Lecciones sobre Transiciones Energéticas: Primera Parte

En colaboración con Diego Bondorevsky (Cippec)

El sector energético ha visto grandes transformaciones en las últimas décadas. A lo largo de tres entradas lo revisaremos enfocados en: 1) entender los cambios que están teniendo lugar en la industria eléctrica. 2) aprender de otras experiencias y 3) entender la complejidad técnica y política involucrada en el diseño de una política energética.

Luego de la Segunda Guerra Mundial, el sector energético se constituyó en monopolios territoriales. Ese modelo integrado y regulado que estructuró la industria en la mayoría de los países en la posguerra llegó a su fin durante los años 90. Por un lado, porque disminuyó el fuerte crecimiento económico sobre el cual se había desarrollado. Por otro lado, porque los procedimientos regulatorios que lo guiaban terminaron por decepcionar, frente al espejo que brindaban Estados Unidos y el Reino Unido donde se redescubrían las bondades de la competencia de mercado para guiar la asignación de recursos en las industrias reguladas.

Paralelamente a la ola de mercado que alcanzó al sector, el mismo también se vio alterado por el cambio tecnológico y las consideraciones ambientales. El primero favoreció la introducción de competencia y está posibilitando tanto la expansión de energías más limpias como la extracción de energías no renovables no convencionales.

Antes de poder analizar estas transformaciones ocurridas durante los últimos 30 años en el sector energético, debemos repasar algunas características básicas del sector.

Introducción al análisis del sector energético

Tradicionalmente, la electricidad es producida en centrales, transportada por redes y finalmente utilizada por clientes. Las centrales realizan tres operaciones: i) extraen la energía térmica de un combustible (liberándola en procesos de fisión para el caso de las centrales nucleares; quemando el combustible para el caso de las centrales de gas y carbón), ii) transforman la energía térmica en energía mecánica de rotación en una turbina y iii) producen electricidad en un alternador giratorio vinculado a la turbina a través de un eje. Las turbinas eólicas son accionadas por la velocidad del viento, y las turbinas hidráulicas lo hacen por una caída de agua sobre las paletas. En cambio, la electricidad solar es producida directamente por células de materiales que permiten la reacción llamada fotovoltaica.

Las grandes redes de transporte evacúan a muy alta tensión la electricidad producida en las centrales hasta las redes de distribución de baja tensión, que las conducen hasta los clientes. Estos utilizan la energía en función de sus necesidades, las cuales varían continuamente.

La tecnología disponible, por supuesto, afecta la organización óptima del sector. Durante la posguerra, el progreso técnico aumentó el tamaño óptimo de las centrales. Si bien el costo unitario bajaba, el costo total de una nueva central aumentaba, ya que crecía la escala óptima. Lo mismo sucedía con las necesidades de financiamiento, lo que llevaba a las empresas a integrarse.

A mediados de los años 80, la tecnología que había erigido de facto barreras a la entrada a quienes quisieran desafiar a los monopolios energéticos permitiría una nueva forma de producir electricidad (con centrales de ciclo combinado de gas-vapor), mucho más simple, de menor escala óptima y por ende menos intensiva en capital, ofreciendo la posibilidad a nuevos entrantes al mercado de generación energética. A partir de entonces, nuevos actores desafiaron a la industria incumbente mediante la instalación de este tipo de centrales moldeando una curva de oferta competitiva.

Las grandes infraestructuras de transporte en general y las redes eléctricas y gasíferas en particular son monopolios naturales, pues es óptimo que exista una sola firma en un área geográfica determinada. Ello, a su vez, requiere de la regulación pública para poner a la parte monopólica de la economía al servicio de la parte competitiva. Para lograrlo, es necesario definir quién es el regulador, el alcance de sus responsabilidades, y la manera en que debe rendir cuentas. Finalmente se plantea la cuestión de cómo regular la industria. Los enfoques de este problema han sido numerosos y cada uno dio lugar a debate. Sin dudas, la concepción de un sistema regulatorio es, por su naturaleza, uno de los problemas más delicados a los cuales se ven enfrentadas las autoridades públicas.

