Mercado de Contratos de Suministro Eléctrico en Chile

El Mercado de Contratos de Suministro Eléctrico en Chile1 Javier Bustos Salvagno2

16 de Febrero de 2015

Resumen El mercado de contratos de suministro eléctrico hace referencia al mercado de largo plazo, el cual permite a generadores enfrentar el riesgo de variabilidad del precio spot o de corto plazo así como obtener financiamiento para la construcción de centrales. En este mercado se determina el precio de suministro para clientes regulados por una parte y libres por otra. El funcionamiento del mercado de contratos es parte esencial de la competencia en el segmento de generación para un mercado eléctrico. Este capítulo tiene por objetivo introducir a la discusión de los determinantes de precios de contratos en el caso de Chile.

1. Introducción Todo mercado eléctrico puede separarse en dos: el mercado de generación o segmento de producción y el mercado de contratos o segmento de comercialización. El primero es un mercado de corto plazo, donde las necesidades de consumo y producción se satisfacen instantáneamente, mientras que el segundo constituye un mercado de largo plazo, donde las condiciones de suministro quedan establecidas por un periodo determinado de tiempo. En general, la literatura internacional suele referirse a los mismos como el mercado spot y el mercado de contratos o mercado forward3. El mercado eléctrico chileno no se reduce al despacho marginalista en el mercado spot. En concreto el precio spot o costo marginal del sistema, así como las expectativas respecto al mismo, constituye el precio de referencia para el sector, pero no es necesariamente el único determinante a la hora de definir los precios de suministro a consumidor final. Por lo tanto, un análisis del sector eléctrico estaría incompleto si no se considerara cómo se determinan dichos precios de suministro4.

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Este trabajo se ha visto beneficiado por los comentarios de Rodrigo Iglesias y Jorge A. Fernández. Se agradece la ayuda en preparación de cuadros e información de Leslie Miranda. El documento es responsabilidad exclusiva del autor. 2 Ph.D. en Economía, Georgetown University. Profesor Asociado, Facultad de Emprendimiento y Negocios, Universidad Mayor. [email protected] 3 El contrato forward supone que un suministrador contrata su producción futura a un precio fijo, por lo que el precio spot relevante no es conocido al momento de la firma del contrato. Cabe señalar que no es lo mismo un contrato forward estandarizado y transable que los contratos a los que nos referimos para el mercado eléctrico, los cuales no son estandarizados ni transables en el mercado. 4 El presente trabajo define precio de suministro como precio de contrato pagado por el cliente final.

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En general, el propósito del mercado de contratos es diversificar el riesgo de generación en el mercado spot. En todo mercado eléctrico existe incertidumbre respecto de los futuros precios spot, potenciales cambios en la tecnología de expansión, variabilidad de precios de combustibles, volatilidad hidrológica en el caso de Chile, entre otros. Por lo tanto, el contrato de largo plazo es visto como un instrumento para enfrentar el riesgo de invertir en una nueva central, así como también un prerrequisito para el financiamiento de la misma. La literatura económica ha dado cuenta de la interacción que se produce entre el mercado spot y el mercado de contratos desde distintas perspectivas. Al respecto es posible hablar de tres grandes líneas teóricas: competencia Spot y Forward, Supply Function Equilibria (SFE) y Teoría de Subastas de Múltiples Unidades. Allaz (1992) y Allaz y Vila (1993) dieron inicio a la literatura sobre competencia oligopólica en mercados forward de commodities. El principal resultado de dicha línea indica que la introducción de un mercado de contratos de largo plazo incrementa la competencia del mercado spot o de largo plazo, aún si no existe incertidumbre. Esto se debe a que las firmas tienen incentivos a firmar contratos por adelantado, de manera de reducir el tamaño de mercado sobre el cual compiten con otras firmas en el spot. Dado que todas las empresas tienen los mismos incentivos, terminan contratándose antes de competir en el mercado spot. Una vez contratadas, el incentivo es a producir más de manera de que el precio spot sea lo más bajo posible. El efecto final redunda en un precio spot más cercano al nivel competitivo. Así, la contratación de largo plazo no se debe sólo a la existencia de incertidumbre sobre el precio spot, sino también a fines estratégicos de las firmas. Diferentes extensiones se han realizado al modelo teórico de Allaz y Vila (Hughes y Kao, 1997; Mahenc y Salanie, 2004; Liski y Montero, 2006; Adilov, 2012) de manera de explicitar hasta qué punto la existencia de contratos forward acerca los precios spot al costo competitivo.5 En una segunda línea de investigación, Klemperer y Meyer (1989) dieron inicio a los modelos de equilibrio en la función de oferta (SFE), siendo Green y Newbery (1992) los primeros en utilizarlos en el mercado eléctrico. La literatura SFE predice que cuando una empresa enfrenta un rango de posibles demandas residuales6, es óptimo ofrecer una función de oferta en sustitución a un único precio, siendo los precios eléctricos determinados por una competencia a la Bertrand. De esta manera, el supuesto de costos marginales constantes presente en los tradicionales modelos de competencia a la Cournot o de subastas puede ser reemplazado por modelos más realistas de costos marginales crecientes (Green, 1996). Estos modelos son los predominantemente utilizados en la literatura aplicada a países (i.e. EEUU, Gran Bretaña, entre otros) donde el mercado spot funciona sobre la base de una "bolsa de energía". En ésta una entidad recibe ofertas por la compra y venta de energía y se establece la casación entre ellas. Las ofertas no están condicionadas al costo marginal real de la generación, como en el caso de Chile. Finalmente, el enfoque de subastas de múltiples unidades (Wilson, 1979; Ausubel y Cramton, 2002; Hortacsu y Puller, 2008) aplica al caso eléctrico. Este enfoque ha sido utilizado tanto para el mercado 5

Por ejemplo, Hughes y Kao (1997) demuestran que los contratos deben ser observables para que se cumpla el resultado de Allaz y Vila. Liski y Montero (2006) analizan la factibilidad de acuerdos colusivos cuando la interacción se repite en el tiempo. Empíricamente, Wolak (2000) encontró evidencia de los incentivos estratégicos para firmar contratos forward en los mercados eléctricos. 6 Una demanda residual se refiere a la demanda neta de la oferta de otras empresas competidoras.

