El cargo de confiabilidad, la parábola de los pandequesos y la Santísima Trinidad

El cargo de confiabilidad, la parábola de los pandequesos y la Santísima Trinidad

Alfredo Trespalacios

Luis Guillermo Vélez Álvarez

I.                   Introducción

La reducción de los aportes hidrológicos, provocada por un fenómeno de “El Niño” particularmente intenso, ha puesto al sector eléctrico en una situación crítica y está poniendo a prueba los mecanismos institucionales y de mercado previstos para afrontar dicha circunstancia. Las decisiones tomadas por el Ministerio de Minas y Energía y por la Comisión de Regulación de Energía y Gas son adecuadas como quiera que buscan aumentar la capacidad de generación, elevar la oferta de gas para reducir la dependencia de los combustibles líquidos y mitigar los impactos financieros del alza del precio de bolsa. Si estas medidas se complementan con la adopción de incentivos económicos a la reducción de la demanda, es bastante probable que el sistema eléctrico supere la crisis sin un racionamiento forzoso.

Aunque las autoridades sectoriales, con el Ministro de Minas y Energía a la cabeza, han actuado oportunamente y han suministrado las explicaciones requeridas, el sector eléctrico se encuentra en el ojo del huracán político y mediático. El traslado parcial de los costos de generación térmica a la demanda ha causado un malestar comprensible entre los consumidores. Adicionalmente, la metáfora desafortunada según la cual el llamado cargo de confiabilidad es la prima de un seguro pagado por la demanda, ha creado el sentimiento – avivado por algunos políticos y periodistas – de que las empresas generadoras le “están poniendo conejo” a los consumidores y, más grave aún, de que se han apropiado indebidamente de unos recursos que debían tener disponibles para afrontar la actual coyuntura. La Superintendencia de Servicios Públicos y la Contraloría General de la República se han dado a la tarea de averiguar dónde están los recursos del cargo por confiabilidad al tiempo que algún dirigente político afirma paladinamente que esos recursos deben ser considerados como aportes de todos los colombianos al capital de las empresas del sector eléctrico.  Como si esto fuera poco, recientemente un comentarista tuvo la ocurrencia de asimilar el cargo de confiabilidad a un impuesto disfrazado.

El propósito de esta nota es demostrar la siguiente proposición: el cargo de confiabilidad no la prima de ningún seguro, es parte de la remuneración de los generadores. Como en buena medida la confusión procede de una metáfora, tal vez no resulte inapropiado tratar de enderezar un poco las cosas empezando con una parábola. Más adelante se hablará de la Santísima Trinidad del sector eléctrico colombiano. Posteriormente se ahonda en el cargo por confiabilidad y luego se dice algo sobre las tribulaciones de los generadores. Finalmente, se presentan algunas recomendaciones.

II.                La parábola de Emiliano productor de pandequesos

El barrio Belén-Sucre, en el extremo occidental de Medellín, alcanzó cierta notoriedad en los años 60 por sus malevos de puñaleta al cinto y por su producción de pandequesos. Producidos en esos gigantescos y semiesféricos hornos de leña, tomada libremente de un bosque que en aquel entonces parecía ilimitado, se vendían en todas la tiendas y escuelas del barrio Belén y en la plaza de mercado de Guayaquil. Con el correr de los años, Sucre, que era un pequeño poblado aislado separado del resto de la Ciudad por extensas mangas y potreros, fue absorbido por el proceso de urbanización. Aquellos malevos que habían sobrevivido a innumerables trances de cuchillo se murieron de viejos y desaparecieron también los productores de pandequesos, salvo uno: Emiliano Arcila.

Emiliano continúa produciendo los que a su juicio son los mejores pandequesos de Medellín. Lo hace con un viejo horno de leña, cuidadosamente preservado de los ataques del tiempo, con un horno de gas y un pequeño horno eléctrico. El horno de leña está encendido todos los días de la semana y su producción abastece con holgura la demanda diaria de las tiendas vecinas. El viernes, para atender la mayor demanda que se presenta ese día, se enciende el horno de gas. Los sábados – en algunas ocasiones, no siempre, dice Emiliano - se presenta otro pequeño aumento en la demanda que obliga a poner en funcionamiento el horno eléctrico. Ese lo prendo sólo esos días, comenta Emiliano, consume mucha electricidad, pero calienta más rápido.  El de gas es menos costoso y de mayor capacidad. Los costos de combustible del horno de leña son casi nulos pues Emiliano continúa agenciándose la leña libremente como lo hacían sus antepasados. ¿Cómo la hace? No lo sé. Este es un secreto bien guardado por Emiliano con tanto celo como su receta del pandequeso.

Aunque tienen distintos costos de producción, los pandequesos se venden naturalmente a un mismo precio que cubre plenamente el costo medio de producción calculado cuidadosamente por Emiliano. Incluye los costos del horno eléctrico, aunque no se encienda durante varias semanas porque a fin de cuentas hay que pagar las cuotas del crédito que financió su adquisición. También hay que saber que el horno de leña debe apagarse durante semanas para limpiarlo y darle mantenimiento o cuando la leña escasea. En esas ocasiones el horno de gas debe funcionar a toda carga para no quedar mal con los clientes. Todas esas consideraciones son tenidas en cuenta por Emiliano a la hora de hacer los cálculos para fijar el precio de sus pandequesos.

