Industria Eléctrica y Sequía:
Los efectos en el Sistema

 


Resumen ejecutivo
    Las reservas de agua y los caudales afluentes a las centrales hidroeléctricas, son una variable clave en el costo y disponibilidad de la energía eléctrica en Chile. Esto, producto de la preponderancia de la generación hidráulica en el abastecimiento de las zonas del país que concentran el mayor volumen de población y actividades productivas.

    El año hidrológico abril 1996 - marzo 1997 conformó la sequía más pronunciada desde que se mantienen estadísticas. De mantenerse esta situación y el crecimiento de la demanda observado en los últimos meses, es probable que parte del país se vea enfrentado a restricciones de consumo de energía, con las consiguientes incomodidades y mermas en la producción.

    En la actualidad el Sistema Interconectado Central, en general, y las empresas generadoras, en particular, se encuentran en una mejor situación que en el pasado para enfrentar una sequía. Esto se vio reforzado por el incremento de la capacidad de generación térmica, producto de la puesta en marcha de nuevas turbinas por parte de algunas generadoras, así como del adelanto en la entrada en producción de la Central Pangue.

    Los efectos financieros de una sequía sobre los distintos tipos de empresas que participan en el sistema eléctrico, distribuidoras, transmisoras y generadoras -térmicas e hidráulicas- son muy variados.

    Las empresas distribuidoras se desenvuelven en un contexto más regulado que las generadoras. Sus compras y ventas de energía y potencia son a precios que, de mantenerse ciertos niveles de eficiencia, deberían asegurar resultados positivos bajo todo contexto. Un factor clave para su normal operación es la confiabilidad de sus proveedores de energía, en un contexto de demanda y oferta eléctrica ajustadas.

    El efecto principal para estas empresas está dado por las posibles restricciones al consumo o los mayores precios que deberán enfrentar sus clientes en caso de una crisis, lo que llevará a menores volúmenes de venta de energía.

    Las empresas transmisoras están bastante inmunizadas a los efectos de una sequía, porque los peajes, su fuente de ingresos relevante, son derechos a utilizar una determinada infraestructura asociada a la capacidad y no a los volúmenes de energía efectivamente inyectada al sistema. Además, los valores de los peajes están determinados por el costo de implementar y mantener la capacidad de transmisión, lo que no guarda relación con los valores de generación efectiva de electricidad.

    El mayor efecto se observa sobre las empresas generadoras. El sector funciona bajo un esquema abierto y competitivo, en que cada compañía decide la oferta que incorpora al sistema y la composición de sus ventas entre clientes con precios regulados, clientes con precios libres o ventas a otras generadoras a costo marginal. Sin embargo, sólo las últimas incorporan las variaciones de corto plazo en los costos de producción.

    Los precios de nudo muestran un comportamiento más estable, ya que su fijación sobre variables de largo plazo suaviza las fluctuaciones de precios ante cambios en las condiciones de oferta y demanda en la industria.

    Ante un escenario de sequía, los déficit de producción respecto de los compromisos de venta a precio de nudo o precio libre de cada empresa, deberán ser financiados a costos marginales superiores al precio de nudo vigente, con el consiguiente impacto sobre sus resultados.

    Así, los efectos serán distintos según el mix de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas con que cada empresa conformó su oferta, la evolución de los precios, sus políticas comerciales y, para las centrales hidroeléctricas, sus decisiones de utilización de sus reservas de agua.


EL SISTEMA ELECTRICO

La industria eléctrica en Chile está regulada por la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL Nº 1), vigente desde 1982, que conforma un marco regulatorio definido y estable para la operación de los distintos agentes del mercado.

Sus principios buscan promover la eficiencia, con tarifas que reflejen los costos, permitan a las empresas obtener rentabilidades adecuadas y que los consumidores paguen sólo los cargos derivados del suministro.

El sistema está organizado territorialmente en el Sistema Interconectado Central (SIC), que presta servicio a más del 90% de la población del país y cubre geográficamente desde Tal Tal, por el norte, hasta Chiloé, por el sur; el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING); y dos sistemas aislados en las regiones de Aysén y Magallanes.

Dentro de cada sistema eléctrico, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) decide la producción de las centrales generadoras en forma independiente de los compromisos de cada empresa, buscando minimizar el costo de operación y falla del sistema a nivel global.
 

Oferta eléctrica

La oferta eléctrica de las empresas generadoras, corresponde a la capacidad instalada de sus centrales operativas (potencia) y su disponibilidad para producción (energía), en cada de uno de los sistemas interconectados.

