Notas sobre el proyecto de ley de licitaciones de distribuidoras

EL 14 DE AGOSTO el gobierno envió un proyecto de ley al Congreso para modificar la Ley Eléctrica y, en sus palabras, perfeccionar las licitaciones a las que periódicamente debe llamar una distribuidora para contratar energía y potencia para sus clientes que pagan las tarifas reguladas. El diagnóstico del Gobierno es que las nuevas atribuciones que le dará esta nueva ley destrabarán las inversiones en generación porque podrá corregir los defectos que su juicio han hecho poco atractivos los contratos licitados, dándole confianza a los inversionistas. Al mismo tiempo, el Gobierno afirma que la nueva ley obligará a los generadores a competir más intensamente y hará caer el precio de la energía.

En esta Breve argumentamos que el proyecto libera a las distribuidoras de la responsabilidad de asegurar el suministro de clientes que pagan la tarifa regulada, le permite al regulador asignar cuotas discrecionalmente entre tecnologías de generación y por último, modifica la gestión comercial de un generador, ya que se le asigna administrativamente una parte del suministro regulado que no pueda ser contratado en las licitaciones. Al mismo tiempo, y de manera un tanto paradojal, el proyecto contiene un error técnico, tal que si el precio de nudo reflejara los costos reales de energía, a los generadores les convendría vender sin contrato y, al hacerlo, obtendrían una renta económica por encima de su costo medio de largo plazo incluso en un sistema adaptado a la demanda.

¿En qué consiste la nueva ley? Una de sus características es que le traspasa la responsabilidad de licitar al gobierno. Cada año la CNE decidirá cuánta energía licitar y en qué plazos. Lo habitual será adjudicar el contrato a quién ofrezca la menor tarifa. Sin embargo, la CNE podrá fijar un precio máximo y mantenerlo en secreto hasta después de abierto los sobres. En principio, este valor reflejará costos eficientes.

Ahora bien, una licitación podría quedar parcial o totalmente desierta; o bien la CNE podría anticipar crecimientos inesperados de demanda en el corto plazo. Como sea, la ley le permitirá llamar a una licitación para solicitar contratos de un año o menos. En este caso, el valor máximo de las ofertas no podrá ser inferior al precio medio de mercado, establecido en el informe técnico definitivo del precio de nudo de corto plazo vigente al momento de la convocatoria, incrementado en un 30%.

Por último, la nueva ley regula el precio que recibirán los generadores cuando una distribuidora no tenga energía contratada suficiente para abastecer a sus clientes regulados. En ese caso, las centrales despachadas deberán abastecer a la distribuidora a prorrata de sus inyecciones horarias. Al generador se le pagará el valor máximo entre el precio de nudo de la energía de corto plazo y el costo variable de su central.

Quizás uno de los aspectos más notorios del proyecto de ley es la regla para pagar por la energía que los generadores estarán obligados a venderle a distribuidoras sin contrato. Como se dijo, al generador se le pagará el valor máximo entre el precio de nudo de la energía de corto plazo y el costo variable de su central. Esto es un error técnico porque las ventas sin contrato son más atractivas que las ventas contratadas.

Para entender el error técnico nótese que, correctamente calculado, el precio de nudo de la energía es igual al promedio o valor esperado de los costos marginales de energía (o precios spot). En Chile este precio lo calcula la CNE en abril y octubre de cada año proyectando la operación del sistema por los próximos 10 años y promediando los costos marginales durante los primeros cuatro (el procedimiento completo se describe en el apéndice al final de esta Breve).