Emiliano tuvo dos hijos que durante años fueron sus colaboradores en la panadería. Ya crecidos cada uno quiso tener su propio negocio y Emiliano encontró que lo más fácil era repartir entre los tres los activos de producción. Dejando para sí mismo el horno de leña, entregó el de gas al hijo mayor y el eléctrico al menor. Pero aquí apareció un problema mayor. Como cada negocio tenía sus propios costos, para que todos fuesen rentables, el mismo pandequeso debería tener tres precios en el mercado: uno durante los días en que sólo se produjera con el horno de leña; otro los viernes y las demás ocasiones en que por el mantenimiento del de leña se requiera el horno de gas y otro más cuando los picos de la demanda hicieran necesario prender el horno eléctrico.  Emiliano intuía que eso no era posible. Estaba agobiado y decidió plantearle el problema al pequeño niño Esteban, reputado por sus conocimientos de economía.

Mire pequeño niño -le dijo Emiliano- un pandequeso producido con el horno de leña tiene un costo total de $ 60; con el de gas es de $ 200 y llega a $ 300 cuando se hornean con el eléctrico. Actualmente le pongo un precio de $ 112, que es el promedio de los costos de producción ponderado por la cantidad de pandequesos se produce con cada horno. Con ese precio todo el negocio es viable. Pero ahora como negocios separados ya no lo serán y las pandequeseras de mis hijos tendrán pérdidas.  ¿Qué hago pequeño niño?

-          Pues hombre Emiliano, eso es fácil, hagan lo que dice la teoría económica y fijen el precio al costo marginal que en este caso el del horno eléctrico.

-          ¿Trescientos pesos por un pandequeso? La gente nunca los pagará, ni siquiera doscientos. ¡Preferirían dejar de comer pandequesos! 

-          Entonces los costos de los hornos de gas y electricidad exceden el costo de racionamiento.

-          Yo no sé qué es eso, lo que sí sé es que la gente no paga más de 112 pesos por un pandequeso. Eso es a lo que están habituados. Creo que no se puede desintegrar el negocio.

-          Claro que si se puede. Háganlo y fijen el precio a nivel del costo medio de largo plazo y operen como “pool”.

-          No, no, pequeño niño, barájemela más despacio.  ¿Qué es eso del costo medio de largo plazo?

-          Pues hombre Emiliano, los $ 112 que estás cobrando, que según tus cuentas te permiten cubrir el CAPEX y el OPEX, mejor dicho, todos los costos y obtener una ganancia adecuada.

-          ¿Y qué eso de operar como “pool”?

-          Los días de baja demanda continúen produciendo con el horno de leña y prendan los otros dos sólo los días de alta demanda. Vendan el pandequeso producido en cualquier horno a $ 112 y hagan transferencias del negocio excedentario, el del horno de leña, a los deficitarios, los de gas y electricidad.

-          Explíqueme eso mejor, pequeño niño.

-          Tal como usted me dijo, se producen 10000 pandequesos en la semana: 7000 en el horno de leña, 2000 en el de gas y 1000 en el eléctrico. Vendiéndolos a $ 112, usted Emiliano tendría un ingreso de $ 784.000, pero de acuerdo a sus costos propios de producción el corresponden $ 420.000. La diferencia, $ 364.000, debe transferirla a sus dos hijos para que cubran el déficit en que incurren por vender a un precio inferior a su propio costo: $ 176.000, para el mayor con su horno de gas, y $ 188.000, para el menor con el eléctrico. Todo el cuento se resume en esta tablita:

-          Ya veo por qué a usted le gustan tanto las tablas, niño pequeño. Ahí las cosas se ven más claras. Pero a fin de cuentas es lo mismo que hago en el negocio integrado con la diferencia de que el cargo adicional sobre el costo de producción del horno de leña, en lugar de aplicarlo internamente para cubrir el déficit de los otros dos hornos lo transfiero a mis hijos.

-          Así es Emiliano. En ambos casos se cobra al consumidor final un precio igual al costo medio. Aquí lo importante es garantizar que tus hijos cumplan firmemente su obligación de producir con sus hornos más costosos el día en que la demanda lo requiera. Esto es fundamental la atención confiable de la demanda todos los días.

-          ¡Pues claro que sí!   Son mis hijos y pandequeseros de ley. Confío en ellos.

-          Bueno, Emiliano, entonces adelante.

-          Pero un momento a ver si entendí bien. Tenemos algo que parece un cargo adicional pero no lo es porque es la diferencia entre el costo promedio de largo plazo y el costo de la tecnología más eficiente o menos costosa. Esa diferencia se le traslada a los que tienen costos por encima de costo medio de largo plazo y así tengan negocios rentables y puedan contribuir a la atención confiable de la demanda todos los días.

-          Así es Emiliano, ese es el resumen del cuento. Por esa razón a ese cargo lo llamaremos “Cargo de Confiabilidad”.

