Génesis del mercado eléctrico colombiano

Génesis del mercado eléctrico colombiano[1]

Luis Guillermo Vélez Álvarez

Economista, Socio ECSIM

Examinar la génesis histórica del mercado eléctrico colombiano es interesante en la medida en que contribuye a entender su naturaleza o, mejor aún, a entender por qué es como es y no de otra forma. Adicionalmente, ese examen debe contribuir a arrojar algunas luces sobre las limitaciones de su diseño actual y lo que podría hacerse para superarlas.

Arrancamos con una historia estilizada de la industria eléctrica, desde sus orígenes hasta el surgimiento de los sistemas eléctricos monopolísticos estatales o privados, pero fuertemente regulados. Se explica luego la racionalidad del esquema monopolístico y de las causas que llevaron a su descredito y a su sustitución por modelos competitivos. Posteriormente, se muestra lo que era el modelo colombiano al momento de las reformas de los noventa y se explica su transición hacia el modelo de mercado, bajo la influenciada directa del modelo implantado en Inglaterra unos años atrás.

Como toda industria nueva, la eléctrica nació chiquita, pero tuvo un crecimiento extraordinariamente rápido. En la Exposición Universal de París de 1878, todavía la luz eléctrica se veía como una novedad de circo. Más tarde, en 1881, se realizó, también en París, la Exposición Internacional de Electricidad en la cual aparecieron ya las bombillas de Thomas Edison y el tranvía eléctrico de Werner Von Siemens. Entonces el mundo supo que la electricidad había llegado para quedarse. Su expansión fue tan vertiginosa, que nueve años después, la luz eléctrica, después de instalarse en las grandes capitales del mundo, empezaría a llegar a los pequeños pueblos de la remota Colombia:  Bogotá en 1890, Bucaramanga en 1891, Barranquilla en 1892, Cartagena y Santa Marta en 1893 y Medellín en 1898.

En principio fueron pequeños sistemas municipales que abastecían el alumbrado público y las viviendas de las personas acaudaladas, que tenían con que pagarse ese costoso lujo. Como todo lo nuevo, la electricidad comenzó siendo un lujo.  Donde hay un lujo, aparece la oportunidad de beneficio, pronto se desató una feroz competencia por hacerse a una porción de ese nuevo mercado. En 1920, el mercado de Londres era disputado por 65 empresas diferentes. La multiplicidad de oferentes se extendió hasta bien entrado el siglo: en 1946, había en Francia más de 2.000 empresas eléctricas y, ya en 1960, en Italia se contaban unas 1.500.

Durante la Segunda Guerra Mundial, en todos los países contendientes, los gobiernos establecieron fuertes controles sobre la actividad económica y se hicieron cargo de muchas industrias como medio de apoyar el esfuerzo bélico. En la posguerra, el mundo estaba preparado para el intervencionismo estatal a gran escala en la economía, que por lo demás recibía el soporte conceptual de la teoría keynesiana de manipulación de la demanda para alcanzar el pleno empleo y de la teoría piguviana del bienestar que con la pretensión de suprimir las externalidades justificaba las más diversas formas de intervención del gobierno.

En prácticamente todos los países de Europa y posteriormente en casi todo el mundo, el intervencionismo estatal cobró una fuerza y alcanzó una amplitud que no había tenido nunca en la historia del capitalismo industrial. Se implantaron controles de precios y salarios, se adoptaron reglamentaciones de toda índole y, con toda clase de argumentos, se nacionalizaron infinidad de empresas en todas las ramas de actividad. El sector eléctrico, naturalmente, no fue la excepción.

En general, se optó por un modelo de empresa estatal que integraba todas las actividades de la cadena – generación, transmisión, distribución, comercialización – del cual Electricidad de Francia fue el ejemplo paradigmático. Surgieron así, con diferencias circunstanciales de un país al otro, los tres modelos básicos que se presentan en la Gráfica 1.

 El primero, en el extremo izquierdo de la gráfica, es el de monopolio estatal de alcance nacional que integra todas las actividades de la cadena, el cual se impuso en varios países europeos como Francia, Bélgica, Portugal e Italia.

·        En el centro está el modelo de Estados Unidos, implantado en los años 30. En cada estado de la Unión había una empresa privada verticalmente integrada, sometida a regulación directa de precios. A cambio del privilegio de monopolio, las empresas de cada estado asumían la obligación del servicio universal. Sus propietarios no podían tener intereses económicos en otros sectores de actividad. 

