Tesis, Mercado Eléctrico y Modelo Marginalista - Alexeis
43
UNIVERSIDAD AUSTRAL DE CHILE ESCUELA DE GRADUADOS Como requisito para optar al grado de MAGISTER EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS “ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO Y LAS PROYECCIONES DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA” Trabajo presentado por ALEXEIS PATRICIO HUAIQUIN ROSAS Profesor Patrocinante Profesor Copatrocinarte Fredy Riadi Amar Horacio Sanhueza Burgos FECHA xxx Valdivia – Chile
description
-Mercado Eléctrico Chileno-Operación del Centro de Despacho Económico de Carga-Regulación y Modelo Marginalista del Precio de la Energía y Potencia-Influencia de Interconección SIC-SICN
Transcript of Tesis, Mercado Eléctrico y Modelo Marginalista - Alexeis
UNIVERSIDAD AUSTRAL DE CHILE
ESCUELA DE GRADUADOS
Como requisito para optar al grado de
MAGISTER EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS
“ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO Y LAS PROYECCIONES DE LOS PRECIOS DE
LA ENERGÍA”
Trabajo presentado por
ALEXEIS PATRICIO HUAIQUIN ROSAS
Profesor Patrocinante Profesor Copatrocinarte
Fredy Riadi Amar Horacio Sanhueza Burgos
FECHA xxx
Valdivia – Chile
“Todo para mi padres, hermanos y amigos”
Índice 1. Introducción .................................................................................................................................... 1
2. Desarrollo de Conceptos ................................................................................................................. 2
2.1 Conceptos Energéticos .............................................................................................................. 2
2.1.1 Fuentes de Energía ............................................................................................................. 2
2.1.2 Generación de Energía Eléctrica ........................................................................................ 4
2.1.3 Conceptos de Mensuración ................................................................................................ 5
2.2 Los Actores del Mercado Eléctrico Chileno ............................................................................... 6
2.2.1 Generación ......................................................................................................................... 6
2.2.2 Transmisión ........................................................................................................................ 7
2.2.3 Distribución ........................................................................................................................ 7
2.3 Sistemas Interconectados ......................................................................................................... 8
2.4 Regulación del Precio de la Energía .......................................................................................... 9
2.4.1 Regulación del Precio de la Energía ................................................................................... 9
2.4.2 Comercialización de la Electricidad .................................................................................... 9
2.5 Fundamentos Básicos del Modelo de Precios Marginalista .................................................... 10
2.5.1 Manejo de la Demanda Eléctrica y Rol del CDEC ............................................................. 10
2.5.2 Costos Totales de Operación y Decisiones de Inversión .................................................. 12
3. Análisis Crítico de la Revisión Bibliográfica ................................................................................... 17
3.1 Sistema de Precios Marginalista y Rentabilidad de Inversiones ............................................. 17
3.1.1 Centrales de Punta ........................................................................................................... 20
3.1.2 Centrales de Base ............................................................................................................. 21
3.2 Situación Tecnológica Actual y su Influencia en los Precios.................................................... 23
3.3 Impactos de la Interconexión SIC - SING ................................................................................. 26
3.3.1 Efectos en el Nivel de Competencia del Mercado ........................................................... 27
3.3.2 Efectos en el Precio por Disminución de la Variabilidad de Proyecciones ....................... 28
3.3.3 Comportamiento de los Precios en el Mercado de Contratos ......................................... 29
3.3.4 Efecto de la Interconexión en el Precio de la Energía y su Variabilidad .......................... 31
3.4 Actualidad y Factores que Distorsionan al Mercado y sus Proyecciones ............................... 33
4. Resumen y Conclusiones ............................................................................................................... 36
5. Bibliografía .................................................................................................................................... 38
6. Anexos ........................................................................................................................................... 39
Índice de Figuras
Figura 1: Infraestructura común de la industria eléctrica ................................................................... 6
Figura 2: Rol del CDEC en el mercado eléctrico ................................................................................ 11
Índice de Gráficos
Gráfico 1: Distribución de generación y consumo de energía ............................................................ 3
Gráfico 2: Curva de potencia anual de sistema eléctrico .................................................................. 12
Gráfico 3: Costos totales en el tiempo según tipo de tecnología ..................................................... 15
Gráfico 4: Distribución de participación por tipo de tecnología ....................................................... 16
Gráfico 5: Curva de Demanda de Base y de Punta ............................................................................ 18
Gráfico 6: Evolución de los costos marginales y tipo de generación en el SIC.................................. 24
Gráfico 7: Crecimiento de la capacidad instalada en Chile según tipo de tecnología ...................... 25
Gráfico 8: Costos unitarios de inversión en relación a la potencia instalada ................................... 26
Gráfico 9: Cantidad de energía contratada y precio ......................................................................... 30
Gráfico 10: Utilidad versus cantidad contratada bajo un riesgo constante ...................................... 30
Gráfico 11: CMg proyectados según Plan de Expansión ................................................................... 31
Gráfico 12: Evolución de la desviación estándar del costo marginal (USD/MWh) ........................... 32
Gráfico 13: Distribución de generación según tipo de tecnología en el mundo ............................... 33
Gráfico 14: Tiempo de tramitación de centrales según año de ingreso al SEA ................................ 34
Índice de Tablas
Tabla 1: Tipos de fuentes de energía .................................................................................................. 3
Tabla 2: Empresas de generación de energía eléctrica ..................................................................... 39
Tabla 3: Empresas de transmisión de energía eléctrica .................................................................... 39
Tabla 4: Empresas de distribución de energía eléctrica .................................................................... 39
1
1. Introducción
El mercado eléctrico es uno de los más regulados del país, debido a distintos motivos
dentro de los cuales se destacan principalmente razones de mercado (además de la complejidad
técnica de estos sistemas), dada la baja cantidad de actores, principalmente en el sector
generación. Teniendo en cuenta lo anterior es que el estado toma un rol activo en la regulación de
este con el fin de asegurar abastecimiento seguro a precios abordables para la población, pues la
energía eléctrica es hace ya mucho un bien imprescindible del desarrollo normal del ser humano
en sociedad.
Es importante destacar que la actualidad del mercado eléctrico está comenzando a
experimentar una situación crítica, derechamente debido a que no se están realizando todas las
inversiones idealmente requeridas a nivel país para sostener el crecimiento sostenido del
Producto Interno Bruto Nacional. Muchas razones pueden explicar lo anterior, sin embargo las que
son más latentes y palpables son los sostenidos atrasos al desarrollo de nuevos proyectos, e
incluso el retraso de la puesta en marcha de algunos ya existentes, dada el creciente clima de
politización frente a proyectos de todos los tamaños y naturalezas, desembocando en la
judicialización de estos.
En el presente trabajo desarrollará una revisión bibliográfica con el fin de dar a conocer
los fundamentos teóricos y regulaciones que gobiernan la estructura bajo la cual se ha
conformado el mercado eléctrico que Chile posee, además se estudiarán los efectos de la
interconexión de los sistemas eléctricos más grandes de Chile (SIC-SING), para luego desarrollar un
análisis crítico de los antecedentes anteriores con el objetivo de comprender cómo los distintos
factores del mercado afectan el precio final de la energía eléctrica y cuáles son las repercusiones
futuras de la actual gestión de la política energética.
2
2. Desarrollo de Conceptos
2.1 Conceptos Energéticos
Para entender en forma integral el significado de las variables que se expondrán durante el
desarrollo de este trabajo, se realizará primero una rápida revisión de los conceptos básicos
acerca de la energía y su mercado.
En términos simples, la energía es utilizada para generar cambios en un sistema, de modo
que si lo que se requiere es mover (cambio) un objeto (sistema), es necesario entregar energía a
este para poder generar movimiento. Dentro de los tipos de energía de más fácil percepción
conceptual se encuentran:
- Energía Cinética: La requerida para sacar del reposo a un objeto o aumentar su velocidad
al acelerarlo.
- Energía Térmica: Energía requerida para aumentar la temperatura en un sistema, como lo
es una habitación.
- Energía Eléctrica: Tipo de energía requerida para generar corriente eléctrica, obtenida de
una fuente electro motriz.
Es en este último tipo de energía en la que se centra el presente trabajo.