La necesidad de tener una capacidad para atender la demanda de punta se presenta en un gran número de actividades cuyos servicios se consumen en forma concomitante con su producción. Los hoteles, restaurantes, empresas de aviación, cines y bares manejan demandas de punta y diseñan sus precios de tal forma que les permitan cubrir una capacidad de producción que la mayor parte del tiempo permanece inutilizada. Los bares y restaurantes tienen sus “horas felices” o sus “días de descuento especiales” y los hoteles tienen precios para las diversas temporadas, más altos para la de mayor demanda. Las empresas de aviación manejan la estacionalidad de su demanda con una discriminación de precios minuciosa hasta el delirio, disfrazando incluso estos descuentos en millas que parecen una moneda alternativa. Ni qué hablar de los cines: descuentos algunos martes y jueves donde la zona VIP se obtiene a precio regular, como si cambiar de estatus social fuera un tema de calendario. También algunas actividades cuya producción es almacenable – como el cemento, los licores y la cerveza – atienden picos de demanda con capacidad de producción que pasa mucho tiempo ociosa. En todos esos casos la estructura de precios se diseña de tal forma que permite cubrir la totalidad de los costos, incluidos los de la capacidad de producción que abastece las demandas de punta y que durante los valles de consumo permanece inutilizada. Todos esos precios incluyen algún cargo por capacidad o por confiabilidad que corresponde con el dinero necesario en las industrias para tener toda la infraestructura en pie para abastecer siempre los deseos del usuario. Todo esto sin que, a nadie, hasta el presente, se le haya ocurrido decir que eso es la prima de un seguro, un impuesto o nada por el estilo.

III.             La Santísima Trinidad del Sector Eléctrico Colombiano

El negocio de Emiliano tiene dos características que lo asemejan mucho al de la electricidad: presencia de picos de demanda y concurrencia de diversas tecnologías para la producción de pandequesos. La similitud sería aún más estrecha si se supone que la gente solo compra pandequesos frescos y calientes, horneados hace menos de una hora.  

La electricidad es en efecto un producto bastante peculiar. Está siendo empleado de forma continua y en todo momento por un gran número de consumidores. No puede ser almacenada y se consume en el instante de ser producida, lo que conocen los ingenieros como tiempo real. Físicamente, la oferta es siempre igual a la demanda o, si se prefiere, la producción es igual al consumo. La demanda, como se sabe por su experiencia cualquier consumidor, varía ampliamente a lo largo del día y se alternan picos y valles de alta y baja demanda. Estas propiedades hacen que el costo marginal varíe de forma rápida y continua. Sí, como es usual en la mayoría de sistemas eléctricos, el despacho de las centrales de generación se programa de forma horaria, la electricidad tiene tantos costos marginales como horas tiene el año: 8760 y un poco más en años bisiestos.

La gráfica 1 presenta la demanda de electricidad de un periodo de tiempo cualquiera. Si la electricidad pudiera ser almacenada, el sistema se diseñaría para atender la demanda media. Las plantas operarían de forma continua y el exceso de producción de las horas valle se acumularía para atender la demanda en las horas pico. Pero esto no es aún posible y los sistemas eléctricos deben se diseñados para atender la demanda máxima en tiempo real. Si no hubiera sino una tecnología de producción disponible, digamos hidráulica, y la demanda media fuese de 1000 MW y la máxima de 2000 MW, el costo de producción se duplicaría. 

Gráfica 1

-           

Afortunadamente la energía eléctrica puede producirse con diversas tecnologías que se diferencian unas de otras por los distintos costos fijos y variables de generación. Se plantea entonces el problema de determinar la combinación tecnológica más conveniente – de mínimo costo – para atender la demanda. Este es un problema complejo que depende de circunstancias propias de cada sistema eléctrico (disponibilidad de energías primarias, características de la curva de duración de carga, condiciones geográficas, entre muchas otras cosas). Basta con decir que la base de la demanda se suele abastecer con plantas de bajos costos variables que operan de forma continua durante largos períodos de tiempo para que puedan amortizar sus elevados costos de inversión y los picos con plantas de bajos costos de inversión y altos costos de operación.

Para que el sistema sea viable financieramente las tarifas pagadas por los consumidores deben cubrir los costos plenos de suministro, es decir, los costos de inversión y los variables de operación o el CAPEX y el OPEX, como se estila ahora decir. En los sistemas eléctricos centralizados, que predominaron hasta mediados de los años 90 y aún existen en numerosos países, las tarifas se fijan de tal forma que la tarifa media del sistema cubra la totalidad de los costos requeridos para abastecer la demanda con una mezcla tecnológica determinada. En ese costo pleno y en esa tarifa media está incluido lo que hoy se denomina “cargo de confiabilidad” que permite tener una capacidad de recursos de generación ociosa en épocas de baja demanda para poderlas utilizar en épocas de alta demanda o cuando falle algún otro recurso de generación.

Naturalmente, en la operación corriente del sistema la demanda horaria va abasteciendo empleando primero las plantas de más bajo costo variable y poniendo sucesivamente en operación, a medida que la demanda lo requiere, las más costosas. Este es el llamado despacho meritorio por costos, el principal atributo de los sistemas eléctricos centralizados, predominantes en todos los países del mundo a principios de los años 90 antes de que se iniciara el boom de los sistemas descentralizados y competitivos.

Los ingleses, que lo iniciaron todo y de quienes tomamos los rasgos básicos del mercado eléctrico colombiano, creyeron que ese atributo no se debía perder con el tránsito a un sistema descentralizado. Decidieron por tanto sustituir los costos y las disponibilidades determinadas por el despachador central por precios ofertados y disponibilidades declaradas por los agentes propietarios de las plantas de generación. Nació así el mercado spot o bolsa de energía en el que se realizan 8760 subastas al año para determinar el orden de despacho de cada planta de generación y el precio de la energía para cada una de esas tantas horas. Este precio es el precio ofertado por la última planta requerida para atender la demanda en cada hora; por eso se le denomina precio marginal del sistema.  La gráfica 2 ilustra la formación del precio en una situación usual del sistema, esto es, hidrología generosa y demanda no exagerada.

