Outsider

Una reciente licitación de suministro eléctrico por parte de las mayores distribuidoras del país arrojó sorpresivamente un valor fijo promedio de US$ 104 por MWh, indexado al IPC americano, para períodos que van entre 12 y 15 años. Las generadoras que ofrecieron dicho suministro de 7.110 GWh anuales, representativo de un 13% del consumo total chileno, son básicamente las cuatro principales del país. El precio ofrecido para generar dicha energía no va a cambiar en función del costo de los insumos – petróleo, carbón, gas natural u otros -, salvo por la variación del IPC americano, como sí ocurre en las licitaciones anteriores. La importancia de dicho valor está en que refleja por primera vez y de manera explícita las expectativas de los generadores. Sin embargo, su impacto económico hay que verlo en conjunto con el resto de los contratos que comienzan su aplicación a partir del año 2010.

La autoridad estima que la totalidad de estos contratos licitados por las distribuidoras para cubrir el consumo de los clientes regulados, usando como referencia los precios de los insumos y el IPC americano de enero de este año, daría un valor promedio de US$ 77 por MWh. Es útil recordar que la energía eléctrica que queda afecta a estos precios, aquella de los clientes regulados, representa un poco más del 50% del consumo actual total en Chile. Pero dado su peso específico, la señal de precio que aquí se obtiene actúa con una fuerte influencia sobre el resto de los contratos que se perfecciona entre clientes libres y las propias generadoras. En otras palabras, esta señal de precio termina afectando a todo el sistema, directa o indirectamente. Y más aún si la autoridad la respalda.

Por otro lado, si uno observa lo que el sistema eléctrico americano (www.eia.doe.gov) ofreció en el mismo mes de enero a nivel de generadores que venden energía a distribuidores y terceros actores, y que éstos enfrentaron equivalentes precios internacionales para similares insumos, llama la atención el mayor margen con que espera operar nuestro sistema. De hecho, el promedio comparable de los informados seis mayores centros de comercialización de energía para ese mes fue de US$ 57 por MWh. En otras palabras, bajo equivalentes costos de insumos y tecnologías a nivel de generación las distribuidoras locales terminarían comprando energía a los generadores a un precio que excede en US$ 20 por MWh a aquel del mercado comparable de Estados Unidos en igual período, o 35% más caro. Si dicho exceso se mantiene estable en el tiempo, independientemente de subidas o caídas en el costo de los insumos energéticos, y el precio del mundo regulado termina actuando como ancla para el resto de los contratos no regulados, entonces para un país como Chile que consume aproximadamente 56.000 GWh al año se genera un exceso de gasto en energía eléctrica de US$ 1.120 millones anuales.

La matriz eléctrica chilena no es igual a la americana y pueden obviamente existir particularidades a nivel de la transmisión o mayores o menores cercanías de centros de consumo respecto a la generación. Pero a lo largo del tiempo, sus precios deberían converger. Al día de hoy, casi un 50% de su generación eléctrica se basa en carbón, un 22% en gas natural, un 20% en plantas nucleares y un 6% en hidroelectricidad, quedando el remanente en otras fuentes menores. Los nuevos proyectos de generación en Chile, que se desprenden de las ofertas, van también en esta dirección. De esta manera, las comparables cifras anteriores dan un orden de magnitud del problema y así se las debe entender. Lo interesante es que, por ejemplo, entre los años 2001 y 2007 el promedio al que vendieron energía los generadores en todo Estados Unidos fue de US$ 51 por MWh, en dólares del año 2008, y que este último año el promedio fue cercano a los US$ 75 por MWh, el año en que el precio por el barril de petróleo tuvo un máximo histórico – en términos reales – que no se veía en el mundo desde el año 1980, cercanos ambos a los US$ 100 por barril.

Chile es un país globalizado y como tal, de continuar dándose estas condiciones relativas de precio, se afectan negativamente sus ventajas comparativas y en último término sus perspectivas de desarrollo.

