 Costos Marginales de Largo Plazo. Incluyen Costos de Capital.
4 Gases de efecto Invernadero
5 Energía no suministrada
6 Denominación propuesta para este problema por el ex Secretario de Energía Carlos Bastos.

(*) Postgrado en Administración del Mercado Eléctrico. ITBA Director

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