Por regulación, aunque también lo harían por racionalidad económica, en el mercado spot los agentes ofertan precios en las vecindades de su costo variable. Para los térmicos el costo variable del kilovatio-hora generado depende a grandes rasgos del precio del combustible empleado y de la eficiencia de su máquina. Para los hidráulicos es el costo de oportunidad del agua el caso de que por carecer de ésta en algún momento futuro se vean obligados a generar con plantas térmicas o a comprar generación térmica a un tercero para atender sus obligaciones con la demanda. Así las cosas, de acuerdo con sus expectativas sobre las condiciones hidrológicas futuras, el generador hidráulico ofertará por debajo del costo variable de la térmica menos costosa, cuando quiera generar, y por encima del de la más costosa, cuando quieran embalsar.

Gráfica 2

En condiciones habituales, las plantas menos costosas reciben un ingreso, las rentas infra-marginales, que excede sus costos variables lo que les permite recuperar los costos de capital. ¿Qué ocurre entonces con las plantas más costosas que generan en raras ocasiones? En teoría una planta que generara unas cuantas horas al año podría recuperar sus costos de capital si el precio spot se eleva en la cuantía requerida para que aparecieran las llamadas rentas de escasez.

Gráfica 3

En un célebre artículo, Optimal Spot Pricing: Practice and Theory, publicado en 1982, Caramanis, Bohn y Schweppe suministraron una elegante demostración matemática de que el precio formado en un mercado spot competitivo garantizaba a la vez la eficiencia económica, la suficiencia financiera y la expansión óptima de un sistema eléctrico descentralizado si dicho precio se trasladaba directamente al consumidor final.  Puede ser conveniente resumir la teoría del precio spot.

Si existe un mercado spot eficiente y competitivo donde, sin intervención regulatoria alguna, se forman precios de equilibrio que, en todo momento, aún en las vecindades del racionamiento, reflejan los costos marginales del suministro, incluidas, cuando así lo impone la situación del mercado, las llamadas rentas de escasez, los precios que allí se forman dan el incentivo adecuado para la expansión de la capacidad. Este resultado está sujeto al cumplimiento de dos condiciones: la información perfecta y la elasticidad de la demanda.

En cuanto a la información perfecta y racionalidad económica, los agentes - consumidores y productores-  conocen perfectamente el funcionamiento de ese mercado. En particular, saben que está sometido a grandes oscilaciones razón por la cual, y para mitigar los riesgos inherentes, crean un mercado completo de contratos financieros de largo plazo que evita, a los primeros, la exposición a precios exageradamente elevados y da estabilidad al ingreso de los segundos.

La elasticidad de la demanda significa que los consumidores pueden observar las variaciones del precio de la electricidad en el corto plazo y reaccionar ante ellas, reduciendo naturalmente el consumo ante precios considerados por ellos “altos”. Por tanto, la demanda refleja en todo tiempo la disposición a pagar de los consumidores.

A esta teoría se han opuesto objeciones de “realismo”. Se dice que la demanda es inelástica porque la mayoría de los consumidores no pueden observar las variaciones del precio spot ni reaccionar ante ellas. Cuando el sistema se acerca al máximo de su capacidad, la demanda no se reduce y el operador debe imponer el racionamiento. También se alega que, por la misma inelasticidad de la demanda, la planta marginal se convierte en monopolista y la renta de escasez en renta de monopolio. Estos oferentes, llamados también oferentes pivotales, por su conocimiento del perfil temporal de la demanda, pueden saber con relativa certeza cuándo será necesaria su producción y están seguros de ser despachados aun ofertando precios muy elevados. El operador del sistema debe intervenir poniendo un techo al precio. Se dice, finalmente, que el desarrollo de una contratación de largo plazo completamente libre no es factible por el comportamiento oportunista de los consumidores que buscarían aprovechar los precios de spot cuando están bajos y evitar mediante la contratación los picos del mercado.

Esta interacción en el mercado spot si bien logra abastecer todas las necesidades de electricidad, hace que los flujos de dinero de un lado y otro (compradores y vendedores de energía) tenga una alta volatilidad que se traduce en incertidumbre y en algún contexto se puede describir como riesgo. Cuando se examinan por ejemplo los cambios del dólar es típico encontrar cambios de 2% o 3% en su valor de un mes a otro, mientras que en la electricidad el cambio puede ser del 20% de un día a otro. Sí, en 1/30 de tiempo tiene 10 veces mayor incertidumbre el precio de la energía eléctrica que el del dólar: qué usuario o empresa podría soportar tantas dudas acerca de cuánto valdrá la electricidad en un mes, ¿qué tal en un año? Para reducir estos niveles de incertidumbre, se han creado los contratos de largo plazo.

Los contratos de largo plazo permiten a los consumidores finales comprar su suministro a un precio fijo para un período de tiempo más o menos prolongado, de seis meses a tres años, por ejemplo; quedando así los unos y los otros –usuarios y generadores- protegidos de las variaciones del precio spot, que sólo debe afectar a los intercambios entre generadores si la totalidad de la demanda estaba cubierta con dichos contratos. En Europa existen mercados públicos de contratos de largo plazo y toda clase de acuerdos comerciales para administrar el riesgo del precio spot. En Colombia, las condiciones de precio y cantidad de estos contratos se establecen en negociaciones bilaterales, para los grandes consumidores, o en licitaciones públicas, para la energía destinada a la demanda regulada. 