La idea de implementar contratos a largo plazo con precios parametrizados en función del costo de los insumos es buena, por cuanto teóricamente evita tener que pagar por un seguro que puede resultar más caro a cambio de un precio fijo por la energía, dada la variabilidad en el precio de los insumos. Pero si son pocos los que pueden efectivamente ofrecer este tipo de contratos a largo plazo por escala, presencia en el mercado, diversificación eficiente de la matriz productiva energética a nivel de cada empresa o falta de acceso en condiciones competitivas al mercado de capitales, el beneficio de la parametrización termina siendo opacado por la prima a cobrar por este contrato “por administración”, que resulta ser naturalmente mayor que la que debería existir bajo condiciones competitivas. Aún más, si producto de mayores restricciones en la materialización de esa oferta energética se termina creando un escenario menos propicio a su desarrollo, dicha situación se verá irremediablemente reflejada en mayores precios que los de mercados como el americano.

Desde el punto de vista del cliente residencial chileno, si uno asume que cerca de un 60% del costo final del consumo está explicado por el costo de la energía propiamente tal, entonces éste enfrentaría por un período largo tarifas superiores en un 21% – medidas en dólares – a lo que deberían ser, tomando como referencia el mercado americano. Lo anterior no obsta para que las tarifas a nivel residencial -medidas en dólares- sigan bajando desde su reciente peak de los últimos dos años, que supera los 20 centavos de dólar por KWh, incluyendo el IVA. Pero así como está dándose forma a nuestro mercado eléctrico, las tarifas no van a bajar hasta donde deberían bajar, una vez que termine la coyuntural escasez de energía en Chile. En Estados Unidos, el precio promedio a nivel residencial, considerando impuestos, fue de 11,4 centavos de dólar por KWh durante el año 2008 (hasta noviembre) y desde 1960 promedia 11,5 centavos de dólar por KWh, en dólares de 2008.

En resumen, la solución que se buscó para resolver el corte del gas natural argentino, que alcanzó imprudentemente a representar sobre el 40% de la matriz eléctrica chilena, está dando origen a 15 años de generación eléctrica en base a precios más altos que los debidos. Una solución teóricamente eficiente que en esencia está fallando por falta de competencia y exceso de restricciones en la oferta. Parte de la vuelta al equilibrio está en el desarrollo hidroeléctrico de Aisén y el nuclear de la zona centro – norte; el resto está en que el precio sea determinado bajo una efectiva competencia, incluso bajo un impuesto general al CO2 que internalice la contaminación de las distintas fuentes de energía.

Manuel Cruzat Valdés
Santiago, Chile
9 de marzo de 2009

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Licitaciones Eléctricas en Chile: presentación Comisión Economía Cámara de Diputados

14 de abril de 2009

1. Dado que el capital, insumos y tecnologías de generación de energía son transables en su mayor parte, los precios de la energía eléctrica deberían converger bajo mercados competitivos. Las distorsiones artificiales en los precios sólo hacen más lento este ajuste, pero no lo eliminan.

2. Bajo un escenario de equilibrio competitivo, nadie regala la energía – independientemente de si es productor o importador de insumos energéticos – y todos obtienen una rentabilidad normal en su negocio. Los precios internacionales de los insumos de energía muestran una alta correlación debido a su elevado grado de sustitución.

3. Al corto plazo, los altos precios del petróleo y sus sustitutos junto a los ajustes en la matriz eléctrica chilena por el corte de gas natural argentino explican CMg sobre US$ 300 por MWh; sin embargo, una vez que los ajustes se producen, los precios deberían volver a niveles de equilibrio (como referencia, 1983-2008 Precio Nudo de US$ 45 por MWh y barril de petróleo a US$ 38).

4. ¿Comparar los precios de la energía eléctrica con Estados Unidos? Este es un mercado competitivo al que debería converger Chile. No se asume un modelo; son transacciones reales.

5. Si Chile se mantiene con precios de la energía permanentemente más altos que aquellos de mercados competitivos, entonces se afecta negativamente su desarrollo. Las inversiones en generación eléctrica requieren retornos normales sobre el capital; el exceso de rentabilidad es innecesario y sólo daña las perspectivas del país. Transfiere riqueza, no crea riqueza.

6. El estado actual de las licitaciones del SIC permite una potencial transferencia neta de riqueza del consumidor al  generador, sin justificación de eficiencia económica y para los próximos 10 a 15 años  (2010 +), de US$ 1.680 mm anuales, equivalentes a aproximadamente un 1% del PIB.