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spot como para el mercado de contratos. Como menciona Hortacsu y Puller (2008), los modelos SFE están anidados en los modelo de subastas de múltiples unidades con heterogeneidad en costos. En cuanto a lo aplicable al mercado de contratos, la literatura de subastas indica que el precio suministrado depende es una función del costo de suministro más un mark-up variable que es determinado por la estructura de la subasta, así como de la información y valoración del objeto subastado para los oferentes. Por ejemplo, en una subasta de valoración común (common value), Back y Zender (1993) muestran que es óptimo ofrecer una curva de oferta plana. En cambio, con valoración privada, la curva de oferta óptima es no-decreciente. Como se muestra en la literatura económica, existen múltiples dimensiones que caben considerarse en cuanto a determinación de precios en un mercado (costos, competencia, incentivos a la inversión, riesgo, etc.). Este capítulo se enfocará en las características del mercado de contratos eléctrico, con el objeto de responder en base a la literatura y evidencia existente la siguiente interrogante: ¿Cómo se determinan los precios de suministro eléctrico en Chile? Para ello, el presente texto se propone hacer lo siguiente. En primer lugar, se pretende describir sucintamente la evolución del mercado y el marco regulatorio que ha definido la estructura económica sobre la cual se han sustentado los contratos eléctricos por los últimos 20 años. Cabe destacar los hechos que cambiaron los incentivos en el mercado de contratos, ya sean de naturaleza regulatoria como de naturaleza económica. A continuación, se analizará la relación estadística entre precios de contratos regulados y precios de contratos libres de regulación. A partir de la evidencia histórica es útil encontrar patrones de comportamientos de los precios de contratos, que deban de ser explicados por una aproximación teórica o modelo de formación de precios de suministro. En este punto, se hace relevante considerar la reciente literatura chilena sobre contratos eléctricos, tanto desde la perspectiva teórica como empírica (Roubik y Rudnik, 2009; Arellano y Serra, 2010; Bustos, 2013; Fabra, Montero y Reguant, 2014; Varas y Rudnick, 2014). En tercer lugar se considerará, sobre la base de los modelos teóricos descritos y la evidencia empírica revisada, la relación entre el retraso en inversiones por razones exógenas a la decisión del generador y su efecto esperado sobre precios de contratos. Finalmente, se incluye un resumen de las principales conclusiones y se brindan algunas perspectivas sobre la situación actual y la evolución futura del mercado de contratos eléctrico en Chile.

2. Breve Historia del Mercado de Contratos Eléctrico en Chile Para comprender acabadamente cómo funciona el mercado de contratos eléctrico en Chile, es necesario hacer un repaso de su evolución histórica, identificando los quiebres que marcaron las decisiones económicas y regulatorias que han dado forma a la organización de dicho mercado en la actualidad. A efectos de una presentación didáctica, se procedió a separar el análisis en los siguientes periodos: 1982-1998, 1999-2004, 2005-2014.

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La liberalización del mercado eléctrico en contratos: Periodo 1982 – 1998 El marco regulatorio vigente en Chile quedó definido por el DFL N°1 de 1982, el cual estableció la liberalización del mercado eléctrico y dio pie a la existencia de un mercado spot y un mercado de contratos en el sector eléctrico. En lo que se refiere al suministro de largo plazo, un generador tiene la opción de firmar contratos de suministro con distribuidoras, para clientes regulados, o con grandes consumidores, denominados clientes libres de regulación o clientes libres simplemente7. En estricto rigor, las empresas de distribución también abastecen a clientes libres que se encuentran ubicados en sus áreas de concesión. Para abastecer a éstos clientes no regulados, también deben contratar con generadores que puedan acceder al mercado spot. Esto ya que en Chile los únicos que están facultados para efectuar retiros del mercado spot son los mismos generadores que inyectan. En consecuencia, los generadores actúan simultáneamente como inyectores o productores y como comercializadores. Los contratos con clientes regulados, como originalmente preveía la legislación chilena, se firmaban en condiciones de suministro y precio reguladas. En consecuencia, las partes, generador y distribuidor, sólo acordaban cantidad y duración del suministro contratado8. En cambio, los clientes libres pagan por la energía y potencia los precios que hayan libremente pactado con alguna de las generadoras que operen en el sistema o la distribuidora que le corresponda según la zona de concesión respectiva. En todo caso, un generador es libre de firmar tantos contratos con clientes libres o regulados como desee. El precio a clientes regulados se denominó precio de nudo en el DFL N°1. Este se basa en una estimación que realiza semestralmente la Comisión Nacional de Energía (CNE)9. Para el cálculo del precio de nudo, la CNE utiliza toda la información disponible en el mercado de generación en cuanto a pronóstico de precios spot futuros. Para ello, primero calcula un precio de nudo “teórico” de la energía, el cual consiste en el promedio de los precios spot pronosticados para los siguientes 4 años10, y un precio de la potencia, como el costo de capital de una turbina diésel para abastecer la demanda de punta del sistema11. La suma de ambos componentes constituye un precio monómico, 7

La legislación separó los clientes libres de los regulados de acuerdo a su potencia conectada. Se estableció que los clientes regulados serían aquellos con una potencia conectada inferior o igual a 2.000 kW, o aquellos entre 500 y 2.000 kW que hayan optado por ser clientes regulados. Este límite fue recientemente modificado. 8 Dichas condiciones de contratación cambiaron con la Ley Corta II de 2005, a la cual se referirá más adelante. 9 Es preciso aclarar que el precio final que terminaba pagando el cliente regulado antes de la Ley Corta I (2004) consistía en la suma de un componente que cubre costos de operación e inversión en distribución (Valor Agregado de Distribución o VAD), el precio de nudo de la energía y el precio de nudo de la potencia. A partir de la Ley Corta I, se introdujo un cargo explícito por concepto de la red troncal -que no corresponde a precio de nudo- para la parte que se entiende utilizada por los consumidores. 10 La CNE estima la demanda y oferta, así como también los precios de los combustibles para los siguientes 10 años y se toman los niveles actuales de los embalses. La oferta es estimada a partir de un Plan de Obras que incluye inversión esperada en generación y construcción, necesaria para abastecer la demanda al mínimo costo total. Este costo corresponde al valor presente de las inversiones necesarias, la operación y el potencial costo de racionamiento en caso de falla. Cabe señalar que el Plan de Obras es un plan indicativo, no obligatorio, pero posee la mejor información disponible en ese momento sobre las inversiones esperadas. El precio spot esperado es calculado para los siguientes 48 meses, como el precio spot promedio ponderado por todas las condiciones hidrológicas históricas de las últimas décadas. 11 El precio de nudo de la potencia refleja el costo marginal anual de incrementar la capacidad del sistema, bajo el supuesto de que se debe cumplir con un margen de reserva dado.

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el cual es comparado con el precio medio del último cuatrimestre de los contratos libres. La comparación se realiza en base a una Banda de Ajuste. El precio monómico calculado por la CNE debía encontrarse entre un 10% más o menos del precio medio libre12. En caso que esto no sucediera, el precio monómico se ajustaba hasta el tope de la Banda correspondiente.13 En definitiva, el precio de nudo de la energía constituía el precio spot esperado de la energía. Por lo tanto la concepción de la legislación original en el sistema eléctrico indicaba que el argumento para la firma de contratos de largo plazo era incertidumbre por el precio spot esperado. El precio de nudo actuaba así como un precio de referencia para el sector. Figura N°1: Precios de Nudo Monómicos, Precios Medios Libres y Costos Marginales mensuales en el SIC, en USD/MWh (1993-1997) 120 100

USD/MWh

80 60 40 20

Costos Marginales

Precios de Nudo

oct-97

jul-97

abr-97

ene-97

oct-96

jul-96

abr-96

ene-96

oct-95

jul-95

abr-95

ene-95

oct-94

jul-94

abr-94

ene-94

oct-93

jul-93

abr-93

ene-93

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Precios Medios Libres

Fuente: Elaboración propia en base a datos públicos de la CNE, CDEC-SIC

Si el precio spot esperado es el principal determinante de los precios de contratos, la tecnología de expansión del sistema eléctrico es fundamental para el nivel de los mismos. Antes de la llegada del gas natural argentino, la tecnología de expansión era a carbón. Por lo tanto, el costo de desarrollo de una central a carbón marcaba el precio spot esperado. La llegada del gas natural cambio la tecnología de desarrollo, comenzando una carrera para instalar centrales de dicha tecnología. Las generadoras con centrales a gas natural son despachadas primero que las centrales a carbón en el 12