2.1.1 Fuentes de Energía
Una de las principales distinciones que pueden realizarse respecto a los distintos tipos de
energía, es la fuente de la cual proviene. Estas fuentes de energía corresponden a los recursos
naturales disponibles en forma directa como la solar, o indirecta, que deben pasar por un proceso
de extracción como el petróleo. Adicionalmente estas pueden ser clasificadas en fuentes
renovables y no renovables (ver tabla 1).
3
Tabla 1: Tipos de fuentes de energía
Fuentes Renovables Fuentes No Renovables
Hidráulica Petróleo
Geotérmica Gas Natural
Solar Carbón
Eólica Nuclear
Biomasa
Fuente: Electrotecnia Básica 2010
La gráfico 1 ilustra las distintas fuentes de energía que han sido utilizadas en Chile en el
transcurso de los años, destacándose una tendencia al crecimiento de todas las fuentes
exceptuando el gas natural debido a las restricciones de suministro de gas argentino que
comenzaron a hacerse efectivas desde el año 2004 en adelante.
Gráfico 1: Distribución de generación y consumo de energía
Fuente: Central Energía 2011
Por otra parte es posible observar que la única fuente de energía renovable considerable
es la hidroeléctrica aportando un 21% del total, y la leña con un 14%, de modo que más del 60%
de la energía que se produce y consume en Chile proviene de fuentes fósiles no renovables. El
4
mayor consumo energético se da en lo que refiere a transporte, alcanzando un 35% el año 2009,
cuya fuente casi en su totalidad corresponde a energía de origen fósil.
En este punto es necesario aclarar que independiente de las distintas fuentes de energía,
existen distintas aplicaciones las cuales requieren que la energía se manifieste en una forma
específica, como por ejemplo energía térmica para calefacción residencial, o energía eléctrica para
uso residencial, sumando estas el total del consumo residencial.
2.1.2 Generación de Energía Eléctrica
La electricidad es una forma de energía que debido a la gran cantidad de aplicaciones que
posee, es una de las más versátiles en cuanto a utilización, más que nada debido a que con la
corriente eléctrica es posible operar distintos mecanismos eléctricos los cuales finalmente
desarrollan distintas funciones como transferencia de calor, transporte, iluminación, entre otros.
La corriente eléctrica es un desplazamiento de cargas eléctricas, la cual se mide en
Amperes (A), y análogamente a requerir de una diferencia de presión que puede generar una
bomba para mover un fluido, se requiere de una diferencia de potencial o Voltaje (V) para generar
una corriente eléctrica. Una Fuente Electromotriz (FEM) o Potencia Eléctrica (Watt), representada
generalmente como generador eléctrico, es un dispositivo capaz de mantener un voltaje deseado
en un circuito eléctrico, generando así corriente eléctrica o desplazamiento de cargas bajo cierto
voltaje, cumpliéndose lo que indica la ecuación 1.
[ ] [ ] [ ] ( )
Existen distintas formas de generar corriente eléctrica, pero la mayor parte de la energía
generada a nivel industrial y de países, esta es generada a partir de generadores eléctricos que
transforman energía mecánica en energía eléctrica, tal como se explica a continuación con
algunos ejemplos:
- Centrales Hidroeléctrica: Generada a partir de la transformación de la energía mecánica
proporcionada por corrientes de agua que desplazan las hélices de sus generadores.
5
- Centrales Termoeléctricas: Generan energía eléctrica a partir de la combustión de
hidrocarburo, que a su vez mediante turbinas transforman dicha energía química en
mecánica, para luego en un generador transformar esta última en electricidad.
- Centrales Eólicas: Transforman la energía mecánica proporcionada por el viento hacia las
hélices en energía eléctrica mediante el generador que poseen en el centro.
Entre otras fuentes de energía eléctrica de consideración que no son generadas a partir de
transformación de energía mecánica a energía eléctrica mediante un generador, se destaca la
solar, la que a través del efecto fotoeléctrico son capaces de generar electricidad en forma directa
a partir de la radiación electromagnética que emite el sol.
2.1.3 Conceptos de Mensuración
Dentro de las distintas variables que se manejan en el mercado eléctrico, se hace
necesario destacar dos conceptos técnicos en función de sus variables de medición con el fin de
comprender qué se entiende por demanda eléctrica. Estos son los siguientes:
- Potencia: Medida en Watts (W), es la forma de medir la cantidad de energía consumida o
generada por unidad de tiempo (Joule/seg). Todos los aparatos eléctricos consumen cierta
cantidad de potencia, generalmente expresada en kW (103 W), del mismo modo que las
centrales generadoras entregan potencia, expresándose generalmente en MW (106 W).
- Energía: En términos generales, independiente de la forma de energía (sea térmica,
eléctrica, etc), las unidades de energía son Joule (J), sin embargo en forma convencional
en el ámbito técnico y económico se utilizan unidades de kWh o MWh, correspondiendo
estas unidades a las horas de trabajo en las que opera la fuente generadora o la que
consume.
Así, al realizarse estadísticas y proyecciones de producción en el mercado eléctrico a nivel
país, estas se expresan generalmente en unidades de potencia en kW o MW. Por otro lado es
habitual ver que cuando se habla de proyecciones de consumo o demanda de energía, estas se
6
expresan en kWh o MWh por año, lo que en otras palabras corresponde a la energía total
requerida dicho año a nivel país, de región o sector industrial.
2.2 Los Actores del Mercado Eléctrico Chileno
Los principales actores del mercado eléctrico chileno son los consumidores y las empresas
relacionadas a la generación, transmisión y distribución de electricidad. Estas últimas tres
actividades son desarrolladas en su totalidad por capitales privados, ejerciendo el estado chileno
funciones de regulación, fiscalización y de planificación e incentivo de inversiones. La figura 1
ilustra ejemplos de infraestructura para de cada sector mencionado:
Figura 1: Infraestructura común de la industria eléctrica
De izquierda a derecha, central de generación, línea de transmisión y línea de distribución
2.2.1 Generación
Segmento del mercado que agrupa exclusivamente a empresas que se dedican a la
generación de electricidad en centrales de energía eléctrica. Dado que la gran mayoría de la
potencia finalmente generada a lo largo del país corresponde a grandes centrales que en su
mayoría son térmica o hidroeléctricas, este sector se caracteriza por ser un mercado con grandes
economías de escala, dándose precios de energía que reflejan los costos marginales de
producción, enmarcando en definitiva un mercado muy competitivo.
7
En Chile participan aproximadamente 40 empresas generadoras a lo largo de todos los
sistemas interconectados, algunas de estas empresas pueden distinguirse en la tabla 2 (de la
sección de anexos).
2.2.2 Transmisión
Sector compuesto por empresas dedicadas al transporte de energía eléctrica desde las
centrales de generación hasta los sistemas de distribución final de electricidad. En el país, una de
las diferencias entre los sistemas de distribución y transmisión es que la ley considera que líneas
que trabajen sobre los 23.000 Volts, son considerados de alta tensión, o de transmisión (Ley
19.940 de Servicios Eléctricos). Así mismo estos sistemas de transmisión se pueden dividir en
troncales (conjunto de líneas y subestaciones), y sistemas de subtransmisión que retiran la energía
desde el sistema troncal para transportarlo a los sistemas de consumo o distribución.
La misma ley menciona que el transporte de energía eléctrica en estos sistemas como
“servicio público eléctrico”, de modo que estas empresas quedan obligadas a brindar el servicio,
quedando al mismo tiempo obligados a invertir en la infraestructura y equipos necesarios para
asegurar el servicio.
Las operaciones de generación y transmisión entre dichas empresas son coordinadas a
través de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). Algunas de las empresas de
transmisión son mencionadas en la tabla 3 (de la sección de anexos).
2.2.3 Distribución
Empresas que manejas subestaciones y líneas de distribución que trabajan a baja tensión o
voltaje, transportando la electricidad desde los sistemas de transmisión, hacia los consumidores
finales. Al igual que las empresas que caen dentro de la categoría de transmisión, las empresas de
distribución se acogen bajo la ley 19.940, la cual las obliga a operar bajo un régimen de concesión
de servicio público eléctrico de distribución, obligando la aseguración del servicio y con tarifas
reguladas al suministro hacia consumidores o clientes.
8
La tabla 4 (de la sección de anexos) muestra algunas de las empresas de distribución que
operan a nivel nacional.