La relación entre el precio de nudo y los precios que deberían ofertarse en una licitación es cercana: en una licitación competitiva los generadores deberían ofertar un precio de la energía igual al costo marginal esperado —el precio de nudo correcto. La razón es que el costo de oportunidad de un contrato es igual a comprar o vender hora a hora la energía contratada a precio spot. Por eso, si esa energía se vende a toda hora al costo marginal esperado, se recupera exactamente el costo de oportunidad. Puesto de otra forma, un generador contratado “gana” durante aquellas horas en que el precio de nudo es mayor que el precio spot (típicamente las horas fuera de punta) y “pierde” durante aquellas horas en que el precio de nudo es menor que el precio spot (típicamente las horas punta), pero en promedio recupera el costo de oportunidad si cobra el precio de nudo correcto a toda hora.

Ahora bien, la regla de la CNE permite cobrar el máximo entre el precio de nudo y el costo marginal de la central a los usuarios que pagan el precio regulado. Eso implica que parte de la energía se venderá a precio de nudo y parte a precios mayores que el precio de nudo. Se sigue de inmediato que si la CNE fija el precio de nudo correcto, los ingresos de los generadores sin contrato son mayores que los ingresos contratándose a precio de nudo. Y como el precio de nudo es el costo de oportunidad de un contrato, también se sigue que vendiendo sin contrato los generadores obtienen una renta económica. En realidad, se puede demostrar que esta renta económica la obtienen incluso en un sistema adaptado a la demanda y con incertidumbre hidrológica ¹.

El error técnico que contiene el proyecto de ley crea una paradoja. De un lado, la regla para remunerar las ventas de energía sin contrato le otorga una renta económica a los generadores cuando el regulador fija el precio de nudo correcto, incluso en un sistema adaptado a la demanda. Del otro lado, sin embargo, el proyecto de ley también podría estimular a los generadores a contratarse a pesar de que el precio máximo oculto de la licitación sea muy bajo y por debajo de los costos medios de largo plazo. ¿Cómo es posible?

Si los generadores estiman probable que el regulador fije el precio de nudo sistemáticamente por debajo del precio correcto y suficientemente cercano al costo variable del generador, el atractivo relativo del contrato licitado aumenta. Por eso, una vez que vender sin contrato es menos atractivo, los generadores podrían preferir contratarse aun si el precio máximo es bajo. Más aun, en esas condiciones, se puede demostrar que si el precio de nudo es suficientemente cercano al costo variable del generador, el generador pierde parte de la cuasirenta necesaria para pagar su inversión —el precio medio que recibe es menor que su costo medio de largo plazo.

Por supuesto, en el corto plazo es posible que se consiga disminuir los precios licitados, pero a costa de aumentar el riesgo regulatorio percibido por los nuevos entrantes. La magnitud del riesgo regulatorio al cual queda expuesto un generador es incierta, pero en cualquier caso cae a medida que la tecnología de generación se acerca a la turbina diésel, porque las centrales con costos de operación altos y mayores que el precio de nudo recibirán su costo de operación. Si el regulador fija el precio correcto de la potencia, un generador diésel debería recibir sus costos, porque su mínimo ingreso no contratado es igual a su costo variable de operación. Como sea, es difícil expropiarle su inversión a un generador diésel, porque estas turbinas se desmontan fácilmente y se trasladan.

La nueva ley afirma que la CNE licitará para lograr objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación. Los objetivos de competencia y diversificación son nuevos y un tanto desafortunado, porque confunden fines (eficiencia económica y seguridad) y medios (competencia y diversificación).

En efecto, la competencia intensa es un medio para estimular la eficiencia productiva (producir cada cantidad a mínimo costo) y asignativa (producir hasta que el valor de la unidad marginal sea igual al costo marginal de largo plazo). La finalidad de licitar es intensificar la competencia entre un número limitado de oferentes. Tal vez la autoridad piensa, equivocadamente, que al aumentar el número de firmas necesariamente intensifica la competencia. De manera similar, la diversificación es un medio para aumentar la seguridad y no un fin en sí.

