1. Negocios

Crisis de California
Durante los años 2000 y 2001 el estado de California, EE.UU., vivió una crisis de
desabastecimiento eléctrico muy importante que puso en duda los procesos de
desregulación de los mercados eléctricos en distintos lugares del mundo. La
combinación de fallas en el diseño de los mercados (consumidores finales
aislados de los precios del mercado mayorista y empresas distribuidoras privadas
de firmar contratos de mediano y largo plazo con empresas generadoras) y
algunos elementos exógenos (altos precios del gas natural, incremento
significativo de la demanda y mayores precios de permisos de emisión)
produjeron que los precios en el mercado mayorista hayan subido en forma
explosiva en los meses de la crisis y que las dos mayores empresas de
distribución hayan estado al borde de la quiebra.
Características Generales del Mercado Eléctrico de California
La energía generada anualmente en California ha crecido constantemente en los
últimos años, llegando a 284.132 GWh en el año 2000, de la cual un 58% fue
generada por centrales térmicas (38% mediante gas natural). Las centrales
hidráulicas y las centrales nucleares aportaron cada una un 15%, mientras las
fuentes alternativas aportaron un 1%. El restante 11% fue importado desde
estados vecinos. A su vez, la capacidad instalada para abastecer el estado es
estimada en aproximadamente 54.000 MW y no se han producido variaciones en
este sentido en los últimos años. En la figura 1 se puede apreciar en detalle el
origen de la energía consumida entre los años 1989 y 2000.
Figura 1. Origen energía consumida California años 1989 - 2000 (Fuente: ver pie página)
El aumento del consumo en los últimos años ha sido absorbido en su mayor parte
por generación térmica, se ha producido una baja en las importaciones desde el
año 2000 lo cual fue uno de los tantos motivos que llevaron a la escasez como se
verá más adelante.
La generación térmica más importante es la relacionada con el gas natural, que
representa un 66% de la energía térmica y un 33% del total generado por el
estado. Dentro la generación térmica se encuentran las centrales a carbón, a
petróleo, la generación geotérmica y la energía producida en base a basura
inorgánica. En la figura 2 se pude apreciar los tipos de combustibles y su
contribución al parque de generación térmica.
Figura 2: Origen de la generación térmica en California al año 2000. (Fuente: ver pie página)
Una característica relevante del parque generador de California es la edad de las
máquinas, lo que influye en la frecuencia de la mantención de estas y sus
respectivas salidas de servicio, lo que conlleva a una disminución de la oferta
energética y a un eventual aumento del precio de esta.. Del total del parque
generador, un 67% de las plantas tienen más de 20 años de operación, es más, un
47% del total del parque generador tiene más de 40 años de servicio. Esto es
relevante porque durante el período del 2º semestre del 2000 y 1er semestre del
2001 aproximadamente 10.000 MW de potencia de la capacidad instalada en el
estado, fueron continuamente mantenidos fuera de servicio por razones de
mantenimiento o por reabastecimiento de combustible en el caso de las centrales
nucleares.
La propiedad del parque generador es desconcentrada, existiendo más de 200
participantes de los cuales ninguno supera el 10% de la capacidad del sistema.
Históricamente las grandes compañías eléctricas de California dominaban el
parque generador pero debido a las reformas, estas empresas realizaron venta de
activos durante el primer semestre de 1998 que dejaron las plantas térmicas de
California de manera más o menos igualitaria entre nueve generadoras, pero, a
pesar de esto, el tema del poder de mercado también surgió con mucha fuerza
durante la crisis, como se verá más adelante.
La distribución está concentrada en las tres grandes empresas del estado, Pacific
Gas & Electric Company (PG&E), Southern California Edison Company (SCE)
y San Diego Gas & Electric Company (SDG&E), que abastecen el 75% de la
energía consumida en el estado.
Estructura del Mercado eléctrico de California
A comienzos de 1993, la Comisión de Servicios de Utilidad Pública de California
(California PUC) comenzó a estudiar la desregulación del sector eléctrico del
estado con el objeto de reemplazar parte del esquema de monopolios (privados)
regulados con la implementación de distintos mercados eléctricos. Esta iniciativa
fue principalmente el resultado de la presión de grupos de consumidores
industriales por reducir los precios de la energía eléctrica que en ese entonces se
encontraban entre los más altos del país. Estos altos precios han sido atribuidos a
la instalación de costosas plantas nucleares, exceso de capacidad instalada,
contratos de largo plazo firmados con productores de energía independientes
exigidos por los mismos reguladores del estado bajo el Public Utility Regulatory
Policy Act of 1978 (PURPA) , y una regulación ineficiente que no fue capaz de
traspasar los menores costos a los consumidores.