Es importante insistir en la naturaleza de estos contratos. Se trata de contratos financieros o de cobertura, no de producción o entrega física. La producción horaria de energía está regida por las ofertas de los generadores en el mercado spot. Para cada hora se compara la energía producida por cada generador con la cantidad comprometida en contratos de largo plazo. Algunos serán deficitarios, otros excedentarios. Esas diferencias se transan al precio de bolsa o precio spot del que se ha venido hablando.    

La imposición de un techo al precio de bolsa deja sin ingresos a las plantas que deben atender los picos de la demanda y que usualmente operan durante cortos períodos de tiempo. Ese techo es el llamado costo de racionamiento valor al cual se supone que los consumidores preferían renunciar al suministro si pudieran hacerlo. Si se quiere que esas plantas estén disponibles es necesario remunerarlas de alguna forma. Por ello se fija un piso al precio de bolsa al cual se valoran los kilovatios generados en un período y la suma de dinero resultante se distribuye de acuerdo a ciertas reglas entre todos los generadores para permitirles cubrir total o parcialmente los costos de inversión. Surgió así lo que durante un tiempo se denominó el cargo por capacidad. Así funcionaron las cosas en Colombia entre 1995 y 2006, año en el cual dicho cargo se transformó en el cargo por confiabilidad. Con el cargo por confiabilidad se mantienen el piso y el techo al precio de bolsa con la diferencia de que este último, denominado ahora precio escasez y fijado por el regulador, protege a la demanda no a los generadores.

Es necesario recapitular algunas cosas antes de seguir:

1.      La electricidad debe producirse de forma continua e ininterrumpida porque su demanda es continua e ininterrumpida y la producción no puede almacenarse.

2.      Existen distintas tecnologías de producción que se diferencias por sus costos fijo y variables.

3.      El abastecimiento de la demanda debe hacerse con una mezcla óptima de tecnologías la cual depende de la dotación de energías primarias y del perfil temporal de la demanda.

4.      El abastecimiento de toda la demanda con una misma tecnología puede resultar extremadamente costoso.

5.      La elección de las tecnologías o, mejor aún, de la mezcla óptima – tanto en el largo como en el corto plazo - puede hacerse por mecanismos administrativos, de mercado o una mezcla de ambos.

6.      En los sistemas eléctricos centralizados la elección de tecnologías en el corto plazo – hora a hora – se hace mediante un despacho integrado de mínimo costo empleando sucesivamente las plantas de menor a mayor costo variable. La mezcla óptima de largo plazo se hace mediante un plan de expansión imperativo establecido por una autoridad central.

7.      En los sistemas descentralizados y completamente competitivos como el teorizado por Caramanis y compañía, el precio del mercado spot trasladado directamente al consumidor final es suficiente para garantizar la mezcla tecnológica óptima de corto y largo plazo. Estos son los sistemas llamados de “solo energía” donde no hay ningún piso o techo al precio spot ni cargos de capacidad o confiabilidad ni nada que se les parezca. El Nord Pool es un mercado de este tipo. El precio de los contratos de largo plazo, incorpora tanto los costos de operación como de inversión.

8.      En los sistemas centralizados ese cargo está incluido en costo de referencia que se emplea para fijar las tarifas. Ese referente tarifario puede ser el costo medio de largo plazo o el costo incremental de largo plazo que en todo caso debe permitir cubrir el CAPEX y el OPEX del sistema en su conjunto.

9.      Los cargos de capacidad o de confiabilidad aparecen en los sistemas mixtos, como el colombiano, en los cuales el mercado spot no opera plenamente por la imposición de techos o precios máximos que impiden que las plantas marginales obtengan los precios requeridos para remunerar sus inversiones. Esos cargos entonces compensan a las plantas más costosas por los ingresos que dejan de percibir al techarse el precio de la bolsa.

10.  De lo anterior se deduce, así lo espero, que el cargo de confiabilidad no es ninguna prima de un seguro y mucho menos un impuesto. Es un mecanismo inventado para garantizar la mezcla óptima de tecnologías para abastecer la demanda al menor costo en los sistemas eléctricos mixtos que son la combinación de una regulación imperfecta con un mercado imperfecto, como decía Alfred Kahn.

Aunque los consumidores consumimos solamente electricidad, en un mercado intervenido como el colombiano, las empresas de generación venden tres servicios básicos: energía, cobertura y confiabilidad. Algunas venden un cuarto y hasta un quinto servicio, la regulación primaria de frecuencia y las reconciliaciones, de los que no se hablará aquí para no complicar innecesariamente las cosas y conservar la estética de la metáfora trinitaria. La energía se vende en el mercado spot o bolsa de energía, la cobertura en el mercado de contratos de largo plazo y la confiabilidad en subastas realizadas cada cierto tiempo en función de la necesidad de expansión de la capacidad de generación. Esos tres mercados conforman lo que se ha bautizado como la Santísima Trinidad del sector eléctrico colombiano: Tres mecanismos de remuneración y un solo producto verdadero.