La Banda se redujo al 5% en Marzo de 2004. Hasta Marzo de 2004, el ajuste de la Banda se aplicaba al precio monómico. Con la Ley Corta I, el ajuste se aplica sólo al precio de nudo de la energía. 13

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mercado spot, por lo que el precio spot esperado se redujo. Esto llevó a precios de nudo menores e incidió en los precios medios libres igualmente. La disponibilidad de agua y el costo de combustibles determinan el nivel de los precios spot, mientras que la estructura de la matriz de generación determina los costos de contratación. Así, el hecho que la tecnología de base sea gas natural en sustitución a carbón cambia el costo de desarrollo o costo marginal de largo plazo, el cual finalmente incide en el precio de contratación. En la Figura N°1 se exhibe la evolución de precios de nudo, precios medios libres y costos marginales mensuales hasta el año 1997. Puede observarse su tendencia a la baja desde el año 1995, a pesar del aumento en el corto plazo del costo marginal. En general, sabemos poco del funcionamiento real del mercado de contratos libres en cuanto a formación de precios y características contractuales, debido a su naturaleza de negociación bilateral. No existe información pública de contratos libres que pueda utilizarse para analizar precios, duración de contratos, tamaños, etc. Morandé y Soto (1996) constituye el único trabajo sobre el tema en los años 90s que lleva a cabo un análisis de los determinantes de los precios de contratos libres en el SIC. Según dicho trabajo, durante el periodo 1991 a 1995, el mercado de contratos libres se caracterizaba por lo siguiente: 









A pesar de la alta concentración14 en el mercado de clientes libres, la alta variabilidad en las participaciones de mercado, es un indicio objetivo de un grado de competencia no despreciable. Los precios contemplados en los contratos libres han ido crecientemente reduciendo los márgenes de comercialización. Incluso se menciona que, por efectos de la competencia, los precios de la energía han ido pasando de ser "precios de nudo más algo" a "precios de nudo menos algo". El análisis econométrico de las series de precios regulados y libres indica que el precio libre del mercado de clientes no regulados sigue de cerca al precio de nudo, que es el paradigma de competencia, y se tienden a igualar en el largo plazo. No existe evidencia de causalidad desde el precio libre al precio de nudo, mientras que por el contrario, sí existe evidencia que señala que el precio de nudo causa, en un sentido econométrico al precio libre. Asimismo no hay evidencia que el precio spot o costo marginal afecte el precio libre. Por el contrario, el precio de nudo y el precio spot están cointegrados, por lo que el precio regulado estaría reflejando adecuadamente el costo marginal esperado de largo plazo.

En definitiva, hasta el año 1998 puede hablarse de un periodo de expansión del mercado de contratos en un régimen competitivo, donde los clientes regulados pagaban un precio de nudo que seguía apropiadamente las expectativas de precio spot y los clientes libres podían acceder a suministro competitivo. En este marco, el precio regulado servía como precio de referencia del mercado de contratos.

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Se indica un Índice de Herfindahl de 3.410, lo que indica alta concentración. Según la Fiscalía Nacional Económica, un mercado se encuentra altamente concentrado con un índice superior a 1.800.

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La crisis del 98-99 y sus consecuencias en el mercado de contratos: Periodo 1999 - 2004 La primer gran crisis eléctrica en Chile se produce durante la temporada 1998-1999 causando cambios relevantes en la regulación del mercado de contratos y en el riesgo de contratación de los generadores. Sobre dicha crisis eléctrica existe abundante literatura (Rozas, 1999; Diaz, Galetovic y Soto, 2000; Galetovic, 2000; Arellano, 2008). A pesar que la sequía de la temporada 1998-1999 fue la mayor desde 1969, los autores mencionan entre las principales razones para el racionamiento eléctrico ocurrido, el uso ineficiente de agua embalsada, el retraso en la entrada en operación de la central Nehuenco, la inflexibilidad de los precios así como señales contradictorias y fuera de tiempo de parte de la autoridad regulatoria. Específicamente el tema de precios es relevante en el presente análisis. Diaz, Galetovic y Soto (2000) sostienen que este tipo de crisis ocurren principalmente porque el sistema de precios era inflexible e inadecuado para acomodar las tarifas, y ante un shock de escasez, tanto usuarios como empresas, enfrentan precios por debajo del costo de oportunidad de la energía. Sin embargo, los incentivos en inversión de corto plazo estuvieron correctamente alineados: los generadores deficitarios o sobre-contratados salieron a invertir rápidamente en generación diésel de corto plazo. La crisis del 98-99 modificó la forma de contratación en el mercado eléctrico afectando al precio de nudo en su rol de precio de referencia en el sector. Esto se debió a múltiples razones. En primer lugar, y según queda documentado en Rozas (1999), la fijación de precios de nudo estuvo sometida a controversia en el año de la crisis. Esto se debió a que la metodología establecida para la fijación de precios de nudo no estaba dando cuenta de la escasez de agua y asumía un escenario donde todas las centrales a ciclo combinado estarían funcionando a partir del siguiente mes. Evidentemente las empresas que debían cumplir con contratos de suministro y sin recursos hídricos de generación presionaban para que el precio de nudo subiera inmediatamente. Sin embargo, dado que los precios de nudo se calculaban de acuerdo a las expectativas de mediano plazo, no necesariamente deben reaccionar durante un incremento súbito en los costos marginales de corto plazo. La Figura N° 2 exhibe como los precios de contratos caían durante el peak de costos marginales en 1998-99. En definitiva, los generadores tratarían de mantener el margen de comercialización trasladando a precios de contratos las variaciones de corto plazo del precio spot. En segundo lugar, se realizaron modificaciones regulatorias que cambiaron el riesgo de contratación para clientes regulados. Como se mencionó anteriormente, el precio de contratación o de largo plazo permite disminuir la incertidumbre producto de la variabilidad de los costos marginales. Por lo tanto, basta que el precio de nudo siga el precio de suministro de largo plazo para que sirva a tal fin. Sin embargo, con la crisis de 98-99 se cambiaron las condiciones de riesgo en contratación al modificarse el criterio de “fuerza mayor”. Respecto a la sequía, la ley establecía que no procederían compensaciones a usuarios si la condición hidrológica experimentada fuera más seca que aquellas consideradas en las estadísticas utilizadas para el cálculo del precio de nudo. El decreto 99 bis eliminó esto. Así, en caso que se produjera una interrupción del servicio, fuera cual fuere el nivel de sequía, las generadoras quedaron obligadas a pagar compensaciones, incluso en situación de racionamiento. También aparece como un cambio relevante el establecimiento del costo de falla como precio spot en caso de racionamiento. El costo, para el que retira, de comprar a un precio igual al costo de falla en lugar, por ejemplo, de un precio igual al costo de la central térmica más cara, resulta mucho más oneroso que el pago de las compensaciones. Esto llevó a que la posibilidad