2.3 Sistemas Interconectados
En Chile, los grandes mercados eléctricos mencionados en el punto anterior, están
distribuidos geográficamente a lo largo del país en sistemas independientes entre sí, no existiendo
interconexión entre estos. Estos cuatro sistemas son los siguientes:
a. Sistema Interconectado Central (SIC): Redes de generación y transporte que se extienden
desde Taltal hasta Chiloé. Corresponde al sistema interconectado con más participación del
mercado total chileno, con alrededor del 71,03% de la capacidad instalada del país. Los dos
mayores generadores de energía eléctrica en esta zona corresponden a centrales termoeléctricas
e hidroeléctricas.
b. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Mercado que opera entre las ciudades de
Arica y Antofagasta. Es la segunda red más grande de Chile, atribuyéndose aproximadamente un
28,06% de la capacidad instalada. La principal fuente generadora en esta zona proviene de
centrales termoeléctricas.
c. Sistema de Aysén: La cual abastece la XI región de Aysén, atribuyéndose aproximadamente un
0,29% de la participación en la capacidad instalada a nivel país.
d. Sistema de Magallanes: Atiende el consumo de la XII región de Magallanes, con una capacidad
equivalente al 0,62% de la capacidad instalada Chile.
Actualmente y luego de discusiones en los años precedentes sobre la conexión de los
sistemas interconectados SIC y SING, el año 2014 la empresa del rubro eléctrico E-CL declara en
construcción el proyecto de transmisión entre dichos sistemas (Central Energía 2014).
Este proyecto ha sido ampliamente discutido por mucho tiempo, tanto a nivel público
como privado, concluyéndose que el mayor beneficio radicaría en dar más seguridad y estabilidad
al suministro para ambos sistemas interconectados en el largo plazo.
9
2.4 Regulación del Precio de la Energía
Las leyes de servicios eléctricos (Ley 20.220 y 20.257), más sus decretos asociados (como
DS N° 331 de Precios de Nudo) establecen las bases para tarifación eléctrica en el país. El espíritu
de estas normas es que los precios establecidos reflejen los costos reales de generación,
transmisión y distribución de la energía eléctrica, bajo un marco de operación eficiente, para que
así los sistemas eléctricos y sus dependientes alcancen un desarrollo óptimo.
2.4.1 Regulación del Precio de la Energía
Por otra parte, quienes compran finalmente la energía eléctrica para su consumo
industrial o domiciliar son clasificados por la ley 19.940 en tres categorías:
a. Clientes Regulados: Quienes poseen bajos consumos, de una potencia igual o menor a 2.000
kW. La ley establece que están afectos a regulación de precios debido a que en estos sectores del
mercado.
b. Clientes No Regulados o libres: Consumidores de potencias superiores a 2.000 kW. La ley
dispone de libertad de precios para este segmento, suponiendo su capacidad negociadora y
posibilidad de obtener energía por otros medios
c. Clientes con una demanda superior a 500 kW pueden elegir a cuál de los dos regímenes de
cobro adscribirse.
2.4.2 Comercialización de la Electricidad
Para sistemas eléctricos de mayor capacidad (de sobre un MW de potencia), la ley
reconoce dos niveles diferentes de precios los cuales deben atenerse a tarifación:
- Precio de Nudo: A nivel de generación y transporte, para las subestaciones de generación-
transporte desde las que se efectúa el suministro. Éste precio, a su vez, se encuentra
definido por dos componentes, el precio de la energía y el precio de la potencia de punta.
10
A este es el precio bajo el cual las empresas generadoras venden la energía eléctrica que
producen en el mercado de clientes regulados.
- Precio de Distribución: A nivel de distribución, que se establece sobre la base del precio
de nudo desde las subestaciones, más el valor agregado por el uso la infraestructura de
distribución, sumado finalmente a un peaje por utilización del sistema troncal o de
transmisión. Éste último valor de precio de distribución es el que perciben finalmente los
usuarios regulados finales.
2.5 Fundamentos Básicos del Modelo de Precios Marginalista
A continuación se explicará a grandes rasgos cómo es que se acoge la regulación descrita
previamente, para traducirse estructuras de inversión y operación que explican los precios de la
energía eléctrica, para así comprender de mejor forma el mercado eléctrico como tal.
2.5.1 Manejo de la Demanda Eléctrica y Rol del CDEC
Si bien la energía eléctrica es comúnmente reconocida como un servicio, es de utilidad
también considerarla un producto commoditie, con el fin de analizar una característica particular
de la electricidad, que por razones técnicas y económicas, su almacenamiento se hace inviable a
gran escala, a diferencia de dispositivos de pequeña escala como condensadores o baterías,
capaces de almacenar energía eléctrica en base a energía química. Lo anterior obliga a generar
una de mercado capaz de coordinar la oferta en función de la demanda, de tal forma que en
cuanto esta última se genere, la oferta sea capaz de igualarla en cada momento. El anterior
convenio se da debido a que se hay que tener en cuenta que la demanda posee un
comportamiento disperso y fluctuante, mientras que la oferta está conformada por un número
aterrizable de actores generadores, sin la imposibilidad técnica de variar su producción (no así su
capacidad de almacenaje).
El Centro de Despacho Económico de Carga, organismo autónomo cuyos directorios están
conformados por los mismos actores del mercado eléctrico (generación, transmisión, distribución
11
y grandes clientes), se encarga de entregar ordenes de suministro eléctrico a todas las centrales de
generación de energía eléctrica dentro de los sistemas interconectados, como se indica en el
diagrama de la figura 2. De esta forma este organismo toma un rol de coordinador entre la oferta
fluctuante en el tiempo y la oferta representada por distintas centrales con la capacidad de
aumentar su producción a la orden de los distintos CDEC a lo largo del país.
Figura 2: Rol del CDEC en el mercado eléctrico
Fuente: Elaboración propia a partir de Fuentes 2014
De esta forma y como se ha explicado, dado que el mercado oferente debe estar
preparado para suplir la demanda en cada instante, en efecto existen dos servicios por los cuales
estos emiten cobros para financiar sus actividades, estas son la energía eléctrica misma, y la
potencia (siendo potencia la capacidad de generar cierta cantidad de energía eléctrica en el
tiempo). La justificación de los cargos por el segundo servicio mencionado se debe a que como la
demanda es fluctuante en el tiempo, siendo naturalmente a veces mayor la demanda que la
oferta, para que esta última siempre pueda ajustarse, debiese existir siempre una capacidad
instalada de potencia ociosa, la cual no estará utilizándose por periodos considerables de tiempo,
y que a su vez debe ser igual a la demanda máxima que podría llegar a generarse en el sistema
interconectado que corresponda. El gráfico 2 muestra la curva de carga de un sistema eléctrico
común a lo largo de un año de operación, el cual posee 8760 horas, pudiéndose observar las
fluctuaciones de la potencia requerida mencionada.
Previamente se mencionó que los clientes finales pueden clasificarse en regulados como
no regulados. Por otra parte y para ser más específicos, existen dos mercados en los cuales los
generadores pueden comercializar la energía y potencia, estos son el mercado spot, donde estos
últimos son vendidos a precios marginalistas mediante la coordinación de la CDEC hacia clientes
regulados y no regulados, mientras que también se tiene la posibilidad de optar por el mercado de
CDEC
DEMANDA Clientes
OFERTA Generadores
MERCADO Oferta = Demanda
Información de
Demanda
Orden de
Despacho
12
contratos, donde agentes consumidores y generadores establecen sus transacciones con clientes,
destacándose que estos estos clientes libres que poseen contratos con generadoras en los que los
precios se fijan bajo acuerdo. Estos clientes bien ser empresas con consumos importantes, o bien
empresas distribuidoras que actúan en representación de un conjunto de clientes regulados.
Gráfico 2: Curva de potencia anual de sistema eléctrico
Fuente: Fuentes 2014
Se constata del gráfico mencionado que durante el año se experimentan distintos
requerimientos de potencia, dándose la potencia máxima requerida PM en el instante T0 por única
vez. Se deduce entonces que el área bajo la curva corresponde a la energía total consumida en el
año, pudiendo ésta energía haber sido mayor si se operase a potencia máxima durante todo el
año.