Producto de la dependencia de las centrales hidroeléctricas de las condiciones hidrológicas y los requerimientos de mantención y probabilidad de falla de las centrales térmicas, la oferta de cada empresa está acotada por su balance de potencia y energía firme. 

La energía firme corresponde, en el caso de las centrales hidroeléctricas, a su capacidad de generación en el año de la estadística cuya probabilidad de excedencia es más próxima al 90%. Para las centrales termoeléctricas, es la máxima capacidad de generación de energía anual, considerando fallas y periodos de mantención.

Para cada empresa, su energía firme está determinada por la energía firme de sus centrales, ajustada por las compras y/o ventas contratadas con otras generadoras. Este cálculo, determina la demanda máxima que puede satisfacer cada compañía.

De esta forma, se busca asegurar el abastecimiento a los clientes en la medida que cada empresa debe estar en condiciones de satisfacer su demanda de energía bajo condiciones de hidrología seca, para sus centrales hidráulicas, y considerando disponibilidad promedio, para sus centrales térmicas.

Al calcularse para cada periodo anual la oferta de energía del sistema para un nivel de seguridad del 90% y, a partir de ella las ventas, teóricamente se asegura un equilibrio entre la capacidad de generación y la energía a consumir. 

La determinación previa de la oferta confiable de energía, y su establecimiento como límite de venta, impide que una empresa pueda vender más que su capacidad de producción ajustada. Esto, resulta crucial al tratarse de un sistema interconectado, ya que la interdependencia de los distintos agentes del sistema determina que los intentos por demandar más energía que la disponible provocan fallas no sólo a la empresa que ofreció más que su capacidad de generación, sino a todos los involucrados.

La mayor empresa generadora del SIC, con un 58% de la capacidad instalada total, incluida su filial Pehuenche, es Endesa. Concentra su producción en la generación hidráulica, incluyendo el complejo del Lago Laja, la mayor reserva hidrológica del país y la única que permite regular interanualmente su capacidad de producción.

En segundo lugar se ubica Chilgener, que concentra su producción en generación termoeléctrica y en tercer lugar Colbún que opera el complejo hidroeléctrico Colbún Machicura.

Capacidad instalada en el SIC 
(1996)
 
Termoeléctrica GW
%
Hidroeléctrica GW
%
Totales GW
%
Endesa (1)
229
11%
1.828
89%
2.057
45%
Chilgener (2)
812
77%
245
23%
1.057
23%
Pehuenche (3)
0
0%
585
100%
585
13%
Colbún (4)
0
0%
527
100%
527
11%
Otros productores
115
31%
254
69%
364
8%
Totales
1.156
25%
3.438
75%
4.594
100%
 (1) Incluye una unidad de Pangue. (2) Incluye Guacolda. (3) Filial de Endesa (4) Incluye San Ignacio
Fuente: CDEC SIC

El segmento de generación funciona bajo un esquema abierto y competitivo, en que cada compañía decide la oferta que incorpora al sistema y la composición de sus ventas entre clientes con precios regulados, clientes con precios libres o ventas a otras generadoras a costo marginal. 

En la fase operativa, las generadoras deben presentar al CDEC su balance de potencia y energía firme. Asimismo, deben presentar información respecto de sus previsiones de consumo, sus costos de operación y la disponibilidad de sus centrales generadoras. A partir de esa información, el CDEC despacha las indicaciones a las empresas sobre qué centrales deben operar con el propósito de minimizar los costos de producción y falla del sistema.

Posteriormente, el CDEC determina las transferencias que se produjeron entre generadoras, que son valorizadas a costo marginal instantáneo para efectos de su pago.
 

Precios de transacción

En términos simplificados, las transacciones de electricidad se realizan a tres posibles tipos de precios. El precio de nudo, que corresponde al precio de largo plazo de producir electricidad dentro del sistema; el precio spot, que corresponde al costo marginal de la central menos eficiente en producción en un instante y los precios libres, que son los negociados entre grandes consumidores y las generadoras.
 

Precios de nudo

Corresponden al precio regulado al que las empresas generadoras venden la energía y potencia eléctrica a las empresas distribuidoras.

Los precios de nudo son calculados semestralmente por la Comisión Nacional de Energía, en abril y octubre de cada año, manteniéndose nominalmente constantes hasta la siguiente fijación de tarifas. Durante ese período, los precios de nudo pueden ser ajustados sólo si se produce un cambio significativo en alguna de las variables utilizadas en sus cálculos, activándose una indexación automática cuando su efecto conjunto excede una variación de +/- 10%.