IV.             El misterio del cargo de confiabilidad

Con lo dicho ya debe haberse develado en gran medida el misterio del cargo de confiabilidad. Lo que falta ahora es entender el mecanismo empleado para fijar su valor. Tal vez ayude a ello empezar por su antecesor, el llamado cargo de capacidad, que tenía el mismo propósito: garantizar parcialmente la remuneración de los generadores, en especial, de aquellos que atienden los picos de la demanda. Recapitulemos:

1.      En los sistemas eléctricos centralizados las tarifas deben fijarse de tal forma que la tarifa media del sistema sea igual al costo medio incremental de largo plazo, el cual incluye los costos de inversión y operación de las plantas que atienden los picos de la demanda. El cargo de confiabilidad, de capacidad o como quiera llamársele está escondido como el sombrero de don Eudoro.

2.      En los sistemas eléctricos descentralizados de “todo energía” el precio spot varía sin ningún acotamiento o restricción. Las rentas de escasez permiten la remuneración de las plantas que atienden los picos. En mercados libres se fijan precios de largo plazo que protegen a los consumidores de las oscilaciones del precio de bolsa y dan estabilidad al ingreso de los generadores. No hay cargos de capacidad, confiabilidad o nada parecido.

3.      En los sistemas eléctricos mixtos o intervenidos donde se fija un techo al precio de bolsa debe existir algún tipo de mecanismo que garantice la inversión en plantas de punta y su operación cuando sean requeridas. En algunas partes – como los sistemas PMJ y NYPP[1] – existen mercados de requerimientos de capacidad más o menos intervenidos. Otras modalidades son los pagos por capacidad y el cargo por confiabilidad de los que se hablará a continuación.

Los sistemas de pagos por capacidad se adoptaron en países como Inglaterra, Argentina, España, Chile y Colombia, entre 1996 y 2006. En el caso colombiano, los generadores recibían un pago por MW en función de su disponibilidad. El cargo era fijado por el regulador y las cantidades a remunerar se determinaban anualmente en simulaciones de la operación del sistema en condiciones de hidrología crítica y considerando las disponibilidades históricas de cada planta en dichas condiciones. Estos ingresos se distribuían entre los generadores de acuerdo a su participación en la capacidad requerida para atender con cierta holgura la demanda máxima. El cargo de capacidad unitario era equivalente al costo fijo mensual de la tecnología de generación con menor costo de capital, que entonces correspondía a una turbina a gas de ciclo abierto.  La fuente de recursos para esos pagos era un piso al precio de bolsa que resultaba de distribuir el valor del cargo a pagar por el número de kilovatios generados en el período.

El cargo de confiabilidad es en el fondo la misma cosa que el cargo de capacidad con dos diferencias: la primera puramente formal, la segunda de mayor calado.

1.      Bajo el esquema de cargo por confiabilidad el producto que se remunera es la llamada energía firme (medida en Kwh) no la capacidad disponible (kw) en condiciones de hidrología crítica. Si las cosas se hacen bien, las dos medidas son equivalentes. Bajo el cargo de capacidad, a una planta hidráulica de 500 MW que sólo pueda emplear la mitad de éstos en las peores condiciones hidrológicas se le remuneraban solo 250 MW. La energía generada con esos 250 MW en esas condiciones hidrológicas extremas es la energía firme que le remunera el cargo de confiabilidad.

2.      El segundo cambio es la adopción de un mecanismo de mercado para la determinación del monto del cargo.

La confusión que ha surgido con relación al cargo de confiabilidad proviene la identificación inadecuada del cargo en sí con el mecanismo adoptado para su determinación.  El cargo existe porque hay que remunerar las plantas que atienden los picos de la demanda y deben apagarse en los periodos valle. Expliquemos brevemente el mecanismo.

Con la resolución CREG 071 de 2006, se adoptó en Colombia el mecanismo conocido con el nombre de mercado de contratos de confiabilidad vía opciones financieras. Una opción financiera es un contrato que da al comprador el derecho de vender o comprar un bien o un valor (activo subyacente) a un precio fijado de antemano (precio de ejercicio) durante un período definido de tiempo. Hay opciones de compra (call) y opciones de venta (put). El precio pagado por el contrato se llama prima.

En el cargo por confiabilidad el comprador es el operador del sistema en representación de la demanda, a nombre de la cual éste adquiere una opción de compra sobre una cantidad de energía firme determinada por el regulador. Los vendedores son los generadores que participan en una subasta de asignación[2]. La prima es el precio marginal que iguala la oferta total de los generadores con la demanda fijada por el regulador. Las cantidades asignadas a cada generador son las ofrecidas por cada uno de ellos a un precio igual o inferior al precio marginal. El precio de ejercicio es el llamado precio de escasez fijado también por el regulador[3].

En las opciones financieras la prima se paga en el momento de cierre del contrato. En el caso del sector eléctrico la prima se paga periódicamente y se recauda con la generación real. Para un período dado se conoce el valor total que se debe pagar a los generadores. Ese valor se divide entre el número de kilovatios generados es ese período y arroja el costo unitario del cargo por confiabilidad. Por esa razón, ese costo unitario que se conoce como CEE o CERE, es un piso al precio de bolsa.