2.5.2 Costos Totales de Operación y Decisiones de Inversión
En el punto anterior se explica que la matriz energética del país en conjunto posee una
potencia máxima que es utilizada en los periodos de máxima demanda anual, pero cada central
generadora que se conecta a la matriz para inyectar su energía eléctrica a distintas potencias
poseen a su vez distintas formas de generar esta misma energía, traduciéndose en aplicaciones
13
tecnológicas de distinta naturaleza, con diferentes costos asociados a la producción de la
electricidad y de inversión requerida.
F. Fuentes (2014) indica que los costos totales de operación de una central generadora
puede describirse en función de sus costos fijos y costos variables de operación como indica la
siguiente ecuación:
( )
Con:
CT: Costos totales de la central en cuestión en un tiempo determinado.
CV: Costos variables de operación, en función de la cantidad de energía que se produce en los
distintos periodos. Generalmente los gastos más importantes asociados a este ítem son los de
consumo de combustible o el recurso requerido para generar la energía eléctrica.
CF: Costo Fijo unitario, el cual está en función de la potencia instalada de la planta, lo que habla
finalmente de la inversión requerida en términos unitarios.
Energía Generada: Energía eléctrica generada por la central en un periodo acotado.
Potencia Instalada: Potencia o capacidad máxima de producción eléctrica.
Con el fin de comprar dos tecnologías en cuanto a la cantidad de energía que producen
versus los recursos financieros que utilizan para su ejercicio, los costos totales pueden ser
expresados en la forma unitaria [$/MW], independiente del parámetro tiempo de operación,
obteniéndose lo siguiente:
( )
Con:
CTu: Costo Total Unitario, en función del tamaño o potencia instalada de la planta generadora.
T: Tiempo de operación. Los periodos de estudio en el desarrollo de estadísticas del mercado
energético son generalmente anuales.
14
En el mercado chileno y mundial en general (salvo países con matrices donde la energía
nuclear y renovable asumen gran importancia), las dos tecnologías de generación más comunes
resultan ser la hidroeléctrica y la termoeléctrica. Las centrales hidroeléctricas son reconocidas por
sus bajos costos de operación, pero con grandes costos de inversión. Sin embargo en el mercado
de los entes generadores encontramos otro extremo, como lo son las plantas termoeléctricas a
diesel, cuyos factores de planta son bajísimos, y debido a que consumen combustible fósil para
operar, sus costos variables son considerablemente más altos que los de una hidroeléctrica, sin
embargo las inversiones requeridas para estas plantas en función de la potencia son mucho más
bajas que las de una central hidroeléctrica.
Conforme a lo anterior, finalmente se puede comparar el desempeño económico de cada
tipo de central, sabiendo de antemano que los costos variables de una central de la tecnología 1
serán mayores a los de la central 2, y que los costos fijos de la central 2 serán mayores que los de
la central 1:
( )
( )
Al graficar curvas representadas por las ecuaciones del numeral 4 de costos totales para
dos tipos de tecnologías distintas, cuyos costos fijos y variables se comportan según se indica en la
ecuación 5 se obtiene se obtiene un gráfico de análisis de evolución de costos (ver gráfico 3).
Lo anterior muestra que existe una determinada cantidad de tiempo Te bajo el cual es
recomendable operar con el tipo de tecnología 1, tiempo después del cual se hace más económico
operar con centrales de la tecnología 2. De esta forma se constata que una matriz energética
eficiente debiese operar la mayor parte del tiempo con tecnologías tipo 2, teniendo como ejemplo
nacional la matriz hidroeléctrica en el SIC, que poseen costos totales menores en el largo plazo
que las de tecnología 1, siendo estas últimas más convenientes cuando se operan por menor
cantidad de tiempo.
15
Gráfico 3: Costos totales en el tiempo según tipo de tecnología
Fuente: Elaboración propia
Ahora bien cada matriz eléctrica de cada país posee distintas necesidades energéticas, de
modo que la demanda fluctuará no solo dependiendo de la temporada sino que también de la
matriz que se trate, del comportamiento de su industria y de la población. Entonces, para
determinar como debiera estar conformada la matriz eléctrica de tal forma que se maximice la
eficiencia de este, disminuyendo los costos totales y en consecuencia maximizar el bienestar de la
población, se debe determinar específicamente la cantidad de potencia instalada que debiese
tener cada tipo de tecnología y la cantidad de tiempo de operación bajo el cual se evita pasar el
tiempo Te sobre el cual la operación de dicha tecnología deja de ser eficiente (ver gráfico 4):
De esta forma y conociéndose los costos fijos y variables de cada tipo de tecnología que
opera y podría operar en una matriz, es posible estimar cual es el tipo de tecnología para las
“centrales de base” que requiere un país para operar de forma económicamente eficiente,
teniéndose por ejemplo como tecnología 6 a las grandes centrales de generación hidroeléctrica en
el sistema interconectado central, las cuales operan la mayor parte del año (un tiempo
determinado T6), lo que es concordable puesto que estas centrales están diseñadas para operar
con factores de planta de alrededor del 90%, por otra parte, del gráfico se puede observar que la
cantidad de potencia instalada que estas centrales deberán poseer para suministrar energía a la
matriz será igual a P(T5), justo bajo el punto en que otra tecnología comenzará a operar.
16
Gráfico 4: Distribución de participación por tipo de tecnología
Fuente: Elaboración propia a partir de Fuentes, 2014
En cuanto a los participantes que operan la menor cantidad de tiempo (sólo un tiempo T1),
las que pueden denominarse “centrales de punta”, se puede constatar entonces que la capacidad
instalada que la matriz requiere será igual a Pmax - P(T2). Estas corresponden generalmente a
centrales termoeléctricas con turbinas que operan utilizando Diesel, con factores de planta de
alrededor de 8%, por lo que el tiempo de operación es mínimo, pues están pensadas solamente
para suplir energía en horario punta.
Teóricamente esta es una forma de asegurar una matriz eléctrica eficiente y de bajos
costos, sin embargo y debido a los antecedentes que se analizarán en la siguiente sección, en la
práctica estos planteamientos no han sido instaurados de la mejor forma.
17
3. Análisis Crítico de la Revisión Bibliográfica
3.1 Sistema de Precios Marginalista y Rentabilidad de Inversiones
En este punto se hace importante mencionar que debido a que el modelo descrito por
Fuentes (2004) funciona en base a las demandas anuales representadas en la curva de duración,
para minimizar los costos totales de inversión y operación del sistema eléctrico, el modelo es
sensible a factores externos que modifiquen la demanda energética proyectada, o inclusive la
potencia instalada proyectada en función de las inversiones planificadas. Se puede deducir
entonces que un escenario de constante politización que desemboca en atraso de proyectos,
altera todas las proyecciones futuras tanto de la demanda como de la oferta, dificultando que el
modelo de la curva de duración sugiera de mejor forma cuales son las tecnologías requeridas que
minimizan los costos totales de operación de la matriz energética, y por lo tanto, el alza de precios.
Dicho lo anterior, se hace importante mencionar que el mercado de la generación de
energía eléctrica está altamente concentrado, razón por la cual la regulación eléctrica obliga a las
empresas a obtener rentas que reflejen los costos reales de producción. Respecto a esto y para
poder comprender qué es lo que está ocurriendo con los precios actuales de la energía eléctrica se
hace necesario entender en detalle cómo es que las empresas de generación financian sus
actividades.
Las empresas de generación perciben dos tipos de ingresos, estos son por conceptos de la
energía eléctrica misma producida, y los de la potencia o capacidad instalada de la planta en
cuestión. Estos precios según informa el Ministerio de Energía se definen de la siguiente forma:
- Costo/precio marginal de la energía eléctrica: El modelo marginalista establece que el valor de la
energía generada en un sistema eléctrico en un intervalo de tiempo acotado debe ser igual al
costo marginal de la energía en dicho momento. Entonces, como los sistemas interconectados
operan con centrales generadores de distintas tecnologías, en lo práctico el precio de la energía en
cualquier momento dado, corresponderá al costo variable de la última central que recibió una
orden de despacho de CDEC, pudiendo este precio ser más barato o más caro dependiendo de si
se está en hora punta o no.
18
- Costo/precio marginal de la potencia eléctrica: El modelo marginalista establece que la potencia
instalada total disponible para suministrar la demanda en cualquier instante debe ser valorada al
costo marginal de la potencia. En otras palabras, es el costo de instalar una unidad adicional de
potencia de la tecnología más barata disponible en el mercado, y por ende, de alto costo variable.