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de márgenes de comercialización negativos y voluminosos incrementara sustancialmente el riesgo de comercialización. Figura N°2: Precios de Nudo Monómicos, Precios Medios Libres y Costos Marginales mensuales en el SIC, en USD/MWh (1998-2004) 120 100

USD/MWh

80

60 40 20

Costos Marginales

Precios de Nudo

sep-03

may-03

ene-03

sep-02

may-02

ene-02

sep-01

may-01

ene-01

sep-00

may-00

ene-00

sep-99

may-99

ene-99

sep-98

may-98

ene-98

0

Precios Medios Libres

Fuente: Elaboración propia en base a datos públicos de la CNE, CDEC-SIC

Las generadoras consideraron que la forma en que se estaba calculando el precio de nudo no incluía estos nuevos riesgos, por lo que dejaron de renovar contratos de suministro a clientes regulados con distribuidoras.15 Hernando (2014) observa que los primeros suministros sin contrato ocurrieron como consecuencia de dicha modificación legal que obliga a servir la demanda a todo evento. Esto llevó a que se redactara la Resolución Ministerial N° 88 en el año 2001 (en adelante RM 88), las cual estableció que los suministros necesarios para satisfacer la demanda de clientes regulados debían ser provistos a todo evento. Según la RM 88, la energía suministrada sin contrato debía ser pagada por los consumidores y el pago prorrateado entre todas las generadoras que estuviesen inyectando energía al momento del retiro.16 15

La distribuidora más afectada fue SAESA, quien quedó sin contrato de suministro desde el año 2001 dado que justamente su contrato vencía en dicha época y los costos marginales se encontraban por arriba del precio de nudo del momento. 16 El mecanismo diseñado en la RM 88 consideraba que las distribuidoras siempre compran energía a precio nudo. Si el precio nudo difería del costo marginal o precio spot del momento, se generaba una cuenta por cobrar o por pagar de las generadoras. El saldo de dicha cuenta era cargado a todos los clientes regulados del sistema, independiente de cuales fueren las distribuidoras que no dispusieren de contratos de suministros. Adicionalmente, se estableció que el cargo a clientes regulados no podía ser superior al 20% del precio nudo del periodo, por lo que el remanente era pagado en el próximo período o en los próximos períodos.

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Se ha mencionado en la literatura (Arellano, 2008) que los cambios regulatorios producto de la crisis del 98-99 son la principal razón para el debilitamiento de la inversión durante los siguientes cinco años y antes de que comenzara la crisis del gas argentino en el año 2004. Por el contrario, Bustos y Fernández (2013) explican el rezago en la inversión de ese periodo a partir del exceso de capacidad creada por la carrera de inversiones en centrales a ciclo combinado en los 90s y los continuos retrasos en la entrada en operación de la central Ralco. En todo caso, la contratación con clientes regulados fue intervenida y la señal de precios de largo plazo contenida en los precios de nudo comenzó a debilitarse a partir de la crisis del 98-99. En cuanto al mercado de clientes libres, en éste se renegociaron condiciones y se llegó a juicios arbitrales. La renovación de contratos en muchos casos dejó condiciones donde a los generadores se les eximían de responsabilidades frente a racionamientos. Sin embargo durante los primeros años de la década pasada, el mercado de contratos funcionó con relativa normalidad dado que los costos marginales promedio estuvieron sistemáticamente por debajo de los precios de contratación, como puede observarse en la Figura N°2. Esto se debió a una buena hidrología y le permitió a las empresas obtener retornos positivos producto de sus contratos tanto libres como regulados. Dado que existió cierta controversia en cuanto a qué tan aproximadas fueron las proyecciones de costos marginales en los informes de precio de nudo respecto de los precios spot reales o efectivos, en la Figura N°3 se reproduce un gráfico de Bustos y Fernández (2013) donde se muestran las proyecciones de cada informe semestral y los costos marginales reales en línea punteada. Puede observarse que durante la sequía de 1998-1999 la diferencia entre costos marginales proyectados y reales fue significativa, y la convergencia entre lo proyectado y lo real tardó en realizarse. Por el contrario, al comenzar las restricciones de gas natural en el año 2004, la convergencia entre lo proyectado y lo real se produjo rápidamente. En síntesis, salvo por la crisis de 1998-1999, las estimaciones contenidas en los informes de precios de nudo dieron cuenta con bastante precisión de los costos marginales efectivos. La crisis del gas lleva a profundas reformas en el mercado de contratos: Periodo 2005-2014 La crisis del Gas Argentino cambió sustancialmente el mercado de contratos eléctrico en Chile, tanto para clientes libres como regulados17. Como resultado de la incertidumbre existente a partir del año 2004 respecto a la disponibilidad de gas natural, el Gobierno de Chile decide introducir un cambio regulatorio importante, conocido comúnmente como Ley Corta II. El objetivo fundamental del cambio legal era incentivar la inversión en centrales que reemplazaran la capacidad de generación a gas natural existente. Sin inversión, no habría contratación. Los problemas de contratación para clientes regulados se acentuaron. Nadie estaba dispuesto a invertir en centrales a ciclo combinado, pero también los generadores corrían el riesgo de instalar centrales a carbón, y que las mismas no terminen siendo rentables en caso que Argentina retomara los envíos de gas. La Ley Corta II introdujo un sistema de licitaciones abiertas y no discriminatorias por suministro regulado, a cargo de las empresas de distribución. De esta manera se sustituyó el sistema tarifario vigente en base a costos marginales esperados por los próximos cuatro años por un sistema de precios de subasta. El precio de nudo no estaba dando cuenta de los nuevos riesgos de contratación

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Para mayores detalles sobre el origen de la crisis del gas argentino y el efecto en Chile, ver Cont y Navajas (2004) y Huneeus (2007).

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que implicaba la crisis del gas, por lo que era esperable que en las licitaciones se produjera una transferencia, a lo menos parcial, del riesgo de contratación a los clientes regulados. Figura N°3: Proyección de Costos Marginales según Informe de Precios de Nudo y Costos Marginales reales, en USD/MWh (1995-2004)

Fuente: Bustos y Fernández, 2013

Los contratos licitados durarían no más de 15 años, lo que permitiría un horizonte lo suficientemente largo como para viabilizar las inversiones necesarias. Así, el contrato pasó a tener una dimensión distinta a la que tenía en la concepción regulatoria original. Ahora el contrato es un requisito indispensable para desarrollar inversiones en nueva capacidad de generación. La Ley Corta II estableció que cada distribuidora debe llamar a licitación con al menos 3 años de anticipación al inicio de suministro. Las distribuidoras diseñan los bloques de energía que se licitan y cada generador puede ofrecer por todo un bloque o una cantidad limitada de sub-bloques. La adjudicación se realiza a mínimo precio, existe un precio techo que es calculado en base a la banda de precios libres. Por lo tanto, si el precio promedio de los contratos libres cambia, también cambia el precio techo de las licitaciones. El precio ofrecido y adjudicado se mantiene constante durante la duración del contrato, pero es indexado de acuerdo a parámetros escogidos por el propio generador e índices escogidos por la CNE. Podría pensarse que con el diseño de las licitaciones, el generador queda exento de todo riesgo. Sin embargo, existe un riesgo de demanda que cabe se traduzca en precios. Las distribuidoras realizan 10