Notemos acá que la eficiencia económica requiere que los bienes se vendan a su costo marginal, esto es, que el precio de venta sea igual al costo de la última unidad producida. Sin embargo, para los monopolios naturales, dada la importancia de los costos fijos, ese costo es despreciable. Un monopolio natural que fuese obligado a tarifar de esa forma sería estructuralmente deficitario y debería ser subsidiado por los contribuyentes. Una estrategia utilizada en la regulación de la industria para lidiar con este fenómeno es la de permitir fijar un precio superior al costo marginal controlando la rentabilidad de los capitales invertidos. Esta regulación, aplicada históricamente en US, de tipo cost plus (o regulación por tasa de retorno) en la cual se le remunera a la empresa sus costos medios ha tendido a inducir niveles excesivos de inversión y no proveer incentivos a reducir los costos de producción. Debido a ello, otra estrategia, utilizada originalmente en Gran Bretaña y que también busca que la tarifa permita a las firmas recuperar los costos fijos, es la de establecer una baja de tarifas continua, permitiendo que si las firmas logran bajar sus costos más pronunciadamente obtengan un beneficio extraordinario. A esta regulación se la ha llamado “RPI-X”, en donde la tarifa se ajusta entre revisiones tarifarias por un componente inflacionario para que no pierda valor real y en forma simultánea por un componente de eficiencia, llamado genéricamente X, para incentivar a las empresas a bajar sus costos a lo largo del tiempo.

Si bien otras industrias también presentan características monopólicas, la característica saliente de la electricidad es que no puede ser almacenada. En forma contraria a las energías ‘primarias’ como el petróleo – almacenable en tanques – o el carbón – acumulable en montículos – la electricidad es una energía “secundaria” que hoy en día no se puede conservar, al menos directamente en gran escala. Esta es una de las áreas de investigación y desarrollo más importantes y prometedoras de los nuevos sistemas eléctricos, especialmente dada la intermitencia que caracteriza la generación de las energías renovables, la cual aún impide su adopción en gran escala.

El problema de almacenamiento en un sistema eléctrico es importante: no se puede inyectar sobre la red más ni menos electricidad que la cantidad que es retirada, descontando las perdidas en la línea, sin que la red colapse. Para satisfacer la demanda de potencia en cada momento del año a mínimo costo, será optimo instalar medios de producción diferentes. Algunas centrales serán elegidas para funcionar todo el año (unidades de base) y requerirán altos costos fijos, pero tendrán bajos costos variables (por ejemplo, centrales de carbón o nucleares). Otras centrales, que se utilizarán en ciertos períodos, requerirán menores costos fijos pero tendrán mayores costos variables (unidades de punta). La incorporación de las distintas centrales se realiza por ‘orden de mérito’, determinado por los costos variables de las distintas unidades. El encuentro entre la demanda de electricidad y el costo variable de la central más cara necesaria determina el precio de la electricidad en un momento dado, recibiendo las otras unidades en funcionamiento una renta diferencial. Esta renta diferencial les permite a las centrales recuperar sus costos fijos. Si una central es siempre marginal, por ejemplo, no los podrá recuperar y con el tiempo dejará de operar. Es por ello que, en ciertos sistemas eléctricos, existen mercados de capacidad para garantizar la remuneración de los costos hundidos de ciertas centrales y garantizar la sostenibilidad de la oferta. Los mercados de capacidad se organizan en forma centralizada, como el caso de Inglaterra, donde el operador del sistema establece un umbral de capacidad y realiza subastas entre los productores para cubrirla; o descentralizado, como en Francia, donde el operador emite “certificados de garantía de capacidad” que luego son comercializados entre los productores.