Concretamente, el costo de inversión unitario ($/MW) lo determina la Comisión Nacional de
Energía cada 6 meses, en base a la turbina diesel más barata del mercado.
En términos simples, el mercado eléctrico cobra un precio acorde al costo marginal de la
energía eléctrica en el corto plazo, es decir, el costo de producir una unidad adicional de energía
en un sistema cuya capacidad instalada es fija. Por otra parte, se cobrará también por la potencia,
representando el costo marginal en el largo plazo de instalar una unidad adicional de potencia
cuando la demanda máxima en el mercado incrementa.
Ahora para comprender de mejor forma la manera en que se establecen los precios de la
energía y potencia tales que aseguren rentabilidades que sustenten a las compañías eléctricas, se
volverá a establecer la curva de duración (ver gráfico 5), reduciendo el problema al caso de un
mercado en el cual se concentran sólo dos grandes tipos de tecnologías de generación, estas son
las ya denominadas Centrales de Base y Centrales de Punta.
Gráfico 5: Curva de Demanda de Base y de Punta
Fuente: Elaboración propia
19
Del gráfico anterior se puede constatar lo siguiente:
- Entre el tiempo cero (denominado T0) y Te los dos tipos de planta están operando en forma
conjunta, puesto que la potencia máxima Pmax es mayor a la potencia Pe que es capaz de entregar
las centrales de base. Además para [T0, Te] se cumple que (ver ecuaciones 6 y 7):
( )
( )
- Entre el inicio T0 y el resto del año (denominado Tmax) las centrales de base operan
ininterrumpidamente, paralizando sólo por motivos de mantención o razones específicas,
abasteciendo la matriz durante todo el año. Además, dependiendo del periodo cumple lo siguiente
(ver ecuaciones 8, 9 y 10):
[ ] ( )
[ ] ( )
( )
Dado que los costos marginales de las centrales de punta son superiores a los de las
centrales de base, es de esperar que las planificaciones desemboquen en sistemas que operen la
mayor parte del tiempo con centrales de base, de manera que [Te, Tmax] > [T0, Te].
Con lo anterior y bajo la premisa que la regulación eléctrica establece que empresas
generadoras deberán obtener ganancias proporcionales a los gastos de operación y
financiamiento de sus inversiones, obteniéndose rentabilidades determinadas y que no deberán
superar ciertos márgenes. Entonces se hace necesario analizar cómo es que las empresas estiman
sus ganancias, atendiendo a las similitudes entre el mercado chileno y el de un mercado donde
existen dos grandes tipos de generadores (centrales de punta y de base).
20
3.1.1 Centrales de Punta
Corresponden a centrales con altos costos de variables, pero baja inversión. Estas
centrales al ser caras de operar, se espera que operen la menor cantidad de tiempo posible, y que
el precio de la energía producido de esta manera refleje el costo marginal, además que los costos
de inversión sean financiados por el costo marginal de la potencia. A continuación se demuestra
cómo es que los distintos ingresos debiesen reflejar los egresos.
Ingresos por Potencia Eléctrica: Como se indicó previamente, esta tecnología ésta pensada para
operar durante [T0, Te] dada la curva de carga que el sistema posee, de modo que la potencia o
inversión requerida en este tipo de tecnología debe ser de (Pmax - Pe), en unidades de potencia, a lo
que se asume un costo unitario de potencia (costo marginal de la potencia) de CF1. Además,
durante todo el tiempo el precio de la potencia es PP = CF1 (Tecnología más económica en
inversión). El balance económico que establece que los ingresos por potencia financian la
inversión es el siguiente (ver ecuaciones 11 y 12):
( ) ( )
( ) ( )
Dado que CF1 = PP, se constata que los ingresos por potencia financian completamente la
inversión requerida en la matriz de punta.
Ingresos por Energía Eléctrica: Las centrales de punta operan durante el periodo [T0, Te] a un costo
variable CV1. El balance económico que establece que los ingresos por venta de energía eléctrica
financian los costos de la operación es el siguiente (ver ecuaciones 13 y 14):
(
)
( ) ( )
(
)
( ) ( )
Dado que CV1 = PE, se constata que los ingresos por energía eléctrica financian
completamente los costos operacionales de esta matriz punta.
21
Sin embargo y entendiendo el mecanismo en que los egresos se asemejan a los ingresos
en las centrales de punta, el costo variable es alto, provocando que los precios hora punta sean
igualmente altos. De lo anterior y los planteamientos de Fuentes (2004) se puede deducir que una
matriz energética con una proporción muy en favor a centrales tendrá por resultado una curva de
carga cuyo tiempo de operación de central de punta estará más desplazado a la derecha,
produciendo que los costos en aquel sistema sean superiores a los de una curva de carga que
posea tiempos de operación de centrales de base superior.
3.1.2 Centrales de Base
Corresponden a centrales con bajos costos de variables, pero alta inversión. Al contrario
del caso anterior, estas centrales poseen costos de operación bajos, por lo que se espera que
inyecten energía al sistema el mayor tiempo posible, y que el precio de la energía producido
refleje el costo marginal, además que los costos de inversión sean financiados por el costo
marginal de la potencia. Para lo anterior se necesita demostrar cómo es que los distintos ingresos
reflejan los egresos.
Ingresos por Potencia Eléctrica: Esta tecnología está pensada para operar todo el año, o bien el
máximo tiempo posible [T0, Tmax], y la curva de carga determina que la potencia o inversión
requerida en este tipo de tecnología debe ser de Pe, cuyo costo unitario de potencia (costo
marginal de la potencia) de CF2. Sin embargo, independiente del periodo y el precio de la potencia
es PP = CF1 (recordando que la referencia es una central cuyo gasto de inversión es mínimo).
Teniendo en cuenta que CF2 > CF1, puesto que las inversiones requeridas para las centrales de
base son superiores a las de las centrales de punta, el balance económico de ingresos por potencia
que no son capaces de financiar la inversión es el siguiente (ver ecuaciones 15, 16 y 17):
( )
( )
( ) ( )
Ingresos por Energía Eléctrica: Dado que el precio de la energía es igual al costo variable de la
última central que despachó energía al sistema interconectado, este será siempre el de la central
22
cuyos costos variables sean los más caros. Esto significa que en una matriz simple con dos tipos de
tecnologías, se definen dos tramos de ingresos por venta de energía, estos son el tramo [Te, Tmax]
donde los costos variables bajos e iguales a los de las centrales de base CV2, y un segundo tramo
[T0, Te] donde los costos variables son altos e iguales a los de las centrales de punta CV1. Se destaca
que el precio de la energía es superior a los costos variables durante el periodo de punta [T0, Te],
es de esperar que los ingresos en dicho periodo sean superiores a los cosos. El balance económico
que establece que los ingresos por venta de energía eléctrica financian los costos de la operación
es el siguiente (ver ecuaciones 18, 19, 20, 21 y 22):
[ ]
(
) ( )
[ ]
(
) ( )
[ ] ( ) ( )
[ ] ( ) ( )
[ ( )]( ) ( )
De esta forma, si bien las centrales financian en forma exacta sus gastos operacionales
durante el periodo base, obtienen excedentes durante periodo el punta debido a que el precio de
la energía en dicho periodo es mayor que los costos marginales, mientras que obtendrá pérdidas
durante todo el periodo puesto que el costo marginal de la inversión en estas centrales es mayor
al precio marginal de la potencia que la Comisión Nacional de Energía establece. Dado lo anterior,
las centrales deberán asegurar que los excedentes del ejercicio sean iguales a las pérdidas de la
siguiente forma (ver ecuación 23):
[ ( )]( )
( ) ( )
Así, la normativa vigente que da forma al sistema de precios marginalista, da los márgenes
sobre los cuales las empresas generadoras obtienen ganancias tales que garanticen ingresos
23
suficientes para el financiamiento de las inversiones. Sin embargo y conforme las implicancias de
lo que Fuentes (2004) explica, aunque exista un marco que garantice que no se estén cobrando
precios excesivos, una matriz energética que posea una cantidad muy baja de centrales de base
significará que habrá otras centrales de punta que intentaran cubrir la demanda en todo momento
que no haya suficiente energía de base, lo que podría estar representado por el gráfico 5 si Pe
disminuye y Te incrementa (relación entre potencia de centrales de base y de punta). Lo anterior
se asemeja mucho a lo que ocurre en el caso chileno, cuyo mercado eléctrico (como se verá en las
siguientes secciones) ha integrado cada vez más generadores en base a combustibles fósiles, por
lo menos en relación a las centrales de energía hidroeléctrica.