la estimación de la demanda que necesitarán a futuro y en base a ello diseñan los bloques de energía a licitar. Sin embargo, los contratos licitados no tienen la característica de “take-or-pay”. Por lo tanto, la energía que efectivamente suministre el generador dependerá de la demanda efectiva. Por lo tanto, sigue existiendo un riesgo de demanda que el generador debe asumir. Las licitaciones cambiaron la forma en que se determinan los precios de contratos regulados. Hasta el momento, los precios de nudo sólo consideraban costos esperados en el mercado spot. En una licitación en cambio, el precio ofertado incluye no sólo los costos esperados, sino también un margen de comercialización variable. Este margen está determinado por factores idiosincráticos al contrato (por ejemplo, duración, tamaño, distribuidor, sistema eléctrico, etc.) y factores propios del mercado (competencia y riesgo). Así, es esperable que los precios de contratos licitados sean significativamente distintos a los precios de nudo tradicionales. En primer lugar, el precio de nudo sólo considera costos marginales a 4 años, mientras que los contratos de suministro licitados en promedio duran 13 años. En segundo lugar, los precios de nudo se basan exclusivamente en costos mientras que los precios de contratos se refieren a precios de mercado, determinados en una subasta o licitación. Esta diferencia no es necesariamente un problema, sino todo lo contrario. Es esperable que el mercado eléctrico funcione mejor si los precios incorporan toda la información de la transacción económica y no tan sólo los costos esperados de producción. Ahora bien, esto siempre y cuando el mercado sea competitivo y los riesgos de contratación tiendan a reducirse en el tiempo. Figura N°4: Precios de Nudo Monómicos, Precios Medios Libres y Costos Marginales mensuales en el SIC, en USD/MWh (2004-2009) 350 300

200 150 100 50

Costos Marginales

Precios de Nudo

sep-09

Precios Medios Libres

Fuente: Elaboración propia en base a datos públicos de la CNE, CDEC-SIC

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may-09

ene-09

sep-08

may-08

ene-08

sep-07

may-07

ene-07

sep-06

may-06

ene-06

sep-05

may-05

ene-05

sep-04

may-04

0

ene-04

USD/MWh

250

El mercado de contratos libres también sufrió un shock con la crisis del gas. Así como en las licitaciones los oferentes pueden traspasar al menos parcialmente el riesgo de contratación a los clientes regulados, los generadores intentaron realizar lo mismo con sus clientes libres. Una práctica que comenzó a masificarse a partir del 2006 fue la indexación de precios en contratos libres a costo marginal. De esta manera el riesgo de volatilidad en el precio spot se traspasado al cliente final. Como resultado los precios medios libres comenzaron a crecer, siguiendo el comportamiento de los costos marginales durante el periodo. Esto puede observarse en la Figura N° 4, y es especialmente importante durante la sequía de los años 2007-2008. Los precios de nudo regulados son reemplazados por precios promedio de contratos licitados como se les denominó en la Ley, “precios de nudo de largo plazo” 18. La Figura N° 5 muestra la evolución de dichos precios junto con los precios medios libres y el precio spot para los años 2010 a 2013. Figura N°5: Precios de Nudo Monómicos, Precios Medios Libres y Costos Marginales mensuales en el SIC, en USD/MWh (2010-2013) 300 250

USD/MWh

200 150 100 50 0

Costos Marginales

Precios de Nudo

Precios Medios Libres

Fuente: Elaboración propia en base a datos públicos de la CNE, CDEC-SIC

El hecho que el nuevo precio a clientes regulados quedara sujeto a una subasta, la cual podría no ser competitiva en el corto plazo, y a su vez, que en las negociaciones bilaterales de contratos libres se observara una trasferencia importante de riesgos desde los generadores hacia sus clientes, ha llevado por primera vez a la realización de estudios sobre la competencia en el mercado de generación. Los trabajos al respecto son reseñados brevemente en la siguiente sección.

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El precio de nudo de largo plazo promedia no sólo los precios de contratos licitados sino también los precios de contratos a precio regulado aún vigentes post-2010.

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3. Determinantes de precios de contratos eléctricos en Chile Es posible a partir de los precios de suministro observados, inferir el comportamiento de los mismos. Sin embargo los precios libres no son observados directamente, debido a que corresponden a contratos entre agentes económicos privados, muchos de los cuales son firmados por clientes que prefieren mantener información sobre sus costos de producción bajo resguardo. Por ello, sólo es posible observar el precio promedio cuatrimestral de todos los contratos libres que informan a la CNE sus ventas en energía y facturación correspondiente. En la presente sección se lleva a cabo un análisis estadístico de las series de precios de nudo y los precios medios libres para el periodo entre 1995 y 2010. El objetivo es comprobar cómo se han comportado los precios de contratos de largo plazo durante los tres periodos de tiempo definidos anteriormente. Para ello se realiza un análisis de causalidad de Granger19 sobre los determinantes de precios e contratos regulados y libres. Un test de causalidad permite determinar cómo los precios de contratos y spot se influyen mutuamente. En cuanto a la relación entre precio de nudo y precio medio libre, cabe recordar que en teoría se influyen mutuamente. Como se mencionó anteriormente, el precio de nudo es ajustado de acuerdo a la banda que se fija respecto de su distancia al precio medio libre. A su vez, ha existido en el pasado la práctica contractual de indexar el precio de un contrato de suministro a la evolución del precio de nudo. Se ha utilizado información trimestral desde abril de 1995 a Octubre 2010 de precios monómicos de nudo y precios medios libres para el SIC, en base a los Informes de Precio de Nudo de la CNE 20. Los precios de nudo monómicos no incluyen el ajuste a la banda de precios libres. Para la realización del análisis de causalidad de las series de tiempo de precios, y dado que no son series estacionarias, se utilizó la metodología de Toda y Yamamoto (1995). Los resultados se presentan en la Tabla N°1, primero para la muestra de 1995 a 2004 (previa crisis del gas). Tabla N° 1: Test de Causalidad de Granger para Precios de Contratos y Precio Spot 1995 - 2004 Precio Libre Precio de Nudo Precio Spot

Precio Libre

Precio de Nudo 0,20370

0,0053*** 0,93280

Precio Spot 0,38630 0,77640

0,39200

La Tabla N° 2 muestra los resultados para la muestra completa de 1995 a 2010. Según los mismos, no es posible rechazar la hipótesis de que el precio de nudo o regulado cause "a la Granger" el precio medio libre. Sin embargo, la influencia del precio de nudo hacia el precio medio libre se ha debilitado en el tiempo, apareciendo en la muestra completa hasta el 2010, el precio spot o costo marginal. Por lo tanto, cuando consideramos el periodo 1995-2010 tampoco podemos rechazar que el precio 19

El test de causalidad de Granger determina si una serie de tiempo es útil al predecir otra serie temporal. La causalidad a la Granger sueles ser denominada causalidad predictiva. 20 http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/precios-de-nudo-de-corto-plazo