Como sea, seguramente la finalidad es promocionar a la ERNC intermitente mediante licitaciones ad hoc – el mismo Gobierno lo ha señalado públicamente. Como es sabido, existe una ley que obliga a generar una parte de la energía con ERNC, llegando al 20% al año 2025, pero a muchos inversionistas de ERNC, principalmente eólicos y solares, les ha costado ingresar al sistema. Esto ha ocurrido porque los generadores que tienen los contratos de suministro, y que según la ley 20.257 de 2008 son responsables de cumplir con la cuota de ERNC, han privilegiado las fuentes eficientes de ERNC, la biomasa y las pequeñas centrales hidroeléctricas. Es decir, en este caso la regulación ha actuado correctamente, porque fijó una cuota de ERNC pero dio libertad para cumplirla a mínimo costo. Por el contrario, la reserva de bloques especiales de energía en un subconjunto de las horas del día, le permitirá a las centrales eólicas y solares participar sin enfrentar competencia de las tecnologías con altos factores de planta y menores costos, ya sea convencionales o ERNC eficiente, las que son más eficientes en la medida que pueden generar durante buena parte del día.

Más aun, la obligación de contratar directamente energía en las condiciones impuestas por el regulador, seguramente les permitirá a los generadores solares y eólicos traspasarles al resto del sistema las externalidades de operación que causa su intermitencia, entre ellas el hecho que por muchas horas un generador eólico o solar genera poco o nada y necesita respaldo térmico.

La ley actual obliga a las distribuidoras a contratar energía suficiente para suministrar los consumos regulados de los siguientes tres años. El proyecto de ley libera a las distribuidoras de la responsabilidad de contratar y se la traspasa a la CNE, quien será la gestora de las licitaciones, esto es, encargada de diseñar las bases de licitación y los contratos de suministro, de fijar un precio máximo oculto, y de asignar los contratos a los ganadores de las licitaciones. Sólo la gestión administrativa de las licitaciones, las proyecciones del consumo y los gastos serán obligación de las distribuidoras.

Traspasarle la responsabilidad de contratar energía al Estado es inconveniente porque los reguladores no arriesgan su patrimonio cuando cometen errores ni se benefician con el fruto de sus aciertos. Peor aun, el Estado puede traspasarle el costo de sus errores a los consumidores mediante cambios de reglas o recurrir al tesoro público a costa de los contribuyentes. En estas condiciones el riesgo moral es mayor y más probable.

Por el contrario, cuando el futuro es incierto es conveniente asignar los riesgos residuales sin ambigüedad: el que se equivoca, pierde; el que acierta gana. Así, la ley debería modificarse en la dirección opuesta y traspasarle todos los costos de no contratarse a las distribuidoras. De lo contrario, y si las distribuidoras no asumen responsabilidad, cuesta entender qué justifica que la ley les garantice una tasa de retorno real sobre los activos de 10%, muy superior a la tasa de retorno que se les permite a empresas similares en los Estados Unidos y en Europa.

El proyecto de ley que se discute en el Congreso es importante, porque cambia el rol del Estado en el mercado eléctrico. En efecto, las distribuidoras ya no serán responsables de asegurar contratos suficientes para suministrar a sus clientes que pagan tarifas reguladas; esa responsabilidad se le traslada a la CNE.

Al mismo tiempo, el regulador adquiere medios para obligar a los generadores ya instalados a ofertar por debajo de su costo de oportunidad en las licitaciones, ya que éstos enfrentarán el riesgo de ser obligados a vender un monto de energía que no pudo ser contratada a un precio desconocido y bajo. Y además, adquiere medios para favorecer tecnologías traspasándole los costos directamente a los usuarios que pagan tarifas reguladas, lo que es innecesario, ya que los mismos generadores, dueños de los contratos de suministro, son los indicados para escoger la composición tecnológica más eficiente. De esta forma se elimina la libertad para cumplir con la cuota de ERNC a mínimo costo, un acierto de la primera ley de ERNC (ley 20.257 de 2008).