3.2 Situación Tecnológica Actual y su Influencia en los Precios
El precio de la energía, como ya se ha visto, depende entonces del costo marginal en el
momento que se extrae energía de matriz, siendo estos mayores cuando las centrales de punta,
cuyos costos variables son altos, entran en funcionamiento con el fin de cubrir la demanda en todo
momento. También existen otros factores que influyen en la subida de precios como lo son la falta
de lluvias o sequias, imposibilitan el funcionamiento de centrales de base cuyos costos variables
son bajos, o bien la falla de estos mismos. Además se tiene como variable importante el precio de
los insumos de las centrales, especialmente los combustibles para las centrales termoeléctricas en
representación de las centrales de punta, cuyas alzas incrementan el costo marginal de la energía
y por ende el precio en la matriz eléctrica.
El gráfico 6 contrasta el comportamiento del costo marginal de la energía en el SIC, entre
los periodos 2007 y 2010, ilustrando cómo esta varía dependiendo del origen tecnológico de la
energía inyectada. Se puede apreciar claramente, por ejemplo, una abrupta alza del precio que
sobrepasa los 300 USD/MWh a comienzos del 2008, situación que se da debido a una caída en la
generación eléctrica de centrales de base (hidroeléctricas de pasada y embalse), combinado al
desabastecimiento de gas natural obliga al mercado a aumentar el tiempo de operación de
centrales a diesel, cuyos costos variables son los más altos, pues son centrales pensadas para
trabajar en hora punta y con factores de planta bajos.
24
Del mismo gráfico mencionado puede apreciarse la tendencia de incremento de
generación por combustibles fósiles, principalmente por la entrada de proyectos en base a gas
natural licuado, para suplementar el desabastecimiento de gas., llegando a alrededor de 2.000
GWh en base térmica y 1.500 GWh en base hidro el año 2011, frente a los casi 2.500 Gwh hidro y
1.000 GWh térmico de principios del año 2007. Esta radical baja de generación hidroeléctrica de
casi un 67%, significó un alza del costo marginal promedio anual desde 100 a 170 USD/MWh, un
alza de un 70%.
Gráfico 6: Evolución de los costos marginales y tipo de generación en el SIC
Fuente: Comisión Nacional de Energía 2012
Se ha demostrado ya la importancia que posee que una matriz energética posea una gran
proporción de generación con tecnologías de base, sea hidroeléctrica, nuclear o incluso carbón,
pues de esta forma el costo marginal promedio de la matriz disminuye. Sin embargo y debido a
razones que serán discutidas en las secciones posteriores, la razón de crecimiento de la capacidad
instalada de energías con costos variables bajos ha sido excesivamente más baja que la de
tecnologías cuyos costos variables son más altos, como puede apreciarse en el gráfico 7.
25
Gráfico 7: Crecimiento de la capacidad instalada en Chile según tipo de tecnología
Fuente: Comisión Nacional de Energía 2012
Por otra parte, el rechazo a la instalación de centrales de grandes potencias, cuyas
opciones son mayores debido a la envergadura de estos proyectos, incentiva a inversionistas a
intentar desarrollar proyectos que disminuyan el tamaño debido a los impactos que los medios y
comunidades perciben de estos. Sin embargo debido a la disminución de las economías de escala
por la reducción del tamaño de las plantas, el costo unitario de la potencia aumenta como puede
observarse en el gráfico 8. De esta forma mientras menor sea el tamaño de las plantas que posea
una matriz en relación a la potencia total del sistema, mayor será el precio de la energía.
Se hace evidente, entonces, que pese a poseer un modelo de precios cuyo objetivo es
proteger a los consumidores de energía de un mercado de generación concentrado, donde los
precios son finalmente equivalente a los costos marginales de la matriz y financian en forma
equilibrada las inversiones, debido a la disparidad entre el crecimiento de inversiones en
tecnologías con costos baratos y tecnologías con costos caros, es que se tienen los precios actuales
de energía en Chile, siendo uno de los más caros no solo de América Latina, si no que en el mundo
(Electro Industria 2015).
26
Gráfico 8: Costos unitarios de inversión en relación a la potencia instalada
Fuente: Elaboración propia a partir de Mercados Eléctricos Consultores y Synex 2013
3.3 Impactos de la Interconexión SIC - SING
Los factores externos que han afectado negativamente al mercado eléctrico la última
década como lo fueron la crisis del gas argentino y las sequías, han obligado a los actores de este
sector a reconfigurar sus actividades en pos de mantener precios estables, sin embargo los
esfuerzos realizados en los últimos años no han conseguido aminorar la situación actual y futura
de precios altos por la energía eléctrica e infraestructura insuficiente para ajustarse al crecimiento
industrial. Desde el año 2006 el Mideplan comienza con iniciativas para la realización de estudios,
trámites que desembocan en el Plan de Expansión de Transmisión 2012 – 2013, iniciativas
desarrollada por la Comisión Nacional de Energía y los actores del sector para contribuir
parcialmente a revertir la futura del mercado situación.
El Sistema Interconectado Central (SIC) y Sistema Interconectado del Norte Grande, como
se ha dicho, son los dos más grandes que operan en Chile. El Plan de Expansión es un proyecto que
pretende lograr la interconexión entre el SIC y el SING, cuyos impactos, los cuales son en general
positivos para el mercado, serán analizados en la presente sección.
27
3.3.1 Efectos en el Nivel de Competencia del Mercado
En la actualidad ambos sistemas cuentan cada uno con un número dado de participantes
en el mercado de generación, transmisión y distribución. Dado que en el mercado eléctrico
funciona en forma centralizada bajo la coordinación del CDEC, ordenando la puesta en operación
de centrales para aumentar la cantidad de electricidad disponible en el sistema total, los
generadores dentro de cada sistema compiten con todos los generadores que existen
efectivamente en este sistema.
Teniendo en consideración lo anterior, es de esperar que la competencia entre las
empresas aumente frente a un aumento de mercado producto de una eventual interconexión
entre sistemas, traduciéndose esto según Mankiw (2010) en una disminución del poder de
mercado que poseen los generadores. Para el caso específico de la interconexión de mercados
sistemas eléctricos y bajo experiencias internacionales, Wolak (2004) menciona que efectivamente
esto es lo que ocurre en los eventos de interconexión en mercados no centralizados como el
estadounidense, debido a que las empresas generadoras existentes en estos mercados
aprovechan la aparición de nuevos consumidores de energía que se encuentran geográficamente
más cuencanos a ellos, redistribuyéndose la transmisión de la energía en forma más eficiente y por
ende reduciendo el tráfico en estos sistemas, generando más capacidad de transporte y de esta
forma posibilitando la entrada de más generadores que antes no habrían podido ingresar por falta
de infraestructura de transmisión.
Para el caso específico chileno, cuyo mercado de generación posee un sistema de
despacho centralizado y donde los costos de operación son auditables, es de esperar que el
aumento de actores del mercado no tenga mayor influencia en los precios bajo un marco
regulatorio de precios marginalista. Sin embargo se da que las empresas generadoras chilenas
tienen la posibilidad de suministrar a clientes libres bajo contratos que generalmente son corto,
mediano y largo plazo, además de la posibilidad de participar en licitaciones de suministro para la
firma de contratos de largo plazo con clientes regulados. De esta forma, como afirman Arellano y
Serra (2008) para el caso específico del mercado eléctrico chileno, en contraste con lo que ocurre
en el mercado spot donde los precios dependen de los costos marginales, es en el mercado de
contratos donde efectivamente se puede ejercer poder de mercado cuando el mercado de
28
generadores está concentrado, disminuyendo dicho poder al existir interconexión de sistemas al
ser más las empresas generadoras que pueden participar de las licitaciones de contratos libres y
regulados.
Los efectos que tendría la interconexión específicamente en el precio de la energía y otros
parámetros de importancia son analizados en las secciones siguientes.
