Problemas e imperfecciones de los mercados eléctricos

10 _{En el entorno regulatorio se suele considerar la expresión de “seguridad de la oferta” que engloba a su vez varios}

conceptos. Un término más preciso es el de confiabilidad, el cual es definido por la North American Electricity Reliability Council como “…el grado en el que el desempeño de los elementos del sistema eléctrico resulta en un nivel

de potencia despachada a los consumidores que posee un estándar aceptable y responde a la cantidad deseada.”

(Pérez-Arriaga 2007).

11 _{Adicionalmente se pueden distinguir otras dimensiones de la confiabilidad: la firmeza, que depende parcialmente de}

la planificación de la operación de la capacidad instalada (mantenimiento, manejo de los recursos hídricos, etc.); y la política energética estratégica, que tiene que ver con la disponibilidad de largo plazo de los recursos energéticos y la infraestructura (Pérez-Arriaga 2007).

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Un bien público es aquel que no es exclusivo y no es rival, es decir no es posible que los consumidores sean excluidos de su consumo y, a su vez, su consumo no reduce la cantidad de bien disponible por otros consumidores (Mas-Colell et al. 1995).

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Los mercados eléctricos enfrentan problemas de inversión en generación que se refleja en la reducida capacidad disponible para enfrentar eventos adversos que pueden generar cortes en el suministro eléctrico y, en el extremo, colapso del sistema. La reducida capacidad de generación viene a ser un problema de confiabilidad en los sistemas eléctricos. La subinversión en capacidad es uno de los principales problemas que enfrentan los mercados desregulados en Estados Unidos (Joskow 2007), Europa (Newbery 2005) y en los países latinoamericanos, como ha venido siendo nuestro caso en la última década.

Los mercados eléctricos presentan una serie de imperfecciones. La demanda

eléctrica tiene una serie de fallas (Stoft 2002). Muchos consumidores enfrentan

problemas de tarificación y medición en tiempo real, lo que impide que las señales de precios del mercado mayorista se trasladen completamente a los consumidores (minorista). Sólo una pequeña fracción de los consumidores reacciona a los precios en tiempo real en épocas de escasez, lo que significa que la demanda de corto plazo es

inelástica, y esto genera excesos de demanda en situaciones de escasez.13

Existen restricciones para direccionar el flujo de energía a un consumidor particular. En efecto, no se puede controlar los flujos de potencia en tiempo real a consumidores específicos, y el control de los flujos es limitado y difícil de aplicarse en los sistemas de distribución (Joskow y Tirole 2006). Existen restricciones para cortar a consumidores individuales en el corto plazo, y el corte se puede realizar en áreas con una gran cantidad de usuarios (Joskow 2007). Debido a esto, los consumidores no tendrán incentivos a reaccionar ante incrementos en los precios ni a revelar el verdadero valor de la

confiabilidad (Cramton y Ockenfels 2012).14

Así también la demanda es incierta y es esta incertidumbre de la demanda la que

genera riesgos a los inversionistas. Un porcentaje importante de los ingresos

requeridos para cubrir los costos de inversión se generan en pequeños intervalos de

13 _{Asimismo, la energía es difícil de ser almacenada a bajo costo, lo que genera inelasticidad de la oferta en momentos}

de escasez. Sin embargo, se debe considerar que hay avances importantes: bombas de almacenamiento y el carro eléctrico en el futuro que permitiría mayor elasticidad por parte de los recursos de oferta (Cramton y Ockenfels 2012).

14 _{Estos problemas serían menores si se introducen medidores y redes inteligentes en los sistemas eléctricos (Cramton y}

Ockenfels 2012).

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tiempo (horas al año), donde se producen picos de precios. Hay una gran volatilidad en la frecuencia, dimensión y duración de dichos intervalos, que no aparecen de manera uniforme en el año y entre años (Cramton y Stoft 2006), lo que no permite a los generadores una previsión adecuada de sus ingresos (Stoft 2002).

Asimismo, se presentan ciclos de inversión. En periodos de escasez se incentivará la entrada de nueva capacidad, es decir cuando la capacidad disponible del sistema es cercana a la máxima demanda. El ingreso de nueva capacidad puede tener un rezago importante respecto a las necesidades del sistema ya que se requiere de ciertos periodos para su puesta comercial. Por ello, la inversión en generación puede no reaccionar con la suficiente rapidez para evitar periodos de déficit. Esto genera ciclos de la inversión, periodos de sobre inversión en capacidad producto de altos precios de energía, seguidos de periodos de sub inversión (De Vries 2007).