Guiados en cierta forma por la experiencia en Inglaterra y Gales, los mercados en
California comenzaron a operar en abril de 1998 después de 4 años de debate
legislativo y administrativo. En medio de un proceso altamente politizado, el
modelo californiano terminó siendo para muchos el más complicado de los
mercados eléctricos jamás implementado, con elementos que nunca antes habían
sido utilizados en la práctica. [2]
La reestructuración del mercado californiano comenzó por disolver la integración
vertical entre generación, transmisión y distribución de las tres mayores empresas
eléctricas del estado que hasta entonces funcionaban como monopolios
integrados regulados, las antes mencionadas Pacific Gas & Electric Company
(PG&E) en la parte norte de California, Southern California Edison Company
(SCE) en el área de Los Angeles y San Diego Gas & Electric Company
(SDG&E) en la parte sur del estado. Estas empresas, como se dijo, retuvieron la
distribución y una porción muy menor de la generación.
Luego se procedió a liberar el mercado mayorista. Para su funcionamiento se
crearon dos figuras: un operador del sistema (ISO: independent system operator)
que es el responsable de la seguridad del sistema, para lo cual debe operar las
líneas de transmisión (y asegurar el libre acceso a los participantes a las líneas de
transmisión) y asegurar la estabilidad del sistema, además debe manejar un
mercado spot para balancear el sistema en tiempo real y manejar un
mercado de servicios auxiliares; y una bolsa de energía (PX: power exchange) a
cargo de operar las ofertas diarias y horarias de compradores y vendedores de
energía con un día y hora de anticipación, respectivamente. Además existe un
tercer tipo de institución, los Scheduling Coordinators (SC), los que pueden
mantener un portfolio de contratos con consumidores y generadores, al igual que
comercializadores, pero además deben programar esas cargas y consumos en el
ISO. Para efectos de programación de cargas en el ISO, el PX es un SC más.
La operación del mercado se basa en que el PX realiza sus subastas y genera un
programa de operación con precios uniformes para cada hora del día, el que es
enviado al ISO. Este debe ver la factibilidad de los programas enviados por el PX
y el resto de los SC, de acuerdo a la disponibilidad de líneas. Si los programas
son factibles, el despacho se realiza de acuerdo a ellos, de lo contrario, que es lo
más común, son devueltos con sugerencias para ser adaptados. Finalmente, el
ISO adapta los programas de acuerdo a la disponibilidad de líneas y a ofertas de
ajuste entregadas por cada oferente, que indican su disponibilidad a pagar por el
uso de líneas congestionadas. El despacho es realizado de acuerdo a ese
programa ajustado.
Los consumidores no pueden realizar ofertas directamente en el mercado spot,
sino que lo hacen pasivamente, incrementando o disminuyendo su consumo. Los
generadores pueden participar de tres formas, enviando ofertas de
abastecimiento, generando más o menos de lo que tenían programado o bien a
través de ofertas para proveer servicios auxiliares. El mercado de servicios
auxiliares es manejado en forma independiente al de energía, lo que representa
una particularidad del diseño californiano. Finalmente, en California se optó por
realizar un manejo zonal de la congestión, dividiéndose el estado en 24 zonas,
dos de las cuales abarcan la mayoría del territorio.
Crisis Eléctrica de California
La crisis de California se explica por una combinación de factores
circunstanciales que hicieron subir los precios mayoristas más de lo pronosticado
por las autoridades, y por una serie de medidas regulatorias desafortunadas que
no permitieron al mercado adaptarse a las nuevas circunstancias. Dentro de los
factores que hicieron subir el precio de la energía destacan: [4]
- Incremento importante en la demanda (12,7 % en junio 2000), debido a un
verano extremadamente caluroso.
- Incremento inesperado del precio del gas natural (más de 10 veces entre 1999 y
diciembre de 2000).
- Mayores precios de permisos de emisión Nox (leyes ambientales duras).
- Reducción considerable de las importaciones de energía debido al bajo nivel de
las reservas hidroeléctricas en el noreste del país.
- Las inversiones en generación se paralizaron en el estado debido al largo e
incierto proceso de aprobación de la nueva estructura regulatoria.