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spot cause "a la Granger" el precio medio libre. A su vez, el precio spot es determinado principalmente por el precio de combustibles y factores exógenos como la hidrología. En definitiva, el precio de nudo ha sido el precio de referencia en el mercado de contratos hasta la entrada en vigencia de los precios de las licitaciones para suministro regulado. Sin embargo, dicha referencia se fue debilitando en el tiempo, y el precio spot ha pasado a tener un rol más importante. Esto es posible que se encuentre relacionado con la práctica de la indexación a costo marginal iniciada a partir de la crisis del gas. Tabla N° 2: Test de Causalidad de Granger para Precios de Contratos y Precio Spot 1995 - 2010 Precio Libre Precio de Nudo Precio Spot

Precio Libre

Precio de Nudo 0,38850

0,0018*** 0,0708*

Precio Spot 0,83510 0,70270

0,95370

Queda por analizar las razones detrás del hecho que el precio promedio de los contratos esté actualmente determinado por los costos marginales de corto plazo (precio spot) tanto como los de mediano plazo (precio de nudo). Esto se debe principalmente a los crecientes niveles de incertidumbre que comenzaron con la sequía de 1999, continuaron con la crisis del gas y actualmente están relacionados con la dificultad para desarrollar infraestructura de producción y transporte. Una vez desarrollada la experiencia chilena y en base a la evidencia estadística es posible hacer una breve descripción de la literatura económica sobre determinantes de precios de contratos en Chile. Cabe señalar que en este punto se referirá a la literatura aplicable a la regulación existente a partir de la Ley Corta II. Partiendo de los modelos reseñados en la introducción a este capítulo, el enfoque de Allaz y Vila supone competencia imperfecta (i.e. a la Cournot) en el mercado spot. Esto podría invalidar su aplicación al caso chileno. Si no es posible obtener una mejor posición en el mercado spot mediante la contratación ex-ante, no hay incentivo estratégico a la firma de contratos. Sin embargo, para el caso chileno donde el mercado spot está regulado y el precio spot corresponde al costo marginal del despacho ordenado por un Operador Independiente (CDEC), Arellano y Serra (2010) muestran en un modelo teórico que es posible que mientras mayor sea la proporción de contratos licitados sobre la demanda, menores sean los precios de contratación y spot. Este resultado se basa en que, aun cuando los productores no puedan ejercer influencia directa sobre el precio spot, pueden hacerlo indirectamente a través de sus decisiones de inversión. De esta manera es posible ejercer poder de mercado al reducir la capacidad de generación de base por debajo del óptimo social. Con la introducción de contratos licitados, el generador que gana una licitación tiene el incentivo adicional a expandir dicha capacidad de base para reducir sus costos de suministro. Así, la existencia de contratos licitados puede reducir el ejercicio de poder de mercado. En la literatura aplicada a Chile, es posible citar el trabajo de Roubik y Rudnick (2009) quienes muestran que los riesgos derivados de la incertidumbre en cuanto a cantidad de generación propia y costo de combustibles no son diversificables en el mercado de contratos, y consecuentemente 14

sólo el riesgo producto de la variabilidad en el precio spot puede ser enfrentado mediante la firma de contratos de suministro de largo plazo. Cabe mencionar que este resultado asume generadores aversos al riesgo que optimizan un portafolio de contratos. En este caso, y a diferencia del trabajo de Arellano y Serra (2010), los precios de contratos están determinados no sólo por el costo de suministro sino también por el premio por riesgo que pide el generador averso al riesgo. En los trabajos descritos se trata a los contratos licitados como unidades indivisibles. Sin embargo, las licitaciones chilenas permiten que los generadores ofrezcan distintos precios por porciones o sub-bloques dentro de un mismo contrato. Esto, en definitiva, permite que un generador construya una curva de oferta para cada licitación. Por ello el marco teórico más apropiado para establecer los determinantes de precios de contratos se debe buscar en la literatura de subastas de múltiples unidades. Bustos (2013) desarrolla un modelo de decisión de precios en licitaciones donde el precio ofrecido depende del costo marginal de largo plazo más un margen de comercialización que es función del nivel de competencia en la licitación así como de la capacidad de contratación del oferente. Generadores con menor capacidad contratable, entendida como la capacidad física neta de las obligaciones contractuales previamente asumidas, pedirán un mayor premio por riesgo dada su exposición a tener que suministrar contratos sin estar produciendo energía. Este aumenta si el generador queda más expuesto a tener que suministrar sin producción propia, ya que mayor es el riesgo que corre ante la volatilidad del precio spot.21 Empíricamente, existe escasa literatura del caso chileno debido la falta de información disponible sobre contratos libres y a la regulación de precios existente para contratos a clientes regulados hasta el año 2006. El proceso de licitaciones de suministro a distribuidoras ha brindado la oportunidad de observar cómo los generadores toman sus decisiones de precios. Al respecto, Bustos (2013) utiliza la evidencia disponible sobre licitaciones de suministro regulado del 2006 al 2011, encontrando que los generadores incluyen en sus ofertas un premio por riesgo en caso que deban contratarse más allá de su capacidad esperada. El costo de sobre-contratación estaría presente principalmente en generadores entrantes e incumbentes pequeños. En síntesis, el riesgo del precio spot y la aversión al riesgo del generador llevan a que el generador pida un "premio por riesgo" que debe incluirse en el precio esperado del contrato. Similarmente, en un estudio realizado por CNE (2013) se hace una estimación de los determinantes de precios de contratos que pudieran estar relacionados con expansiones en transmisión. En particular se analiza cómo cambiarían los precios de contratos producto de una interconexión entre SIC y SING. Siguiendo la experiencia de California (CAISO, 2004), este trabajo establece que los precios de contratos tanto libres como regulados, pueden explicarse principalmente por costo de suministro de largo plazo, más un mark-up o margen variable que depende del nivel de competencia del mercado y del riesgo de contratación. Factores adicionales como largo del contrato o tamaño también son incorporados en el análisis econométrico. Los resultados encontrados en CNE (2013) indican que existe un potencial de reducción de precios de contrato producto de una mayor competencia y un menor riesgo de contratación.

21

Dado que los contratos licitados para suministro regulado son de largo plazo, la capacidad de corto plazo no restringe al oferente. En realidad la capacidad que restringe al oferente es la capacidad contratable: la cantidad de energía que una generadora está dispuesta a proveer sin que deba afrontar una posición más riesgosa en el mercado de contratos.

15

En cuanto a precios de contratos libres, Fabra, Montero y Reguant (2014) y Varas y Rudnick (2014) utilizan información sobre contratos libres y regulados para estimar el margen de comercialización promedio. El primero, no encuentra evidencia de comportamiento colusivo en las licitaciones pero tampoco que haya existido suficiente competencia, dada la estructura de las licitaciones. El segundo, encuentra que la crisis del gas incrementó los márgenes de comercialización más allá de lo que se podría esperar producto del cambio tecnológico. Ambos trabajos coinciden en encontrar que existe una mayor intensidad competitiva en el mercado de contratos regulados, respecto al mercado de clientes libres. Este resultado es muy relevante. El hecho que existan clientes libres es una condición necesaria para que la potencialidad competitiva se pueda manifestar en el mercado de generación eléctrica. Dado el tamaño e importancia económica, en general grandes empresas industriales y mineras, es esperable que el poder de negociación de las mismas constituya un contrapeso para los suministradores de electricidad, sean generadores o distribuidoras. Si esto no es así, existe un problema de competencia en el mercado de contratos eléctrico que no ha sido identificado adecuadamente.

