Siguiendo el modelo del Reino Unido, en 1994 Colombia fue el primer país latinoamericano que descentralizo en gran parte el sector eléctrico. En particular, con la conformación del mercado mayorista se promovió el uso mecanismos de mercado para el despacho eficiente, seguro y confiable de la energía eléctrica en Colombia. En el transcurso de estos 28 años, el sistema ha venido madurando, haciéndose ajustes a un modelo que es difícil de diseñar de forma perfecta pero que, sin lugar a duda, ha traído grandes beneficios al sector eléctrico colombiano.
Uno de estos ajustes se introdujo en el año 2009 (resolución 051) mediante la cual se hizo transición de un despacho centralizado de compromiso individual (self unit commitement) con ofertas simples de energía, a uno de compromiso centralizado (centralized unit commitement) con ofertas complejas de energía y costos de arranque y parada. En una serie de artículos hemos investigado con diferentes coautores las implicaciones económicas de este cambio regulatorio que debió tener un impacto importante en el comportamiento de los generadores de energía que participan en el mercado mayorista.
Álvaro Riascos, Miguel Bernal, Luciano de Castro y Shmuel Oren. 2016. Transition to Centralized Unit Commitment: An Econometric Analysis of Colombia’s Experience. The Energy Journal, Vol. 37, No. 3.
Camelo, Sergio; Papavasiliou, Anthony; de Castro, Luciano; Riascos, Álvaro y Oren, Shmuel, 2018. “A structural model to evaluate the transition from self-commitment to centralized unit commitment,” Energy Economics, Elsevier, vol. 75(C), pages 560-572.
En esencia, la regulación buscaba que los agentes térmicos mitigaran su riesgo de salir despachados sin tener certeza que sus ingresos cubrirían sus costos de arranque y parada. Es así que el cambio regulatorio, al solicitar no solo ofertas de energía a los recursos de generación sino también sus costos de arranque y parada, comenzó a programar el despacho eficiente de tal forma que se garantizara que aquellos generadores térmicos que salen despachados, en efecto pudieran cubrir sus costos fijos. La intuición era que, en la medida que los generadores térmicos no asumieran esos riesgos, podrían hacer ofertas de energía con precios más bajos y de esta forma el precio spot de energía eléctrica podría eventualmente ser menor. Las cosas no salieron exactamente de esa forma: el precio spot aumento, pero la eficiencia social mejoró (i.e., la suma del bienestar del consumidor más el beneficio de los productores). En resumen, la eficiencia social mejoró fundamental por el beneficio que capturaron los productores más que por el potencial beneficio para los consumidores. Así lo reportan las dos investigaciones mencionadas arriba, usando técnicas econométricas y modelos de programación entera mixta, respectivamente.
En este nuevo trabajo, junto con Jorge Balat de la Universidad de Texas en Austin, Juan Esteban Carranza y Juan David Martin del Banco de la República, se encuentran resultados consistentes con los anteriores usando el estado del arte en modelos de organización industrial (i.e., modelos estructurales y dinámicos de competencia imperfecta para el mercado spot de energía eléctrica):
Jorge Balat, Juan Esteban Carranza, Juan David Martin y Alvaro Riascos. 2022. El efecto de cambios en la regulacion del mercado mayorista de electricidad en Colombia en un modelo estructural de subastas complejas. Borradores de Economía, No. 1211. Banco de la República.
La siguiente figura muestra la diferencia porcentual entre el precio de bolsa observado y el que hubiese sido el precio de bolsa si no se hubiera implementado la resolución 051. Esta grafica se corresponde con la figura inicial de esta entrada del Blog. El mensaje principal es que este cambio tuvo un costo para el consumidor. Sin embargo, como lo muestra la siguiente tabla, es interesante que la eficiencia social sí mejoró. Estos dos resultados son robustos a todas las metodologías de los estudios mencionadas anteriormente.
Diferencia porcentual entre el precio de bolsa observado y el que hubiese sido el precio de bolsa si no se hubiera implementado la resolución 051.
La siguiente tabla muestra el costo de producir la energía con el mecanismo actual (current mechanism) y lo que hubiese sido el costo de continuar con el mecanismo anterior (previous dispatch) a la resolución, entre el 1 de agosto de 2011 y el 31 de diciembre de 2012 (cifras en miles de millones de COP). Como puede observarse, los ingresos para las empresas (i.e., aproximadamente el costo para el consumidor) aumentaron en $786.000 millones (un aumento de 6.1%) y el costo de generación disminuyo en $543.000 millones (una disminución del 5.9%). Bajo el supuesto de precio uniforme y demanda inelástica, la maximización del bienestar social es equivalente a la minimización de los costos de producción. Luego, a pesar de que los consumidores terminaron pagando más, el bienestar social mejoró.
La tabla muestra el costo de producir la energía con el mecanismo actual (current mechanism) y lo que hubiese sido el costo de continuar con el mecanismo anterior (previous dispatch) a la resolución, entre el 1 de agosto de 2011 y el 31 de diciembre de 2012 (cifras en miles de millones de COP).
El artículo de Balat. et.al (2022) tiene muchas más contribuciones, algunas de carácter técnico de interés principalmente para los expertos. Por ejemplo, identifica los costos de oportunidad revelados de los recursos térmicos y los compara con los costos marginales de ingeniería que tradicionalmente se reportan en la literatura (en general son mucho más altos y volátiles los costos de oportunidad revelados). Además, estima los costos de oportunidad de las plantas hídricas, recursos que resuelven un problema fundamentalmente dinámico dada su capacidad de almacenamiento y la incertidumbre sobre los aportes hídricos.cos.
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