3.3.2 Efectos en el Precio por Disminución de la Variabilidad de Proyecciones
Ya se ha mencionado que los generadores cuentan con dos posibles mercados en los
cuales comercializar la energía eléctrica, el spot y el de contratos, y una de las principales razones
por la cual algunas empresas generadoras toman la decisión de acogerse al mercado de contratos
es debido a la volatilidad de los precios en el mercado spot, los que terminan por ser más estables
en el mercado de contratos, estabilizando por ende sus ingresos. Ante lo anterior, Roubik y
Roudnick (2009) afirman que los costos variables de importancia como el combustible requerido
para la generación, entre otros, corresponden a incertidumbres no diversificables cuando se trata
del mercado de contratos debido al compromiso de precios pactados en dichos acuerdos, por lo
tanto, es sólo en el mercado spot donde el riesgo puede ser amortiguado mediante la firma de
contrato por parte de consumidores.
Entonces y dependiendo del precio pactado, puede aseverarse que generadores con cierto
nivel de aversión al riesgo optan por el mercado de contratos, en los cuales se comprometen tanto
a suministrar cantidades estipuladas como a mantener los precios bajo ciertos márgenes, estando
estas generadoras obligadas a comprar energía generalmente en el mismo mercado spot en caso
de no poder suplir ellos con sus compromisos. De esta forma es que el riesgo en que se incurre al
participar en el mercado de contratos influye en el precio de la energía en dicho mercado, en
contraste con el mercado spot donde el precio es proporcional a los costos marginales.
Conforme a lo anterior una eventual interconexión entre los dos grandes sistemas
eléctricos traería por consecuencia una reducción en los precios por suministro de energía
principalmente debido a que al haber un mayor nivel de disponibilidad en las redes eléctricas por
descongestión y a la vez más infraestructura de transmisión a lo largo de la geografía del país,
29
habrán más actores en el mercado, provocando un aumento de la competencia en el mercado de
contratos debido a la pérdida del poder de mercado de los generadores, y además disminución del
precio spot promedio debido también al aumento de actores en el mercado de generadores de
base.
En segundo lugar existe una disminución del riesgo en que incurren las generadoras que se
aventuran en el mercado de contratos debido a que contarán con más participantes generadores
los cuales podrían suministrar energía eléctrica hacia ellos en caso de no ser capaces ellos mismos
de cumplir con sus compromisos de suministro de energía eléctrica, además también de la
disminución de la varianza del precio spot del sistema producto de la entrada de más actores, lo
que permite proyecciones de precios y costos variables más realistas. Los autores mencionados
señalan que el efecto de la baja en la variabilidad de los precios (aunque sea menor) es uno de los
factores que más influye en la caída de precios proyectados en el mercado de contratos debido a
la baja en el riesgo que obliga a evaluar proyectos con mayores precios para poder rentabilizar.
3.3.3 Comportamiento de los Precios en el Mercado de Contratos
Salvagno (2013) indica que todos los contratos por suministro de energía eléctrica por el
largo plazo, muestran que las empresas generadoras cobran una porción fija significativa por una
cantidad de suministro base, como se indica en el gráfico 9.
Puede apreciarse que tras la cantidad base ofrecida anual, el cobro unidad de energía
suministrada aumenta. Esto se debe a que como se trata de contratos de largo plazo, la empresa
generadora asume una posición cada vez más riesgosa al comprometerse con una mayor cantidad
de energía a suministrar, pudiéndose dar el caso futuro en el cual la generadora deba recurrir al
mercado spot para comprar energía y redirigirla a su cliente, donde generalmente los precios son
más altos que el precio acordado en el contrato.
Roubik y Roudnick (2009) también indican que la capacidad contratable, más que por
temas de capacidad, depende de la aversión al riesgo del generador. Además, mencionan que para
un nivel de riesgo dado, es posible estimar la cantidad de energía eléctrica a contratar que
30
maximiza la utilidad, pudiendo obtenerse una curva de utilidad versus riesgo (ver gráfico 10) de
donde puede obtenerse el nivel de contratación óptimo.
Gráfico 9: Cantidad de energía contratada y precio
Fuente: Salvagno 2013
Gráfico 10: Utilidad versus cantidad contratada bajo un riesgo constante
Fuente: Roubik y Roudnick 2009
31
Es debido a lo expuesto anteriormente es que se hace importante considerar el efecto de
la variabilidad de los precios de la matriz eléctrica a la hora de determinar el riesgo de las
inversiones, lo que a su vez se refleja en el precio de la energía en los contratos.
3.3.4 Efecto de la Interconexión en el Precio de la Energía y su Variabilidad
Explicada la importancia del precio y la varianza del precio de la energía que se proyecta
para el precio mismo de la energía que se pacta en el mercado de contratos, El Plan de Expansión
desarrolla una proyección de los precios de los contratos en función de las proyecciones actuales
de los precios de la energía frente al escenario de interconexión del SIC y el SING. De dicho trabajo
se extrae lo que puede apreciarse en el gráfico 11.
Puede constatarse del gráfico indicado anteriormente, que la interconexión de los dos
grandes sistemas interconectados afecta en menor medida a los precios o costos marginales de
cada subsistema y mezclas de subsistemas, obteniéndose disminuciones de entre 4,3% y 9,7%,
proyectándose una disminución promedio de costos marginales igual a 5% en el SIC y 8% en el
SING para el año 2030.
Gráfico 11: CMg proyectados según Plan de Expansión
Fuente: Salvagno 2013
32
En el caso de la variabilidad de precios el caso es distinto, puesto que ante un escenario de
interconexión este parámetro disminuye sustancialmente, como puede observase mediante la
continua baja de la desviación estándar del costo marginal de la energía en el gráfico 12, donde la
baja en la varianza mensual de los costos marginales disminuyen entre un 40,2% hasta un 71,8%,
siendo el promedio de disminución en el SIC de 40% y 56% en el SING en el largo plazo.
Dado que los precios en el mercado spot disminuyen disminuye el riesgo la incertidumbre
sobre los costos que proyectan las generadoras que se aventuran en el mercado de contratos, de
modo que son capaces de ofrecer menores precios por suministro, traduciéndose en
disminuciones del precio de la energía en el mercado de contratos de un 1,9% en el SIC y 5,8% en
el SING sólo por conceptos de la baja de variabilidad, que disminuyen el riesgo al proyectar costos.
Si bien la caída de precios en ambos sistemas es menor en el mercado de contratos como
en el mercado spot, al disminuir la varianza de los precios de la energía y por lo tanto el riesgo en
que se incurre al optar por el mercado de contratos, aumenta la cantidad de potenciales
participantes que ofrecerán oportunidades de negocios a grandes consumidores eléctricos, lo que
aumenta la probabilidad de concreción de negocios y contribuye al aumento de la oferta de
energía eléctrica en un mercado que da claros indicios de déficit energético, los que a su vez
paralizan otros proyectos del sector productivo.
Gráfico 12: Evolución de la desviación estándar del costo marginal (USD/MWh)
Fuente: Salvagno 2013
33
3.4 Actualidad y Factores que Distorsionan al Mercado y sus Proyecciones
Se ha mencionado ya la importancia de contar con una buena relación entre centrales de
base y de punta, puesto que esta es una de las variables que tiene mayor influencia en el precio de
la energía eléctrica, tanto así que una disminución del 67% de producción hidroeléctrica entre el
año 2007 (ver gráfico 6), significó un aumento del costo marginal promedio de un 70%.
Lamentablemente y aun cuando Chile posee un enorme potencial hidroeléctrico, en los últimos
años sólo el 42 de la energía eléctrica fue generada de esta forma. En general, las matrices
eléctricas capaces de mantener una buena cantidad de energía de base, independiente de la
fuente de esa energía, pueden asegurar precios más estables y bajos en el tiempo.
Más aun, muchos países tanto desarrollados como en vías de desarrollo cuentan con una
gran porción de participación hidroeléctrica (Comisión Nacional de Energía 2012), dentro de los
cuales se destaca Noruega (99%), Brasil (80%), Canadá (59%) y Suecia (46%).
Incluso otros países desarrollados sin mucha participación de energía hidroeléctrica como
EEUU y Alemania disponen de otras tecnologías de base como la nuclear por ejemplo, cuyos
costos de inversión son altos, pero los variables son bajos, como puede apreciarse en la gráfico 13.