7. En el SIC, el resultado agregado de las 3 licitaciones -actualizado a febrero 2009- es de US$ 82,6 por MWh de energía, estando el 75% de la energía contratada indexada al CPI de Estados Unidos y un 25% al precio del carbón, GNL o diesel (Systep Ingeniería y Diseños). La autoridad estimó el valor de la energía de las licitaciones en US$ 77 por MWh para enero 2009. En igual mes, y para equivalentes insumos, el precio medio ponderado de las transacciones de energía en USA fue de US$ 57 por MWh. La diferencia, un sobreprecio de US$ 20 por MWh que afecte a todo el consumo eléctrico en Chile – regulado y no regulado – significaría una transferencia neta del consumidor al generador de US$ 1.120 mm anuales. Además, en Chile y no en USA, existe un cobro adicional por potencia, que medido en términos de energía, llevaría a un aumento en el sobreprecio en cerca de US$ 10 por MWh, o US$ 560 mm adicionales anuales. Desde que comenzaron las transacciones mayoristas de energía en USA en 2001, el precio medio ponderado fue de US$ 51 por MWh entre 2001 y 2007, en US$ de 2008. El año 2008 los principales siete centros transaccionales promediaron US$ 75 por MWh. Las licitaciones chilenas generan precios permanentemente más altos que este histórico 2008 (US$ 100 el barril).

8. La matriz americana (2000 a 2007) muestra un estable 50% de generación mediante carbón, alrededor de 19% en gas natural, 20% en energía nuclear y algo menos de 7% en hidroelectricidad, quedando el resto en otras fuentes menores. En el caso del SIC, de los 14.719 MW de potencia en evaluación en el SEIA, un 48% es en base a carbón y un 28% es hidráulico. En el SING, de 2.333 MW de potencia en evaluación en el SEIA, un 76% es en base a carbón. De la potencia instalada actual del país de 13.136 MW, un 38% es hidráulico y el saldo es térmico. En el SIC, los tres mayores operadores generan alrededor del 92% de la energía total (47% Endesa y filiales, 24% Colbun y 21% AES Gener- Guacolda). En el SING, los también tres mayores operadores generan cerca del 87% de la energía del sistema (55% Suez Tractebel – Codelco, 21% Endesa – Southern Cross y 11% AES Gener).

9. Los mayores problemas de las licitaciones han sido los siguientes:

·   la obligatoriedad de éstas y su falta de flexibilidad, no pudiendo suspenderse por períodos largos, quedando prácticamente entregadas las distribuidoras al reducido sector generador.

·  las distribuidoras promedian el costo de su energía entre todas ellas – bajo un promedio con más o menos 5% -, no existiendo así mayor incentivo individual para exigir menores precios.

·   de alguna manera, las condiciones y plazos de las licitaciones quedaron diseñados para ser cumplidos mayormente por actuales operadores, no atrayendo así terceros nuevos operadores.

·   los precios máximos definidos en las bandas de precio se incrementaron cuando hubo procesos desiertos, en vez de postergar las licitaciones por plazos prudentes. Incluso esos precios máximos han estado muy influidos por consideraciones de costos marginales de corto plazo, cuando en realidad se estaba licitando contratos de largo plazo, hasta por 15 años.

·   la histórica influencia de los precios de clientes libres sobre los regulados se eliminó e invirtió.

·   el resultado final es el de una colusión implícita entre los pocos generadores, donde las distribuidoras no tienen grados de libertad ni incentivos para reducir costos por energía, generando así precios que no se condicen con condiciones competitivas. El precio máximo de la banda actúa como una fuerte señal y como son pocos los operadores actuales y esperados, en que existe una baja probabilidad que los otros cubran toda la demanda de las distribuidoras por ellos mismos, la respuesta natural es subir los precios más allá de sus costos de largo plazo. Por falta de actores que compitan, existe una alta probabilidad a que el precio alto sea aceptado.

10.  Para dar una señal de seriedad, la última licitación del SIC (tercera) debería ser declarada desierta, autorizando a las distribuidoras a postergar la licitación o a definitivamente suspender, contratando cada una individualmente cuando sea conveniente. Las inversiones implícitas en las ofertas se van a hacer igualmente, por cuanto son rentables bajo condiciones normales de precios. No existe aquí un problema eventual de falta de inversiones. A mayor plazo, se deberá evaluar la modificación del DFL 4 que como está puede costar US$ 1.680 mm anuales al país, así como revisar las restricciones para invertir en generación y temas de competencia (DL 211).

Manuel Cruzat Valdés
Valparaíso, 14 de abril de 2009

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