Así las cosas, es posible que la nueva ley no atraiga inversiones en grandes centrales de base termoeléctricas o hidroeléctricas, que son necesarias para bajar los costos de la electricidad, porque la asignación de energía no contratada, por un monto y precio desconocidos, es un riesgo regulatorio de magnitud desconocida. Al mismo tiempo, es un tanto paradójico que el proyecto de ley contenga un error técnico tal que si un regulador calcula y fija los precios correctos, estimula que los generadores vendan sin contrato y además les permite obtener una renta económica —un beneficio por encima de sus costos medios de largo plazo incluso en un sistema adaptado.

Si este proyecto no es el más indicado para atraer nuevas inversiones en centrales eficientes de base, ¿qué hacer entonces? Para resolver los problemas que nos aquejan hoy conviene retroceder 10 años al gobierno del presidente Lagos. Entonces la situación de abastecimiento era grave por los cortes de gas argentino y se respondió con la ley 20.018 de 2005, más conocida como Ley Corta 2. Esta ley liberalizó los contratos con distribuidoras porque reemplazó el precio de nudo por precios libremente ofertados en licitaciones competitivas y fue tan exitosa que atrajo importantes inversiones en generación eficiente de base.

Más generalmente, la solución de nuestros actuales problemas pasa porque el Estado deje que la inversión en generación se defina por criterios técnicos, dejando libertad para invertir en cualquier tecnología pero exigiendo un determinado nivel de seguridad de suministro y que todo proyecto cumpla con los estándares ambientales que imponen las leyes. La Ley Corta 2 mostró que una vez resuelta la incertidumbre, las inversiones siguen en breve plazo y los contratos inmediatamente reflejan los precios de largo plazo.

De acuerdo con la ley de 1982, el DFL N° 1-1982, y antes de la Ley Corta 2 de 2004, las empresas distribuidoras podían comprar energía y potencia a los generadores a un precio máximo, o precio de nudo de corto plazo, el cual era incluido en las tarifas finales. La Ley Corta 2 reemplazó este valor por el mínimo precio obtenido en las licitaciones de suministro de energía liderados por las empresas distribuidoras, el precio de nudo de largo plazo. De este modo el precio de nudo de corto plazo se mantuvo principalmente para fijar el precio máximo al cual las distribuidoras pueden adjudicar y para valorizar los contratos precios a la ley corta 2.

La CNE calcula los dos componentes del precio de nudo de corto plazo, energía y potencia, en abril y octubre de cada año. El precio de nudo se determina en cuatro etapas. Primero se calculan el precio medio básico de la energía y el precio de nudo de la potencia. Para calcular el precio básico de la energía, la CNE construye un plan de obras con nuevas centrales considerando las centrales en construcción y un plan con centrales ficticias que permiten abastecer el consumo a mínimo costo. Además supone precios de los combustibles y disponibilidad típica de centrales.

El precio de nudo básico de la energía se calcula como un precio equivalente, tal que, si las centrales vendieran toda su energía a ese precio recibirían, en valor presente, exactamente los mismos ingresos, comparado con vender su energía al costo marginal del sistema, definido éste como el costo evitable de la central que puede abastecer la unidad adicional de consumo. Por su parte, el precio de nudo básico de la potencia es igual al costo de instalar una turbina que usa al petróleo diésel. Segundo, estos precios se combinan en un precio monómico equivalente de energía que se compara con el precio pagado por los clientes libres. Tercero, se calcula el precio de nudo monómico. Éste debe caer dentro de una banda centrada en el precio promedio que pagan los clientes libres, el así llamado “precio de mercado”. Por último, el precio de nudo de la energía se obtiene y se incluye en la tarifa que pagarán los usuarios regulados.

El precio que calcula la CNE se compara con el precio medio de mercado para evitar una gran diferencia entre este precio y el precio de nudo. Esta diferencia puede ser grande, por ejemplo, si los supuestos que use la CNE sobre costos o disponibilidad de tecnologías son muy distintos a los que reflejan los contratos vigentes entre generadores y clientes libres.