La relación de costo marginal en un punto de demanda alta entre la unidad más eficiente y la unidad menos eficiente puede llegar a ser hasta veinte veces mayor a la que se observa, por ejemplo, en la industria del acero. Inevitablemente, entonces, la característica no almacenable de la electricidad hace que los precios sean muy volátiles. Además, los costos de producción de las centrales eléctricas están fuertemente condicionados por el precio de los combustibles, el cual es también altamente volátil. A su vez, la estructuración del transporte es compleja debido a que la electricidad no es “direccionable” debiendo estar siempre disponible en la red.

Como vemos, el sector energético es complejo y toda decisión relativa a la energía tiene impacto en la vida colectiva. Por ello, para los poderes públicos resulta difícil retirarse completamente la planificación y regulación eléctrica.

Liberalización de los mercados eléctricos

Una reforma del sector eléctrico muy exitosa fue la de Inglaterra y Gales. Esa reforma siguió el modelo de libro de texto resumido abajo y arrojó mejoras significativas en muchas dimensiones. El caso argentino durante los años 90 también es encomiable. Ese modelo ideal para restructurar el sector involucra varios componentes claves (ver Joskow (2008)):

  1. La privatización de los monopolios de electricidad estatales buscando crear restricciones presupuestarias duras e incentivos de alta potencia para mejorar el rendimiento productivo.
  2. La separación vertical entre los segmentos potencialmente competitivos (como la generación y la venta minorista) y los segmentos que continúan necesitando mayor regulación (como la distribución y la transmisión)
  3. La reestructuración horizontal del segmento de generación para promover la aparición de un número adecuado de generadores que mitigue el poder de mercado y asegure mercados mayoristas razonablemente competitivos.
  4. La integración horizontal de las instalaciones de transmisión y de las operaciones de red para demarcar el espacio geográfico de los mercados mayoristas, y la designación de un único operador para manejar el funcionamiento de la red.
  5. La aplicación de reglas regulatorias e instituciones adecuadas para promover el acceso eficiente de vendedores y compradores mayoristas a la red de transmisión para facilitar la producción y el intercambio eficientes.
  6. La creación de agencias regulatorias competentes e independientes.

La principal conclusión que se obtiene de la literatura que revisa las experiencias de las reformas del sector eléctrico llevadas a cabo entre los años 80 y los 2000 es que las mismas tienen importantes beneficios potenciales, aunque también grandes riesgos en caso de que sean implementadas de forma incompleta o deficientemente. Cuando los programas de reestructuración e incremento de la competencia en los mercados eléctricos se diseñan y se implementan bien, es de esperar que el desempeño del sector eléctrico en términos de costos de operación, disponibilidad de generadores, disponibilidad de servicio, inversión, niveles de precios o calidad del servicio mejore con respecto al típico monopolio verticalmente integrado estatal o privado.

Notemos, sin embargo, que esta conclusión no es inconsistente con el hecho de que haya algunos monopolios verticalmente integrados que funcionan bastante bien y que, en estos casos, una reforma integral podría tener solamente un impacto positivo pequeño si se implementara y diseñara correctamente.

Diseñar mercados mayoristas y minoristas eléctricos competitivos es complejo tanto desde el punto de vista técnico como dese el punto de vista político. Basta mencionar la crisis eléctrica de California, los escándalos que involucraron a grandes compañías eléctricas como Enron, o la reversión de las reformas en la Argentina posterior a la crisis de 2002 para dejarlo en claro. Sin embargo, si están bien diseñadas e implementadas, las reformas de estos mercados pueden traer importantes beneficios sociales.

 

Referencias:

D. Biggar and M. R. Mesamzadeh (2014). The Economics of Electricity Markets, Wiley.

J-P. Hansen and J. Percebois (2017). Transition(s) électrique(s): Ce que l’Europe et les marchés n’ont pas su vous dire, Odile Jacob.

P. Joskow (2008): ‘Lessons learned from electricity market liberalization’, The Energy Journal.

Newbery (2006): ‘Electricity liberalization in Britain and the evolution of market design’, in Sioshansi, F. and W. Pfaffenberger (eds.): Electricity Market Reform: An International Perspective, Elsevier.