EVALUACIÓN DE IMPACTO ECONÓMICO

La historia gruesa del funcionamiento del mercado primario de energía es la siguiente: desde 1993 hasta 2001, el mercado de electricidad spot requería que las unidades de generación (plantas) comprometieran, de forma “descentralizada”, su capacidad de generación y una única oferta de precio (puja) de energía hora por hora para cada una de las siguientes 24 horas. Usando estas pujas, el operador del sistema determinaba el despacho de generación de menor costo para satisfacer la demanda y el precio de equilibrio como el precio ofertado de la planta marginal. Este precio de equilibrio se utilizaba para compensar todas las plantas despachadas. Después de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) determinó que, para cada una de las 24 horas, las plantas podían reportar una capacidad de generación distinta pero con un mismo precio de oferta.

Este diseño, sin embargo, no tenía en cuenta los costos de arranque y parada de las centrales térmicas. De acuerdo con la literatura y con la intuición, estas no convexidades en el escenario de subastas hora por hora con un único precio de oferta pueden conducir a ineficiencias productivas. Por un lado, los generadores térmicos se enfrentan al riesgo de incurrir en pérdidas si el precio de equilibrio no es lo suficientemente alto para compensar sus costos de arranque. Por otro lado, apagar centrales térmicas en marcha y arrancar otras de costo marginal más bajo podría resultar en una producción ineficiente al ignorar los costos de arranque.

Teniendo en cuenta estas ineficiencias, la CREG realizó en 2009 un rediseño del mercado spot y del despacho centralizado de energía. Los generadores están ahora obligados a separar sus ofertas en costos variables y cuasi-fijos. De esta forma, presentan pujas por hora para las próximas 24 horas que constan de tres partes (pujas complejas): i) la puja de costo variable (la misma para las próximas 24 horas), ii) nivel de costos de arranque y parada (el mismo para un período de tres meses) y iii) la capacidad máxima disponible (un valor diferente para cada hora). Con esta información el operador del sistema determina el nivel de generación de menor costo para satisfacer la demanda y el precio de equilibrio como el precio ofertado por la planta marginal. Entretanto, las plantas despachadas que no puedan cubrir sus costos fijos al precio de mercado son compensadas con un ingreso adicional al correspondiente por ventas de energía.

La literatura indica que este mecanismo soluciona los problemas de ineficiencia, pero genera problemas de incentivos. En particular, el mecanismo de subasta empleado para solicitar la información de los generadores que determina los precios de equilibrio y el despacho, puede incentivar a los generadores a exagerar sus costos. Aunque este incentivo está presente también en un contexto de compromiso descentralizado, en presencia de pujas complejas la posibilidad de comportamiento estratégico aumenta. Sin embargo, no hay estudios teóricos con resultados claros sobre cuál diseño es mejor, por lo cual el problema se torna de carácter empírico.

Junto con consultores internacionales, los profesores Shmuel Oren de UC Berkeley y Luciano de Castro U. Iowa, Quantil desarrolló un modelo de todo el despacho eléctrico de Colombia que emula el modelo del despacho de XM. Utilizando este modelo se hizo una evaluación de la eficiencia económica del sistema.

Bajo diferentes especificaciones del modelo los resultados muestran que, dados unos niveles de generación de energía, los costos totales de producción de electricidad en Colombia se han reducido desde 2009. Esto sugiere que el cambio en la regulación contribuyó a una mayor eficiencia productiva en el mercado. Más específicamente, las ganancias en eficiencia productiva oscilaron entre el 5% y 11% por año del costo eficiente de generación.

No obstante, en la figura 1 mostramos que los precios simulados, que reflejan qué habría sucedido en caso de no implementarse la resolución, habrían sido más bajos que los observados. En la Figura 1 también se muestra evidencia de que los precios en el mercado spot han aumentado en términos reales.

Figura 1: El eje vertical muestra el precio promedio para cada día de la semana en precios constantes de Diciembre de 2012. La línea verde punteada muestra el promedio desde que entró en vigencia la resolución 51. La línea punteada color magenta muestra el promedio simulado en el escenario contrafactual en ausencia de Resolución. La línea continua azul muestra el promedio observado con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución.

La Figura 2 muestra que los márgenes (ofertas de las plantas menos costos) han aumentado desde 2009, sugiriendo un aumento en el ejercicio de poder de mercado por parte de los generadores. Esta observación es consistente con hallazgos para el Reino Unido e Irlanda; países que han implementado, en algunas fases, un mecanismo de compromiso centralizado similar al de Colombia.

Figura 2: La línea punteada magenta muestra el margen promedio (oferta menos costo en valor constantes de Diciembre de 2012) por hora antes de la resolución 51. La línea verde lo mismo pero después de la Resolución 51.

Por último, la Figura 3 muestra que el precio promedio de contratos bilaterales ha aumentado desde que entró en vigencia la Resolución 51. Es importante resaltar que todos estos cálculos controlan por las características de la demanda y la oferta que fueron cambiando a lo largo del tiempo.

Figura 3: Precios promedio de contratos bilaterales usuarios no regulados (Unr), usuarios regulados (Ur), usuarios intermedios (Inter.) y todos los usuarios (Todos).

Lo anterior sugiere que la mayor parte de las ganancias de la eficiencia han sido apropiadas por los productores de energía en lugar de los consumidores. Por tanto, a pesar de que la eficiencia productiva se ha incrementado, la flexibilidad estratégica adicional de los generadores puede haber reducido el bienestar de los consumidores finales.

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