4. Retraso en inversión y precios de contratos Hasta el momento se ha obviado la relación entre precios de contratos de largo plazo e inversión. Sin embargo, como se mencionó con anterioridad, los contratos son instrumentos que viabilizarían la inversión a partir de la obtención de financiamiento. Es así que la expectativa de cualquier imprevisto en la construcción de una central afecta la decisión de precios de contratos. Si el precio de un contrato es función del riesgo de contratación, es esperable que la posibilidad de retrasos en la construcción de una central influya en la decisión de precios. A continuación se desarrollará un breve ejemplo de cómo el retraso en la construcción de una central afecta el precio de contratación de largo plazo de la firma generadora. Este análisis se basa en Bustos y Fuentes (2014) y parte del supuesto de entorno competitivo en el mercado de contratos. Por lo tanto el margen de comercialización sólo se verá afectado por el riesgo de contratación22. Supóngase el caso de un generador que debe establecer cuál es el precio que solicita por un contrato de suministro que le permita rentabilizar la construcción de una central. La función de utilidades del generador está dada por: π = (p − c̃)q + (c̃ − v)ỹ Donde el generador decide contratarse por una cantidad q de MWh, a un precio p en USD/MWh, dado un costo variable de operación v, un costo marginal o precio spot igual a c̃ y una producción de energía de la central igual a ỹ.23

22

El riesgo de contratación consiste en comprar energía en el mercado spot para satisfacer los términos del contrato. Es esperable que en periodos de escasez, el precio spot supere al precio del contrato, por lo que recurrir al mercado spot para abastecer suministros contratados implica pérdidas que incluso pueden llevar a la quiebra de la empresa. Tal fue el caso de la empresa Campanario en el año 2011. 23 A efectos de mantener la simplicidad del modelo, se asumió que no hay costos fijos asociados a pagos por capacidad o potencia, ni costos de contratación.

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Se asume que el costo de generación es fijo y exógeno a la decisión de la generadora. Respecto a la producción de la central, se asume que está dada por el orden de despacho exógeno que determine el CDEC respectivo. Por lo tanto, ỹ = y̅. ε̃, donde ε̃ es una variable aleatoria con media unitaria y varianza σ2ε . Finalmente, respecto del precio spot, se considera que es una variable aleatoria con media c̅ y varianza σ2C . Para suponer el caso más simple, se considera que este precio spot puede tomar dos valores: 𝑐𝐴 o 𝑐𝐵 , donde 𝑐𝐴 > 𝑐𝐵 ≥ 𝑣. El costo marginal A puede asociarse al de una sequía puntual o un shock que hace que los costos marginales estén momentáneamente por arriba de los costos marginales de largo plazo, que en este caso corresponden a B. A continuación se introduce la posibilidad de un retraso en el inicio de operaciones de la central, igual a t E . Este es el retraso esperado y se supone que es completamente exógeno al generador. Si el contrato tiene una duración igual a 1, se tendrá operando a la central sólo durante (1-t E ). En este contexto, el precio spot será mayor ( 𝑐𝐴 ), cuando existe atraso en la puesta en operación de la nueva central, lo que implica en términos del diagrama de tiempo antes presentado, que este precio será válido en el período (1-t E ). En el resto del tiempo, será válido el costo marginal más bajo. La siguiente expresión presenta la función objetivo de un generador neutral al riesgo, donde debe recurrir al mercado spot en caso que no pueda abastecer sus contratos. El generador maximiza sus beneficios esperados a partir de su decisión de contratación q. E(π) = [(p − cA )t E + (p − cB )(1 − t E )]q + (cB − v)(1 − t E )y̅ A partir de la optimización de la función de beneficios esperada, es posible obtener el precio de sustentación de la central, pS1. pS1 = cA t E + cB (1 − t E ) En definitiva, el precio de sustentación de la central es el promedio ponderado de los precios spot esperados, de acuerdo al tiempo del retraso en la operación de la central. A mayor retraso esperado, más se acerca el precio de sustentación de la central al precio spot más alto. Si a este modelo le agregamos la existencia de poder de mercado, tendremos que tanto el riesgo de retraso como la falta de competencia explican el mark-up sobre costo competitivo de largo plazo, cB . Por ejemplo, si el precio de contratación es una función de q tal que p′ (q) < 0, es posible llegar a que el precio se sustentación pasaría a ser: pS2 (q) = pS1 − p′ (q)q En este caso, el precio del contrato pS2 es función del precio spot esperado pS1 más un mark-up que depende de la posibilidad de ejercer poder de mercado.24 Agregando aversión al riesgo es posible obtener un resultado donde un generador con una función de beneficios de media y varianza lineal, maximiza la siguiente función objetivo respecto de q: U(π) = E(π) − γ Var(π)

24

Esta condición lleva a una versión simple del índice de Lerner, (P - Cmg)/P.

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Como resultado, después de varios pasos matemáticos25, el precio de contratación es igual a: pS3 (q) = pS2 (q) − 2γ(y̅ − q) σ2C En este caso tenemos que el precio de contratación pS3 incluye un premio por riesgo que aumenta con la volatilidad de los costos marginales σ2C y por la exposición del generador respecto a si está sobre o sub contratado respecto de su generación promedio esperada y̅. En definitiva, la posibilidad de retrasos en la construcción de centrales eleva el riesgo de contratación, y en consecuencia, los precios esperados de contratación, ya sea para clientes libres como regulados. Ahora bien, este no es el único factor que puede cambiar los precios de contratación, ya que el ejercicio de poder de mercado y la volatilidad de los costos marginales también inciden en dichos precios.

5. La situación al 2015 del mercado de contratos eléctrico Como se ha descrito a lo largo del presente capítulo, el mercado de contratos de suministro ha cambiado a lo largo del tiempo. Uno de los principales cambios es la caída en importancia del precio de nudo regulado como precio de referencia a la hora de la contratación. Esto ha resultado en que el precio spot queda como único precio competitivo de referencia para la contratación tanto de clientes libres como regulados. Así se observa crecientemente en el mercado eléctrico, contratos libres donde el precio es igual a costo marginal más un mark-up o su indexación depende del precio spot. Incluso en los procesos de licitaciones para contratos regulados, los generadores han mencionado repetidamente que era necesaria una indexación a costo marginal26. Este traspaso de riesgo desde las generadoras hacia los clientes no está exento de problemas. En primer lugar, el riesgo que se está traspasando corresponde a la volatilidad de los precios spot. Este riesgo es posible de ser mejor administrado por los generadores que por los clientes, por lo cual sería eficiente que los primeros lo asumieran mayoritariamente. En segundo lugar, puede dar origen a incentivos perversos en cuanto a inversión. Como señala Fischer (2014), es posible puede demostrar que "las empresas de generación incumbentes no tienen incentivos a instalar centrales de base, es decir aquellas que contribuyen a reducir el costo marginal, si sus contratos están a costo marginal". Así, las empresas podrían reconocer que afectan los precios de contratación con sus decisiones de inversión, desembocando en una competencia en precios con capacidad restringida (i.e. Kreps y Scheinkman, 1983). Sin embargo, el efecto de menor inversión de base parece deberse a otros factores. En los últimos seis años ha aumentado de manera importante la oposición pública al desarrollo de centrales hidroeléctricas y térmicas. La incertidumbre en el desarrollo de infraestructura energética es una causa exógena que incrementa los precios de suministro. En tal caso, los precios de contratación