La opción se ejerce cuando el precio de la bolsa supera ese precio de escasez. En los días en que esto ocurra en al menos una hora, la energía comprometida se vende al precio de escasez y la excedente al precio de bolsa.  Los generadores que tienen compromisos de energía firme deben estar generando en ese momento o comprar a otros generadores, al precio de bolsa, la cantidad requerida para cumplir su obligación[4]. La demanda final expuesta a la bolsa, que normalmente no excede al 10%, sólo paga el precio de escasez, de tal suerte que los generadores que en cumplimiento de sus obligaciones produzcan a un costo que excede el precio de escasez asumen la pérdida. Si cumplen su obligación comprando a otros generadores, la pérdida será la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez.

En síntesis:

·         El cargo por confiabilidad es la misma cosa que el cargo de capacidad. La diferencia entre uno y otro tiene que ver con la medida de la confiabilidad (energía firme o capacidad disponible en condiciones críticas) y el procedimiento empleado para determinar su magnitud.

·         El cargo por confiabilidad podría considerarse como un pago único al año para cada generador que garantice que su planta está en condiciones adecuadas; pero se decidió que se pagaría cada hora siempre que cuando el precio de bolsa superara el precio de escasez, la planta generaría.

·         Los cargos o pagos por disponibilidad, capacidad o confiabilidad surgen en los sistemas eléctricos competitivos que emplean un mercado spot para organizar el despacho de mínimo costo y que, por consideraciones económicas o políticas, ponen un techo al precio de bolsa que no permite en el largo plazo a todos los actores remunerar sus costos (caso del horno eléctrico de Emiliano que su precio de producción estaba muy por encima del precio de mercado del pandequeso).

·         En los sistemas eléctricos centralizados el cargo de confiabilidad o como quiera llamársele está incluido en el costo de largo plazo al que se debe igualar la tarifa media del sistema para que éste sea financieramente viable. Si este componente no se encuentra, simplemente el sistema colapsará en el largo plazo debido a la no incorporación de nuevas fuentes de generación.

·         En los sistemas eléctricos de “todo energía” el precio de bolsa y el precio de los contratos de largo plazo, que es función de aquel, remuneran los costos plenos de producción.

V.                Las tribulaciones de los generadores

El régimen hidrológico colombiano es bimodal. El primer período de lluvias se presenta en abril y mayo y el segundo en septiembre, octubre, noviembre. Los demás meses son de verano. En las estaciones de húmedas en los embalses se almacena el agua que será utilizada en las estaciones más secas.

En un sistema centralizado de un único propietario de las plantas de generación el ritmo de acumulación de agua es decidido por el operador del sistema teniendo en cuenta el estado de los embalses al final de la anterior estación seca, los aportes hidrológicos que se están presentando y los que se espera se presenten en los próximos meses, la disponibilidad física de las plantas y precio de los diferentes combustibles con los que opera el parque térmico. Con base en dicha información, el operador establece la composición hidro-tèrmica de la generación y, en consecuencia, el ritmo de acumulación del agua en los embalses con miras a la siguiente estación seca.

En un sistema descentralizado las mismas variables son tenidas en cuenta con la diferencia de que son los agentes propietarios de las distintas plantas los que, a partir de sus ofertas de precios y sus disponibilidades, determinan la composición hidro-tèrmica de la generación y el embalsamiento. Es aquí donde comienzan las tribulaciones del generador.

El generador hidráulico tiene una enorme responsabilidad pues debe guardar el agua que le permita superar la temporada seca, a él y al sistema. Un generador hidráulico típico usualmente ha vendido en contratos de largo plazo la mayor parte de su producción: entre un 80% y un 90%, dependiendo de circunstancias que se entenderán más tarde. Esas ventas de largo plazo constituyen el ingreso principal del generador hidráulico. Los generadores que sólo tienen plantas térmicas poco o nada venden en contratos de largo plazo y su principal ingreso es por tanto es el cargo por confiabilidad y sus ventas en el spot a precio de bolsa o a precio de escasez.

Los ingresos por cargo de confiabilidad son constantes y cubren parcialmente los costos de los generadores. Para que el sistema cierre, es preciso vender la energía: en bolsa o en contratos. La energía no comprometida en contratos se vende a precio de bolsa y la energía vendida en contratos se vende al precio de los contratos. El ingreso neto por venta de energía (INVE) se expresa por tanto con la siguiente fórmula:

 Donde Pb es el precio de bolsa, G es la energía generada, C es la cantidad vendida en contratos, Pc es el precio de la energía vendida en contratos y Cg es el costo por generar.

Ya se indicó que un generador térmico puro vende poco o nada en contratos de largo plazo. La razón de esto puede explicarse con un sencillo ejemplo. Si el precio esperado de bolsa es de 150 $/Kwh y el de los contratos de largo plazo también de 150 $/Kwh; un generador térmico que opera a combustible líquido con un costo de generación de 600 $/Kwh y vende en contratos una unidad de generación, si cumple el contrato produciendo con su propia planta, tendría el siguiente INVE:

Si decide no generar y atender su contrato comprando en bolsa, su INVE sería:

Es claro por tanto que un generador térmico con elevados costos de producción si vende contratos de largo plazo tendería a comportarse como un especulador frente al precio de bolsa: ganado si éste está por encima del precio de largo plazo y perdiendo en el caso contrario.  Pero si nunca o raramente va a utilizar su planta, ¿qué sentido tendría haber invertido en ella? Es evidente que a este agente lo que le conviene en convertirse en un comercializador puro. Para que esto no ocurra y exista inversión en capacidad térmica es necesario el cargo de confiabilidad.