- Ejercicio de poder de mercado por parte de algunos generadores.
Los factores mencionados fueron responsables de buena parte del aumento en los
precios mayoristas, sin embargo, todo ello no explica el hecho de que en un
mercado supuestamente desregulado se produzcan cortes de energía. Aquí entra
en juego una combinación de fallas en el diseño del mercado eléctrico de
California y especialmente dos medidas transitorias, diseñadas para recompensar
a las distribuidoras: [3]
- Empresas distribuidoras privadas de firmar contratos de mediano y largo plazo
con empresas generadoras.
- Consumidores finales aislados de los precios del mercado mayorista.
A continuación se detalla en forma más explícita lo acontecido en California y
que llevó a este estado a una crisis que sirve hoy por hoy como ejemplo para
países como Chile en busca de un mercado eléctrico más dinámico y eficiente,
basado en una economía desregulada.
Durante los primeros meses de funcionamiento los precios promedios en el
mercado mayorista cayeron a 3 ¢/kWh, resultando en un ahorro de más de 50%
con respecto a los costos de generación antes de la reestructuración, en parte
debido a un exceso de capacidad de más de 30%. Aún con estos bajos precios, ya
se habían comenzado a percibir importantes problemas de poder de mercado en
estos primeros meses de funcionamiento, los cuales se acentuaron en los últimos
meses. A partir de mayo del 2000, los precios en el mercado PX comenzaron a
subir en forma muy importante para terminar en alzas de más de un orden de
magnitud. De hecho, los precios horarios observados durante diciembre de 2000
variaron entre 13,2 y 150 ¢/kWh y en enero de 2001 el precio horario alcanzó
250 ¢/kWh.
Las empresas distribuidoras obligadas a comprar al precio PX y vender a precio
regulado lograron recuperar sólo parte de sus costos hundidos, pero a partir de
mayo del 2000 comenzaron a sufrir grandes pérdidas sin la posibilidad de
traspasar los altos precios del mercado PX a sus consumidores, para terminar al
borde de la quiebra. La excepción fue San Diego Gas & Electric quien después
de recuperar sus costos hundidos, liberó los precios finales con lo cual todos los
consumidores que no habían firmado contratos de largo plazo con la distribuidora
o otras comercializadoras vieron su cuenta mensual multiplicarse varias veces.
En la figura 3 se aprecia la evolución de los precios promedio en el mercado
mayorista PX desde abril de 1998 hasta enero de 2001.
Figura 3: Evolución de los precios promedio en el mercado mayorista PX. (Fuente: ver pie página)
La abrupta alza de precio y cortes de suministro ocurridos se deben a una
combinación entre ejercicio de poder de mercado, factores exógenos y, por sobre
todo, mal diseño regulatorio. Entre los factores exógenos más importantes se
encuentran la subida del precio de gas natural que alimenta a varias plantas
generadoras al final del verano del 2000, la subida del precio de los permisos
transables de emisión de NOx que generadoras deben comprar para cubrir sus
emisiones al final del verano del 2000, y un fuerte aumento de la demanda por
energía eléctrica producto de la importante expansión económica de los EE.UU.
en la última década.
Las principales fallas de diseño, por otro lado, fueron prohibir a las empresas
distribuidoras cubrir el riesgo asociados al mercado PX con contratos de mediano
y largo plazo y aislar completamente a los consumidores finales de las
fluctuaciones de costo de generación reflejadas en los precios del mercado PX.
Al aislar a los consumidores finales de estos precios, la curva de demanda de las
distribuidoras es virtualmente inelástica con lo cual se acentúan aún más los
problemas referentes al poder de mercado ejercido por algunas empresas.
En consecuencia, en California, los precios fijos fueron la causa principal del
colapso del sistema. Influyeron en el aumento del consumo (en vez de que haya
disminuido), llevaron a las empresas distribuidoras a serias crisis financieras y
colaboraron en profundizar el problema de poder de mercado.
Por otra parte, en California, la existencia de múltiples agencias, tanto estatales
como federales, no fue suficiente para que se tomaran las medidas necesarias
para normalizar el mercado: subir los precios minoristas, permitir a las
distribuidoras firmar contratos y monitorear debidamente el mercado. La
existencia de tantas agencias significó que la responsabilidad se diluyó en todas
ellas, siendo su actuación lenta y poco efectiva, demorándose más de seis meses
en tomar medidas para superar la situación