·        En el extremo izquierdo se presenta el modelo inglés: la generación y la transmisión están integradas en una empresa estatal y la distribución está a cargo de 12 entidades – llamadas áreas distribución – que se reparten el país.

Gráfica 1

Los argumentos en favor del monopolio, estatal o regulado, eran, básicamente, los siguientes:

·        Aprovechar las economías de escala y de alcance.

·        Controlar el poder de mercado.

·        Garantizar la operación y expansión del sistema con criterio de mínimo costo.

·        Universalizar el acceso al servicio.

En otra parte he expuesto de forma sucinta el desarrollo del sector eléctrico colombiano[2]. Aquí basta con decir que la fase de los sistemas municipales duró hasta los años 30. En los 30, 40 y 50 el Gobierno Nacional intervino decididamente en el desarrollo del sector, invirtiendo en generación y distribución y creando electrificadoras departamentales.   A principios de los años 60 el sector eléctrico está conformado por un conjunto de subsistemas aislados constituidos alrededor de las principales ciudades del País.

En 1966, siguiendo recomendaciones de expertos de Electricidad de Francia y el Banco Mundial, y fuertemente presionadas por el gobierno de Carlos Lleras, EEB, EPM, la CVC y ELECTRAGUAS firmaron el “acuerdo de interconexión de sus sistemas y ensanche de la capacidad de generación”. Dicho acuerdo contemplaba la creación de una nueva empresa encargada de realizar la interconexión y de construir los proyectos de mayor tamaño para abastecer la demanda nacional. Un año más tarde nació esa nueva empresa: Interconexión Eléctrica S.A. – ISA- de la que serían accionistas, por partes iguales, las empresas signatarias del acuerdo. En 1976 CORELCA se unió al grupo.

A principios de los años 90, el sector eléctrico colombiano tenía la configuración que se presenta en la Gráfica 2. Los rasgos principales son los siguientes:

·        El parque de generación estaba distribuido en cinco empresas, todas de propiedad pública: ISA, EPM, EEB, CORELCA y CVC.

·        El sistema se operaba conjuntamente con criterio de mínimo costo y los beneficios de la operación conjunta se distribuían entre las generadoras participantes.

·        Existía un plan de expansión – de generación y transmisión - único e imperativo, elaborado por ISA. El desarrollo de los proyectos se asignaba a las empresas del sistema en decisiones administrativas que no estaban exentas de conflicto.

·        La distribución estaba a cargo de las electrificadoras departamentales, salvo en Bogotá, Medellín y Cali que tenían sus empresas municipales. 

·        La transmisión era monopolio de ISA.

Gráfica 2

Lo que importa a retener aquí, para abordar el tema del surgimiento del mercado, es que la operación del sistema con criterio de mínimo costo era uno de los atributos del modelo de monopolio parecía conveniente conservar. Fue con ese objetivo, pasar del monopolio a la competencia sin sacrificar la operación integrada de mínimo costos, que el diseño del mercado colombiano recibió la influencia directa de lo que se había hecho en Inglaterra y Gales. La influencia fue tan directa como quiera que el mercado se diseñó con la asesoría de la firma Coopers & Lybrand, la que había diseñado el mercado inglés.

Para pasar del modelo de monopolio al modelo de mercado, Colombia tenía la ventaja de que su parque de generación era propiedad de múltiples empresas, por lo que no era necesario desintegrar una empresa monopolística pre-existente. Los ingleses partieron en tres su monopolio de generación.

La otra ventaja era la experiencia de una operación integrada de activos de generación propiedad de múltiples agentes.  En efecto, las empresas del sistema declaraban la disponibilidad y los costos de cada una de sus plantas. ISA, el operador, construía la función de oferta de acuerdo con los costos y despacha en ese orden las plantas requeridas para abastecer la demanda.  El tránsito de un despacho de costos a uno de precios, parecía bastante sencillo. Y fue así como surgió la bolsa de energía: en adelante los agentes declaraban disponibilidad y ofertaban precios en lugar de declarar costos.  Al optar por este esquema surgió un nuevo problema: el volátil precio de la bolsa no podía trasladarse a los consumidores.

En el modelo anterior a la reforma no existía ese problema puesto que el referente para las tarifas era el Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP), asociado al último plan de expansión de la capacidad de generación-transmisión. Era un referente estable que, una vez calculado, se ajustaba mensualmente por el IPP. El costo marginal de corto plazo, resultante de la operación integrada, concernía exclusivamente a los generadores del sistema, sin incidencia directa sobre las tarifas al consumidor final.