El precio de nudo de la potencia corresponde a la inversión marginal óptima necesaria para satisfacer la demanda máxima de potencia en el sistema, estimada sobre la base del costo de instalar una central termoeléctrica, que use una turbina a gas con petróleo diesel como combustible.

El precio de nudo de la energía se determina calculando un promedio ponderado actualizado de los costos marginales de operación, proyectados para satisfacer la demanda esperada de energía en el SIC durante los siguientes 48 meses, en un punto determinado del sistema interconectado.

Para estimar los costos marginales futuros, se utiliza un modelo matemático que incorpora como datos una proyección de los principales determinantes del costo de la energía: oferta, que incluye el ingreso de nuevas centrales generadoras al sistema; demanda; condiciones hidrológicas, determinadas por el nivel de las reservas de agua del Lago Laja (la principal reserva en Chile) y otros lagos y embalses; precio de combustibles y gastos teóricos de mantención.

Los precios regulados son calculados de manera tal que deben financiar los costos de operación eficiente de las empresas generadoras, y producir un excedente que permita obtener una rentabilidad del 10% anual sobre las inversiones, bajo el supuesto que la expansión del sistema se realizó en forma óptima. Para ello, la CNE desarrolla semestralmente un plan de obras indicativo, que minimiza el costo de operación, inversión y falla en el sistema.

La CNE analiza periódicamente la evolución de la oferta y demanda de electricidad, revisa los proyectos de construcción de generadoras y líneas de transmisión por parte de los interesados y determina la conveniencia relativa de los distintos proyectos, emitiendo el programa de obras. Sin embargo, este plan de obras representa sólo una indicación de los requerimientos proyectados del sector, existiendo libre entrada de nuevas centrales generadoras a la industria.
 

Precio spot

Las empresas generadoras se transfieren energía entre ellas. Estas transacciones se realizan a precios iguales a los costos marginales instantáneos de producción del sistema eléctrico, o precios spot, calculados por el CDEC. Corresponden al costo marginal de la última unidad generadora del sistema en ser despachada.

Las características del sistema tarifario, determinan que cada empresa generadora asume el costo de sus ineficiencias (mantener un exceso de capacidad instalada y altos costos operacionales) o se beneficia de operar a menores costos.
 

Precios libres

Los precios libres corresponden a los precios negociados entre empresas generadoras y grandes clientes con consumos superiores a 2 MW.

Estos precios libremente determinados sirven, además, como referencia de los precios de nudo, fijados por el modelo de determinación de costos de producción eléctrica. De producirse diferencias importantes, mayores al 10%, entre los precios regulados y los precios libres, la normativa obliga a modificar los precios de nudo para que se ubiquen dentro de dicha banda.
 

Políticas comerciales

La normativa entrega libertad a las generadoras para determinar cómo distribuyen sus ventas. Esto es, entrega la decisión de cómo vender su energía a cada compañía. El éxito de su gestión depende en gran medida de la realización de una buena estructura de comercialización. 

El mix comercial de una generadora está compuesto por :
 

  • Venta contratada a otras generadoras

  • Esta venta corresponde a traspasos de energía y potencia firme entre empresas generadoras. Este tipo de contratos modifica el balance de potencia y energía firme de las compañías, considerándose la cantidad traspasada como producida por la generadora que compra para efectos de sus límites de venta. 
    Los traspasos de potencia se realizan a precios fijados por la CNE semestralmente y los de energía son negociados libremente.

  • Venta contratada a distribuidoras

  • Las ventas contratadas a distribuidoras se realizan a precio de nudo, fijado por la CNE. Los contratos pueden contener tramos fijos y tramos variables, de acuerdo con las necesidades efectivas de energía y potencia de la distribuidora. 

  • Venta contratada a clientes libres

  • Son las ventas a aquellos clientes con consumos superiores a 2 MW. Las transacciones se realizan a precios libres.

  • Traspasos a otras generadoras a precios spot

  • Corresponden a los traspasos que se producen entre generadoras durante la operación diaria, coordinada por el CDEC. En cada momento, operan sólo aquellas centrales de menor costo operacional, necesarias para mantener el sistema de manera eficiente y segura. 
    Las empresas generadoras que no tengan sus centrales funcionando, deberán pagar por la energía que consumen sus clientes a las generadoras que están produciendo por sobre sus requerimientos propios.
    Estas transacciones se valoran a costo marginal, que corresponde a la central de mayor costo operacional en funcionamiento dentro del sistema en ese instante.

 

EFECTOS DE LA SEQUIA

Los efectos de la sequía en la industria eléctrica se reflejan principalmente en el mayor aporte de la generación termoeléctrica al sistema. Este varía fuertemente según las condiciones hidrológicas que se presentan cada año.