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El desarrollo de las condiciones de primer orden para el caso sin retrasos y bajo competencia, se encuentra en Roubik y Rudnick (2008). 26 http://www.quepasamineria.cl/index.php/galerias/item/2178-el-dilema-de-las-licitaciones-dedistribuidoras-%C2%BFsin-concursos-ni-sorteos

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podrían aumentar por menor inversión de base, pero no por uso de poder de mercado sino por factores exógenos a la decisión de la empresa. En la Figura N°6 se muestra la evolución de los precios medios libres, que se incrementan durante el periodo 2006 a 2013, y el porcentaje de capacidad instalada de base. Puede apreciarse que en los primeros años de la crisis del gas argentino, la mayor parte de la nueva generación correspondía a generación de emergencia o en turbinas diésel. Lo mismo para los años de sequía del 2008-2009. Sin embargo desde el 2010 la generación de base en promedio ha significado el 70% de la nueva capacidad instalada. A ello se suma un importante incremento en la capacidad renovable en base a centrales eólicas y solares. En definitiva, no es claro que el cambio de precio de referencia haya llevado a una competencia con capacidad restringida. Este punto requiere mayor investigación y apunta a la naturaleza misma de cómo es la competencia en el mercado de contratos, tanto en precios como en decisiones de inversión. Figura N°6: Precios Medios Libres y % de capacidad de base sobre nueva capacidad instalada (2006-2013) 100%

140

90%

120

80%

60%

80

50% 60

40% 30%

USD/MWh

100

70%

40

20% 20

10% 0%

2006

2007

2008

% base

2009

2010

2011

% solar+eolico

2012

2013

PML

El último cambio regulatorio que afecta el mercado de contratos se refiere a la modificación legal introducida en el proceso de licitaciones de suministro a partir de enero de 2015. El cambio legal apuntó a que una de las principales dificultades del sector era el nivel de competencia en las licitaciones. Hasta Agosto de 2014 se repetían licitaciones desiertas con escasa participación de las generadoras y precios cercanos o iguales a los precios techos establecidos. Esto sin embargo no constituye evidencia concluyente en favor de un posible ejercicio de poder de mercado, versus explicaciones alternativas, como la dificultad para realizar inversiones en centrales convencionales dada la oposición pública a dichos proyectos. Como apunta el informe preparado para la Fiscalía Nacional Económica en enero de 2014: "Los márgenes que se observan en las subastas frente al mercado mayorista parecen ser resultado tanto del poder de mercado como de las primas de riesgo que genera el propio diseño del mecanismo". 19

En todo caso, la Ley Nº 20.805 de enero del 2015 incluyó aspectos relevantes que modifican el mercado de contratos y apuntan a incrementar la competencia en el mismo. Principalmente facilita que clientes libres de tamaño entre 2 MW y 5 MW de potencia conectada pueda pasar a ser clientes regulados si así lo desean. De esta manera se permite mayor flexibilidad a clientes libres pequeños, que podían estar sujetos al ejercicio de poder de mercado de las generadoras, brindándoles un outside option de contratación. Asimismo, se crean condiciones para licitaciones más competitivas27, con mayor anticipación28 y que faciliten la entrada de competidores y desafiantes al mercado de contratos29.

6. Conclusiones El funcionamiento del mercado de contratos en el sector eléctrico es relevante para entender cómo se forman precios en el sector. Para ello es necesario comprender que existe un mercado de clientes regulados y un mercado de clientes libres. La tendencia regulatoria ha avanzado hacia flexibilizar la fijación de precios de clientes regulados hasta asimilarla a la del mercado de clientes libres. En esto, el mercado ha evolucionado hacia un mercado más liberalizado en cuanto a la determinación de sus precios. Esto no está exento de riesgos de ejercicio de poder de mercado pero en verdad ha facilitado la reasignación de riesgos antes no considerados en la normativa eléctrica. Los determinantes de precios de contratos se basan principalmente en los precios spot o de corto plazo, el nivel de competencia o ejercicio de poder de mercado, el riesgo de contratación y factores propios de los actores involucrados. Asimilar precios de contratos sólo al nivel de costo marginal de corto plazo no sólo es equivocado conceptualmente sino que lleva a políticas e incentivos inapropiados para el sector eléctrico. Incluso bajo competencia perfecta, es esperable que el precio de contrato incluya un margen de comercialización por riesgo de contratación, dado que los generadores se comportan como aversos al riesgo. Por ejemplo, a la hora de evaluar el efecto económico de una expansión relevante en transmisión eléctrica (i.e. interconexión entre sistemas SIC y SING) no es lo mismo considera el efecto sobre costos marginales que sobre precios de contratos. Lo apropiado es considerar ambos. La evidencia empírica muestra que en Chile los precios de contratos libres han seguido o han usado de referencia a los precios regulados o precios de nudo. Dado que el precio de nudo de corto plazo es más que los costos marginales proyectados para un horizonte de cuatro años, en realidad los precios libres han estado siguiendo el costo marginal de mediano/largo plazo. Esta relación cambió producto de la crisis del gas argentino. Contratos libres a costo marginal o indexados a este se han convertido en una práctica común en el sector, que puede traer incentivos perversos sobre la 27

Se centraliza del proceso de licitación en sustitución a un esquema que privilegiaba que cada distribuidora buscara suministros por separado. Además, se modifica el cálculo del precio techo, para impedir comportamientos oportunistas de las empresas oferentes. 28 Las licitaciones pasan a realizarse 5 años en vez de 3 años antes del inicio de suministro 29 Para reducir el riesgo de contratación, se introdujo la posibilidad de revisar cláusulas contractuales en caso de imprevistos. Incluso es posible dilatar el inicio del contrato o directamente dar término anticipado al mismo, en caso que existan retrasos no imputables en la construcción de la central destinada a suplir el contrato adjudicado.

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inversión en nuevas centrales. Dada la existencia de evidencia preliminar de poder de mercado, particularmente en el mercado de contratos libres, se hace necesario continuar la investigación sobre qué tan competitivo es en realidad el sector y cómo esto puede afectar las decisiones de inversión. En este punto cobra relevancia la entrada de nuevas empresas, particularmente con tecnologías ERNC, las cuales están cambiando la matriz de generación y, consecuentemente, los precios de suministro. En definitiva, se avizoran dos problemas con los cuales deberá lidiar la regulación eléctrica chilena. En primer lugar si un mercado de contratos como el actual sirve al propósito de facilitar la inversión en capacidad necesaria para el crecimiento esperado de la demanda. En segundo lugar, si es lo suficientemente competitivo para que los precios de contratación sean eficientes. Si el principal problema de precios por arriba de los costos competitivos de largo plazo es la competencia en el mercado de contratos, entonces los instrumentos de política apropiados no son los mismos que si en realidad hay ausencia de inversión producto de oposición pública al desarrollo de centrales y líneas eléctricas. La naturaleza de los problemas que aquejan al sector eléctrico es compleja, por lo que las políticas recomendables en uno y otro sentido deben responder a la realidad.

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