Los contratos de largo plazo aparecen son el mecanismo para evitar que los consumidores finales estén expuestos a la volatilidad de la bolsa. Como se sabe, los hay de dos tipos: los pactados libremente entre generadores y usuarios no regulados y los pactados entre generadores y comercializadores que abastecen usuarios regulados, cuyo precio debe resultar de licitaciones abiertas.

Lo importante es destacar un aspecto que muchas personas parecen no entender o que olvidan a menudo: los contratos de largo plazo son contratos de cobertura puramente financieros, es decir, no implican la entrega física de la energía comprometida y no inciden directamente sobre la producción de energía en un momento dado. Esta se determina, para cada hora, por las ofertas de disponibilidad y precio de los generadores y el estado de la demanda.   

Pronto se evidenció el problema de la remuneración de las plantas térmicas, inexistente en un modelo de empresa única o de operación integrada no competitiva como el colombiano anterior la reforma. Teóricamente, si existe un mercado spot eficiente y competitivo donde, sin intervención regulatoria alguna, se forman precios de equilibrio que, en todo momento, reflejan los costos marginales del suministro, incluidas, cuando la situación del mercado lo impone, las rentas de escasez, los precios que allí se forman dan el incentivo adecuado a la expansión de la capacidad[3]. En la práctica de los mercados reales, esto implica aceptar que el precio de la energía se eleve sensiblemente por encima de su nivel promedio de suerte que las plantas que atienden las puntas de la demanda, puedan remunerarse operando solo unas pocas horas al año.

Gráfica 3

En su operación habitual, el mercado spot competitivo genera rentas suficientes para que las plantas infra-marginales cubran sus costos de capital. Cuando la demanda es tal que el sistema se acerca al límite de su capacidad, el precio spot debe elevarse para permitir el surgimiento de las rentas de escasez, que son las que permiten recurar la inversión de las plantas que solo operan en las puntas.

En contra del funcionamiento libre del mercado spot, se invoca el argumento de la inelasticidad de la demanda, que puede conducir a que la planta marginal ejerza poder de mercado y obtenga rentas de monopolio además de las de escasez, razón por la cual surge la necesidad de poner un techo al precio spot. Ahora bien, es claro que, si se impone ese techo, debe adoptarse algún mecanismo para incentivar la inversión en plantas de punta.

  

Algunos argumentan que no se debe imponer esa restricción al mercado dado que los consumidores finales, al estar cubiertos por contratos de largo plazo, no deberían verse afectados por las variaciones del precio spot, cuya inestabilidad solo afectaría a los agentes del mercado: generadores, comercializadores e intermediarios. Este es el caso del Nord-Pool, en general de los mercados de solo energía. En Colombia se optó por poner un techo al precio de bolsa, razón por la cual se adoptó el esquema de cargo de capacidad, primero, y desde 2006, de cargo de confiabilidad para incentivar la inversión en nueva capacidad.

El desarrollo descrito llevó a la configuración actual del sector eléctrico colombiano, que a pesar de los cambios mantiene en sus grandes rasgos las características iniciales. A mi modo de ver dicha configuración da lugar a tres problemas fundamentales, estrechamente vinculados, que probablemente no puedan resolverse sin cambios más radicales que los que se han introducido hasta ahora. Mi limito a enunciarlos:

·        Elevada exposición a bolsa de la demanda final regulada.

·        Precariedad de la longitud de los contratos de largo plazo.

·        Confiabilidad extremadamente costosa.

Estos problemas están ligados. La elevada exposición a bolsa de la demanda regulada surge del hecho de que a pesar que la capacidad instalada sea muy elevada, la oferta de energía de largo plazo es deficitaria pues los generadores la restringen por temor a resultar sobre-contratados y, en consecuencia, expuestos a un precio bolsa que puede ser muy elevado. La contratación a plazos superiores a 2 años también se ve desincentivada por el ingreso garantizado del cargo por confiabilidad.

LGVA

Marzo de 2019.

 

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[1] Texto de la conferencia en el Curso de Mercado Eléctrico realizado por ECSIM.

[2] https://luisguillermovelezalvarez.blogspot.com/2011/09/breve-historia-del-sector-electrico.html

[3] M. Caramanis y otros. “Optimal Spot Pricing: Practice and Theory” (1982).