Asociada a la mayor generación termoeléctrica en los años más secos, es posible observar un incremento en los costos marginales, ya que comienzan a operar centrales con costos variables mayores. Los precios de nudo muestran un comportamiento más estable, ya que su fijación sobre variables de largo plazo suaviza las fluctuaciones de precios ante cambios en las condiciones de oferta y demanda en la industria.

En el período 1986 - 1994, los precios de nudo se mantuvieron por encima de los costos marginales instantáneos, excepto para el período de sequía registrado entre los años 1989 y 1991. En estos, dada las desfavorables condiciones hidrológicas, se produjo una generación térmica de importancia.

Durante el año hidrológico 1996 - 1997 se está repitiendo esa situación producto de la sequía. Esto, tiene como efecto aumentos en los costos marginales, ya que comienzan a operar aquellas centrales menos eficientes como las termoeléctricas a carbón de tecnología más antigua. 

De continuar la actual tendencia de los aportes térmicos, los efectos directos serán alzas aún más pronunciadas en los costos marginales, una fuerte presión al incremento de los precios de nudo y probables racionamientos. 

El análisis siguiente describe los principales efectos de la sequía sobre los distintos sectores de la industria.



GENERACION TERMOELECTRICA

Oferta
Una sequía prolongada aumenta la dependencia del sistema de la generación termoeléctrica. Por sus mayores costos operacionales, su entrada en funcionamiento sólo se justifica en caso que la demanda eléctrica sea superior a la capacidad de producción de las centrales hidráulicas.

Este tipo de generación, al no depender de condiciones climáticas, es más confiable en términos de su producción de energía en relación a la potencia instalada.

Políticas Comerciales
En el caso extremo de una compañía que administra sólo centrales termoeléctricas de elevado costo operacional, su política comercial debería ser muy conservadora respecto de contratos de largo plazo. Esto, porque en periodos de sequía deberá vender su electricidad a precios de nudo2 , costo promedio de largo plazo del sistema, pero deberá producirla con sus centrales que tienen costos operacionales mayores, produciendo pérdidas. 

En épocas de abundancia pluviométrica, la compañía podría obtener utilidades con esta política, ya que vendería al costo promedio de largo plazo del sistema, precio de nudo, y podría comprar energía barata a las hidroeléctricas superavitarias al costo marginal instantáneo, precio spot.

En el otro extremo de la política comercial, sólo ventas en el mercado spot, la compañía operaría sólo en aquellos momentos en que el sistema eléctrico se encuentra cercano a su máxima capacidad instalada. Bajo este esquema, la compañía presentaría utilidades en los años secos y no registraría operación en los normales o lluviosos.
 

GENERACION HIDROELECTRICA

Oferta
Las centrales hidroeléctricas, dada su dependencia directa de los recursos hídricos con que cuentan, se encuentran mucho más expuestas a las variaciones pluviométricas. Como contrapartida, sus costos operacionales son menores que los de las centrales termoeléctricas, lo que les permite obtener ganancias tanto en escenarios de venta a precios spot como a precios de nudo.

A diferencia de las centrales termoeléctricas, cuyo problema es que pueden tener costos operacionales por encima de sus precios de venta, las dificultades en el caso de las generadoras hidroeléctricas radica en su capacidad de producción.

Bajo escenarios normales, las generadoras hidráulicas serán capaces de cumplir sus entregas de energía firme, pero en años extremadamente secos su capacidad de producción será inferior a la cantidad de energía que están autorizadas a vender.

Políticas Comerciales
Es necesario hacer la diferencia entre distintos tipos de centrales hidroeléctricas de acuerdo con la fuente de agua que utilizan, ya que esto les entrega distintos niveles de flexibilidad en su accionar. Las centrales de embalse, que utilizan las aguas de un lago natural o artificial, son las que tienen un mayor control sobre sus reservas, si bien estas pueden variar fuertemente de una central a otra.

La política más conservadora para una central hidroeléctrica es vender sólo un porcentaje de su energía firme en contratos de largo plazo, dejando la diferencia para ventas en el mercado spot o como margen de seguridad, dependiendo de las condiciones pluviométricas. Qué porcentaje es el más adecuado está determinado por el nivel de confiabilidad de las reservas de agua con que cuente.

Si vende toda su energía firme en contratos de largo plazo, en caso de una sequía más acentuada que la prevista por las limitaciones de venta, la compañía podría incurrir en pérdidas importantes. Toda la energía que no pueda producir deberá ser adquirida en el mercado spot, a precios superiores a sus precios de venta, obteniendo pérdidas determinadas por la diferencia entre la energía producida y la contratada y el monto por sobre el precio de nudo que se encuentren los precios spot.