Los mercados de sólo energía requieren periodos de escasez para compensar la nueva capacidad. Sin embargo, los precios pueden no ser eficientes en dichos periodos

debido al ejercicio de poder de mercado. En periodos de estrés del sistema no hay

fuentes suficientes para atender la demanda de capacidad. Los generadores tendrán incentivos a incrementar el precio por encima de niveles competitivos generando situaciones artificiales de escasez (retención de capacidad). Por ello, es difícil distinguir un incremento de precios asociado a una estructura competitiva en situaciones de escasez que el derivado del ejercicio de poder de mercado (Stoft 2002). En este contexto, los precios elevados no necesariamente serán una señal de que el sistema requiere de mayor capacidad.

Otra de las fallas ocurre en épocas de estrés del sistema, donde se pueden presentar problemas de ejercicio de poder de mercado. Por ello, los reguladores y las autoridades de competencia tienden a establecer medidas de mitigación como precios tope y obligaciones de capacidad. Sin embargo, dichas medidas podrían reducir los precios del mercado por debajo de del nivel competitivo en épocas de escasez (Cramton y Ockenfels 2012). En ese sentido, podría estar afectando el pago de las inversiones de las unidades

de punta.15

15 _{Las unidades de punta son las centrales de generación que se utilizan para atender mayores demandas.}

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Los problemas e imperfecciones señalados ocasionan que no se den los incentivos suficientes para atraer inversión en generación. En varios sistemas eléctricos se observa

que dicho problema está asociado al missing money (Cramton y Stoft 2006, Joskow

2007). En los mercados de energía los costos de la nueva capacidad no se compensarán totalmente con la operación normal requiriéndose de ingresos adicionales o cuasi rentas que se generan en pocas horas, cuando la capacidad es utilizada completamente. Por ello, si los precios no se incrementan de manera suficiente o con la frecuencia adecuada los ingresos que perciban los generadores no serán suficientes para cubrir los costos de la capacidad adicional, y la combinación óptima de tecnologías implícita, produciéndose

el problema del missing money. Los precios podrían no subir lo suficiente por la

existencia precios tope y la intervención de los operadores que utilizan mecanismos fuera

de mercado (Joskow 2007),16 _{no generándose ingresos suficientes para pagar todos los}

costos de la nueva capacidad.17

En resumen, los mercados de sólo energía presentan una serie de imperfecciones: fallas de la demanda, incertidumbre, aversión al riesgo, fallas de coordinación en las inversiones, ejercicio de poder de mercado, e intervención por parte de operadores y gobiernos. Dichas imperfecciones desincentivan las inversiones y el ingreso de nueva capacidad al sistema.

En los mercados teóricos de sólo energía se requieren picos de precios para cubrir la nueva capacidad, obteniendo eficiencia en la operación en el corto plazo y en el largo plazo. Sin embargo, en un mercado imperfecto se generarían precios ineficientes. Para compensar los costos de la nueva capacidad se requieren de incrementos abruptos del precio de la energía, siendo muy difícil distinguir el incremento de precios asociado a las rentas de escasez requeridas y el incremento de precios producto del ejercicio de poder de mercado de los generadores incumbentes.

16 _{En los sistemas eléctricos de EE.UU. los precios de mercado en horas de escasez mayormente están por debajo del}

precio tope determinado (Joskow 2007). Asimismo, el uso de precios tope uniformes podría permitir precios por encima del nivel competitivo (Joskow y Tirole 2007). Las medidas que toman los operadores para mantener la confiabilidad del sistema sería uno de los principales factores que explican la poca realización de los precios de escasez en los mercados de EE.UU. (Joskow 2008).

17 _{En el caso del sistema de New England se calculaba que el problema de missing money era de US$ 2 mil millones}

anuales (Cramton y Stoft 2006).

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En los mercados de sólo energía si el sistema cuenta con capacidad suficiente y con un margen de reserva adecuado, los precios no compensarán e incentivarán un nivel de capacidad adecuado ya que no se generarán rentas de escasez. Para tener precios de la energía que compensen a la capacidad adecuada se requiere introducir mecanismos adicionales (Cramton y Ockenfels 2012).

Se suelen considerar mecanismos de capacidad para incentivar la entrada de generación y obtener un sistema confiable. Dichos mecanismos permiten determinar de manera administrativa el nivel de capacidad que ofrece confiabilidad al sistema, reduciendo el poder de mercado y el riesgo de las inversiones como se detalla a continuación.