Gráfico 13: Distribución de generación según tipo de tecnología en el mundo
Fuente: Comisión Nacional de Energía 2012
34
Si bien se espera que los costos marginales sigan subiendo debido a la disminución de la
relación entre energías hidro y térmicas, se tiene que la interconexión entre el SIC y el SING podría
descongestionar los sistemas de transmisión y ampliar el mercado geográfico, disminuyendo la
barrera de entrada para nuevos actores tanto en el mercado spot como en el mercado de
contratos, sin embargo la caída en los precios no sobrepasará el 8% por este concepto.
Además, la evidencia indica que la cantidad de años de tramitación para proyectos de
menor y de mayor envergadura son de alrededor de 1 y 2 años respectivamente, habiéndose
duplicado y triplicado dicho tiempo en un periodo de 10 años (ver gráfico 14).
Gráfico 14: Tiempo de tramitación de centrales según año de ingreso al SEA
Fuente: Fuentes 2013
35
El aumento de los tiempos de tramitación, es un factor que imposibilita a los inversionistas
del mercado eléctrico a proyectar sus ingresos, debido a que se hace más difícil proyectar el valor
del precio de la energía que venderán o que eventualmente podrían estar obligados a comprar
para hacer cumplir sus contratos, provocando que las evaluaciones se realicen bajo un marco de
riesgo más alto y con precios por energía más altos, desincentivando de esta forma la inversión.
El incentivo por realizar inversiones está, y tiene razones de mercado, radicando
principalmente en el aumento sistemático de los precios de la energía en Chile, lamentablemente
este equilibrio no ha podido ser alcanzado debido a factores que escapan de las manos del
mercado.
36
4. Resumen y Conclusiones
El actual sistema de precios marginalista que la matriz eléctrica que el país posee no da
indicios de ser el culpable de la actual situación de precios altos, esto debido qué, como ya se ha
visto, la empresas de generación tanto de base como de punta, reciben los ingresos suficientes
para cubrir sus costos variables y fijos, de modo que sus inversiones son financiadas obteniéndose
rentabilidades normales.
Más bien el incremento de la potencia instalada de centrales cuyos costos variables en
relación a centrales de bajos costos variables han provocado que el costo marginal observado en
cada momento en la matriz eléctrica haya aumentado en forma sustancial en los últimos años,
convirtiéndose Chile en uno de los países con precios por energía eléctrica más caros de Latino
América.
Ante la interconexión SIC – SING puede asegurarse que:
Leve baja del precio de la energía en mercado de spot debido a:
- Aumento de centrales de base en relación a centrales de punta por descongestión de
sistemas y aumento de mercado geográfico que disminuyen la cantidad de horas de
funcionamiento de centrales de punta, que disminuyen el costo marginal promedio anual.
Leve baja del precio de la energía en mercado de contratos debido a:
- Disminución del poder de mercado de empresas oferentes.
- Disminución del precio spot en el sistema, que influye en los costos variables de las
centrales incapaces de suplir la cantidad de energía contratada.
- Disminución del riesgo debido a la baja de la variabilidad del precio spot esperado, que
influye en los costos variables de las centrales incapaces de suplir la cantidad de energía
contratada.
Sin embargo, si bien la baja en la variabilidad de los precios futuros disminuye la
incertidumbre, el ambiente actual de atraso sistemático de las inversiones contrarrestan todo el
efecto positivo del primer punto mencionado, provocando además un daño económico a los
inversionistas que invierten una cantidad sustantiva de recursos en estudios, desincentivando la
inversión y haciendo cada vez más difícil que un escenario de bajos precios sea posible en Chile.
37
Entonces se puede concluir que:
- Se requiere de más oferta de energía para lograr ser un país desarrollado, pues una matriz
eléctrica estable y de bajos precios influye en la actividad industrial y por lo tanto en el
empleo y el bienestar.
- Las decisiones que nos afectarán en los próximos 20 o 30 años se están tomando hoy, en
un ambiente completamente politizado y desinformado.
- Debido a razones que escapan del mercado, el escenario actual de altos precios se debe al
aumento de la capacidad instalada en base a combustibles fósiles que a su vez deterioran
el medio ambiente, además de que las inversiones no se están desarrollando en los
tiempos óptimos debido al aumento de los tiempos de tramitación debido tanto a un
mayor grado de acuciosidad de las autoridades medioambientales, tanto como la
politización de proyectos de gran envergadura como lo fue Hidroaysén.
- La actual dependencia de combustibles fósiles que deben ser importados y en definitiva la
gran dependencia energética que Chile contribuyen a explicar los precios actuales de la
energía.
- El gobierno debe generar instancias que ayuden a la población a informarse en forma
objetiva de los beneficios de las energías de base, y del potencial hidroeléctrico que Chile
posee para lograr tener un mercado eléctrico con precios más bajos con efectos en el
medio ambiente incluso beneficiosos.
38
5. Bibliografía
Arellano, S. y Serra, P., “The Competitive Role of the Transmission System in Price-Regulated Power Industries”. Energy Económics, Vol 30. 2008. Biblioteca del Congreso Nacional de Chile. Ley 19.940 de Servicios Eléctricos (Santiago: 2004). Biblioteca del Congreso Nacional de Chile, Ley 22.220 y Ley 20.257 de Resguardo de la Seguridad de Suministro a Clientes Regulados y Suficiencia de los Sistemas Eléctricos (Santiago: 2007). Central Energía. “Energía Primaria en Chile.” 29 de Julio, 2011. http://www.centralenergia.cl/2011/07/29/energia-primaria-chile/ Central Energía. “Desventajas de una Interconexión SIC-SING en Corriente Alterna.” 26 de Mayo, 2014. http://www.centralenergia.cl/2014/05/26/ Comisión Nacional de Energía, Antecedentes sobre la matriz energética en chile y sus desafíos para el futuro (Santiago: 2012). Departamento de Ingeniería Eléctrica UTFSM, Electrotecnia Básica (Valparaíso: 2010). Electro Industria. “Precios de la Electricidad.” Noviembre, 2012. http://www.emb.cl/electroindustria/articulo.mvc?xid=1960 Fuentes, L., Análisis y Fundamentación del Modelo Marginalista de Precios Eléctricos en Chile. (Santiago: 2014), Cap. II, III, IV. Generadoras de Chile. “El Mercado Eléctrico Chileno.” 2013. http://generadoras.cl/generacion-electrica/ Mankiw, G., Macroeconomics, 8th Edition. New York: Antoni Bosch, 2014. Mercados Eléctricos Consultores y Synex, Levantamiento de Contenidos Mínimos a Considerar en la Elaboración de las Bases del Estudio de Valorización y Expansión de los Sistemas Medianos. (Santiago: 2013) Cap. II. Roubick, E. y Roudnick, H., Assessment of Generators Strategic Behavior in Long Term Supply Contract Auctions Using Portfolio Concepts. (Bucharest: 2009). Salvagno, J. y CNE, Impacto Económico y Social de Interconexión SIC – SING. (Santiago: 2013). Cap. II. Wolak, F., Valuing Transmission Investment in a Wholesale Market Regime. 2004.
39
6. Anexos
Tabla 2: Empresas de generación de energía eléctrica
Empresas Generadoras
Arauco Generación S.A. Soc. Eléctrica Santiago S.A.
AES Gener S.A. San Isidro S.A.
Colbún S.A. Ibener S.A.
Endesa Cenelca S.A.
Guacolda S.A. Puyehue S.A.
Pangue S.A. Pehuenche S.A.
Fuente: Generadoras de Chile 2013
Tabla 3: Empresas de transmisión de energía eléctrica
Empresas de Transmisión
AES Gener Transelec
Colbún S.A. CGE Transmisión
Guacolda S.A. S.T.S
Cía. Transmisora del Norte Chico Puyehue S.A.
Endesa Ibener
Fuente: Generadoras de Chile 2013
Tabla 4: Empresas de distribución de energía eléctrica
Empresas de Distribución
CGE DISTRIBUCION COOPERSOL ELECOOP LITORAL
CHILECTRA COOPREL ELIQSA LUZANDES
CHILQUINTA COPELEC EMELARI LUZLINARES
CODINER E. CASABLANCA EMELAT LUZOSORNO
COELCHA EDELAYSEN EMELCA LUZPARRAL
COLINA EDELMAG EMELECTRIC PUENTE ALTO
CONAFE ELECDA EMELPAR RIO MAIPO
COOP. CURICO SOCOEPA EMETAL SAESA
COOPELAN TILTIL FRONTEL
Fuente: Generadoras de Chile 2013