En caso que no tuviera contratos de largo plazo, se eliminaría el riesgo de tener que comprar en el mercado spot en periodos de sequía. Esta situación, si bien minimiza los riesgos enfrentados por la generadora, dañaría fuertemente su rentabilidad ya que en la mayor parte de los escenarios que no contemplan sequías prolongadas la compañía vendería su producción a precios spot cercanos a cero en lugar de a precios de nudo.

DISTRIBUCION

Este sector de la industria corresponde a las compañías que compran electricidad a las empresas generadoras, para a su vez venderla a los usuarios finales. La distribución eléctrica se caracteriza por la independencia de las redes de distribución de las empresas que participan en la industria.

La ley eléctrica reconoce la existencia de un monopolio natural a nivel de distribución, de manera que establece la obligatoriedad de servicio para las compañías de distribución.

La tarifa de distribución está compuesta por el precio regulado, precio de nudo, al que las distribuidoras compran la energía y potencia a las generadoras, más el valor agregado de distribución (VAD). Las variaciones en los precios de nudo se incorporan a través de fórmulas indexadas.

El VAD incluye los costos de distribución, mantenimiento y costos operativos de redes y transformadores, costos de pérdidas de capacidad y energía, y un retorno a la inversión de un 10% anual.

Los efectos de la sequía en los resultados de las empresas distribuidoras son potencialmente menores que en el caso de las generadoras, ya que ellas se desenvuelven en un contexto más regulado. Sus compras y ventas son a precios que, de mantenerse ciertos niveles de eficiencia, deberían asegurar resultados positivos bajo todo contexto.

El efecto principal está dado por las posibles restricciones al consumo o mayores precios que deberán enfrentar sus clientes en caso de una crisis, lo que llevará a menores volúmenes de venta de energía.

Un factor clave para las distribuidoras es la confiabilidad de sus proveedores de energía, en un contexto de demanda y oferta eléctrica ajustadas. Cuando la generadora no es capaz de responder a los requerimientos de energía de sus clientes, y no existe energía disponible para su compra en el mercado spot a costo marginal, la distribuidora se verá en la obligación de interrumpir el servicio. 

En el contexto regulatorio chileno, que establece la existencia de monopolios en distribución, la entrega de servicio es obligatorio y su incumplimiento, salvo bajo condiciones en que exista un decreto de racionamiento, puede dar lugar a sanciones por parte de la autoridad.

 

TRANSMISION

Este sector de la industria, está conformado por las empresas que transportan en alto voltaje la electricidad producida por las compañías generadoras, a través de sistemas de transmisión construidos previa obtención de la concesión respectiva. En el SIC la mayor parte de las líneas de transmisión de alto voltaje son de propiedad de Endesa, que participa en el negocio a través de su filial Transelec.

Las generadoras pueden comercializar su energía en puntos del país que están fuera de su zona de influencia. La ley define como zona de influencia al conjunto de instalaciones de transmisión necesariamente afectadas por las inyecciones de energía y potencia eléctrica de la empresa generadora.

Para hacer factible lo anterior, la legislación garantiza el derecho de servidumbre, obligando a las empresas propietarias de líneas de transmisión, que dispongan de capacidad, a permitir el uso de sus sistemas para el transporte de la energía proveniente de cualquier generadora que lo solicite.

La empresa generadora que usa los sistemas de transmisión conviene con su propietario el derecho de uso a cambio del pago de un peaje de paso. El pago de esta tarifa permite a la empresa transportadora cubrir las inversiones (valor nuevo de reemplazo) y los costos de operación y mantención de las líneas de transmisión utilizadas.

La empresa propietaria de las líneas tiene la facultad de fijar el valor de los peajes, sobre la base de los valores nuevos de reemplazo, previa justificación de los mismos, pudiendo además ser negociados con la empresa generadora. En caso que no exista acuerdo entre las partes, la situación es sometida a arbitraje.

Los efectos de los cambios en las fuentes de generación eléctrica no son relevantes para las compañías de transmisión. Esto, producto que los peajes son derechos a utilizar una determinada infraestructura asociada a la capacidad y no a los volúmenes de energía efectivamente inyectada al sistema. Además, los valores de los peajes están determinados por el costo de implementar y mantener la capacidad de transmisión, lo que no guarda relación con los valores de generación efectiva de electricidad.

 

Gonzalo Oyarce
Jaime Leonart
Visión de Riesgo 
Marzo Abril 1997