El caso del generador hidráulico es un tanto más complicado. Naturalmente le conviene vender su energía en contratos de largo plazo pues de otra forma durante los períodos de abundancia hidrológica tendría que venderla a un precio de bolsa que puede resultar extremadamente bajo.  Y cuando el precio de bolsa es alto, lo que comúnmente ocurre en las estaciones secas, puede no tener generación suficiente para cubrir sus contratos viéndose obligado a comprar el faltante al precio de bolsa o al de escasez.  Con un bajo nivel de contratación el generador hidráulico está expuesto a un alto riesgo de pérdida, lo que también ocurre si su contratación es excesiva. La relación entre riesgo y nivel de contratación tiene por tanto la forma de una parábola invertida cuyo punto extremo representa el nivel óptimo de contratación.

Y es aquí donde entra en juego el problema que actualmente enfrenta el sector eléctrico: la gran dependencia de la generación térmica con combustibles líquidos en una situación hidrológica crítica. Ciertamente que el agua cae del cielo, pero no por ello carece de valor. En un sistema hidro-térmico ese valor está determinado por el precio del combustible que debe emplearse para generar cuando se carece de ella. El costo de generación con líquidos es más de tres veces el costo de generar con gas natural producido en el País, y el costo de generar con gas natural importado es el doble de este último. En esas condiciones el aumento del riego de pérdida lleva a que se eleve el precio de los contratos de largo plazo y a que se reduzca la oferta de energía en contratos. 

VI.             Observación final

Desde hace varios años era claro, ante la disminución de la oferta de gas y la introducción de los líquidos como combustible de reemplazo para respaldar las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos, que una situación hidrológica extrema podría en tensión el mercado eléctrico. La discusión sobre si el nivel del precio de escasez era o no el adecuado es importante, pero en la coyuntura resulta irrelevante.  Elevarlo en estos momentos es inaceptable desde el punto de vista de la demanda. Lo que se impone es tratar de aumentar la capacidad de generación, garantizar la importación de gas desde Venezuela y acelerar la puesta en funcionamiento de una terminal que permita la importación de gas natural licuado.

La salida de la generación de El Quimbo por una decisión judicial está poniendo al País en grave riesgo de racionamiento. Por eso es necesario que el Gobierno ponga todo su empeño en revertir esa decisión. Hay que buscar mantener en operación el parque térmico ideándose mecanismos que eviten la bancarrota de los generadores térmicos, sin excluir la reasignación del cargo de 2016. También es necesario establecer, como se ha propuesto, incentivos económicos fuertes para inducir una importante reducción en la demanda en los cuatro primeros meses de 2016.

Es preciso evitar que hagan carrera ideas como aquella según la cual el cargo por confiabilidad es la prima de un seguro y que ante el incumplimiento de los generadores los consumidores resultarán pagando el siniestro. El propósito de este artículo es contribuir a disipar la confusión que se ha generado al respecto. Ojalá se haya logrado en alguna medida.

A mediano plazo y una vez superada la crisis, el sector eléctrico debe propiciar una gran discusión sobre la arquitectura de su mercado. La Santísima Trinidad hace extremadamente compleja la regulación y lleva los agentes a comportamientos que siendo válidos desde la racionalidad individual pueden tener consecuencias indeseadas para el sistema en su conjunto. Esto es más grave aún en la medida en que el mercado del AGC y las reconciliaciones dependen del precio de bolsa.  A lo mejor ya va siendo hora de abandonar la Santísima Trinidad y optar esquemas mucho más simples como los contratos de entrega física, aunque ello suponga dejar atrás el excesivamente valorado despacho meritorio. Los ingleses, de quienes copiamos la arquitectura actual, la abandonaron hace quince años sin que nadie lo haya lamentado excesivamente. En todo caso la discusión debe estar presidida por la recomendación de Alfred Marshall: cómo deshacerse de los inconvenientes de la competencia al tiempo que conservan sus ventajas.

Diciembre de 2015.

---

[1] PMJ:  Pennsylvania, New Jersey y Maryland. NYPP: New York Power Pool.

[2] La fijación del cargo por confiabilidad y la asignación de cantidades se realiza en subastas de expansión de la capacidad convocadas periódicamente por el regulador cuando la proyección de demanda realizada por la UPME indica la necesidad de disponer más capacidad de generación en el horizonte de proyección. La regulación admite la posibilidad de emplear otro mecanismo.

[3]  El precio de escasez es el costo variable de la tecnología menos eficiente que puede ser despachada en períodos de escasez. Es el costo de una planta, Termo- Barranca, que opera con fuel oil No 6.

[4] Más técnicamente dicho los generadores con obligaciones de energía firme deben estar presentes en el llamado despacho ideal. Hay tres despachos, a saber: el económico, que se programa el día anterior a la operación de acuerdo con las ofertas de los agentes y teniendo en cuenta el estado de la red; el despacho real, que es el que abastece la demanda en tiempo real y arroja la generación efectiva de cada planta y, finalmente, el despacho ideal, que toma la información de las ofertas de cada planta, las organiza por orden de mérito y establece la generación que deberían haber tenido las plantas considerando la demanda real y las inflexibilidades. Toda la generación en mérito y la inflexible se paga al precio de bolsa. Todo esto da lugar a ciertas complicaciones cuyo entendimiento es innecesario para los propósitos de esta nota.