iees03j3320803 - Banco Central del Uruguay
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UN ANÁLISIS DE COMPETENCIA ANTE LA LIBERALIZACION DE SECTOR ELECTRICO MAYORISTA EN EL URUGUAY Miguel Mello Costa*+ Resumen El análisis se basa en un modelo de competencia en precios, en el que los jugadores intentarán maximizar sus beneficios y el regulador eficiente busca maximizar el bienestar social. Las principales conclusiones del juego son que el precio del mercado eléctrico mayorista argentino actuará como un price - cap sobre los precios de la generación en el Uruguay, estableciendo un limite al poder de mercado que podría ejercer el Estado como generador de energía eléctrica y el propio proceso maximizará la eficiencia de en la generación nacional. Esto generara un exceso de capacidad en un primer momento, como consecuencia del alto coste de la producción de energía térmica, que debiera ser sustituida por importaciones. Asimismo, no parece que vayan a registrarse entradas de nuevos agentes en generación eléctrica en el país, hasta tanto el mercado no alcance el tamaño suficiente como para que se pueda dar un proceso de sustitución de importaciones y de la energía térmica, que alcance la escala mínima eficiente de una central térmica de ciclos combinados. Sin embargo, una vez que pudiera sustituirse importaciones un nuevo agente podría competir en el mercado siempre que alcance costes marginales inferiores al coste de oportunidad de la generación hidráulica, determinado por el precio de exportación en los períodos en que los precios argentinos son más altos. Desde la perspectiva del regulador, parece ser apropiada la nueva regulación que regirá los destinos del sector, ya que permitirá una retribución de costes de servicios, es decir, que la tarifa eléctrica resultará de la agregación de los costes de generación, transporte y distribución de la energía, retribuyendo también las necesidades de inversión. El regulador deberá controlar eficientemente que la empresa pública de distribución no discrimine al elegir su proveedor de energía, de manera de asegurarse que se dé una competencia efectiva en la generación y evitar que establezca barreras a la entrada de posibles nuevos agentes. * Este trabajo será mi tesis final en el Master en Economía Industrial, especialización en Economía del Sector Energético en la Universidad Carlos III de Madrid, y no representa la opinión de la Comisión Nacional de Energía, organismo para el que he trabajado. + Hago efectivo mi agradecimiento a mi tutor George Siotis, al Dr. Juan Ruiz de la UC3M ala Dra. Natalia Fabra de la UC3M, al Ec. Javier Jiménez Director de Generación de Iberdrola España, al Ec. Carlos Costa, Presidente de la URSEA, a la Dra. Yolanda García Mezquita de la CNE y al Ing. José Luis Pou Director de ADME, por sus valiosos comentarios. 1 I) INTRODUCCIÓN Ante la inminente liberalización del mercado de generación eléctrico en el Uruguay, a partir de la creación del Mercado Eléctrico Mayorista, intento describir y determinar los principales efectos que la introducción de la competencia produciría en el sector y en los consumidores. Parece relevante intentar determinar cuales podrían ser los efectos que producirá la liberalización del sector de generación eléctrico en el marco de un tímido impulso liberalizador de las utilities uruguayas y en una nueva experiencia en cuanto al desarrollo de la Regulación y la Política de la Competencia. En el ámbito regional, los efectos que tuvo en términos de caída del producto de la crisis energética brasileña de 2001 hacen que intentemos ver si es posible una competencia que facilite la caída de los precios en el país a modo de atracción de nuevas inversiones en la industria. La gran capacidad de generación eléctrica, dados sus recursos hidrológicos, y el exceso de capacidad de transmisión que tiene el Uruguay parece ser una herramienta fundamental a la hora de intentar atraer nuevas inversiones de largo plazo. Ante la fuerte recesión y la volatilidad mostrada por los capitales de corto plazo, parece necesaria la atracción de inversión extranjera directa al país, como forma de realizar las inversiones necesarias para lograr un desarrollo económico sostenible. Para ello es fundamental establecer reformas desde el ámbito microeconómico, que aseguren rentabilidad a los posibles inversores y a su vez brindarles estabilidad no solo económica sino también jurídica y regulatoria. Intentaré desarrollar un modelo de competencia en precios que intente describir los posibles escenarios que caracterizarían al nuevo marco regulatorio eléctrico. Dada la enorme capacidad de interconexión que tiene el país con la República Argentina los precios uruguayos tenderían a equipararse con los de nuestro vecino. Argentina es uno de los países pioneros en la liberalización de su mercado eléctrico, alcanzando precios muy bajos en comparación con la mayoría de los demás países 2 liberalizados. Más allá de algunos problemas de generación al principio del proceso, considero que la experiencia argentina ha sido exitosa desde el punto de vista de los beneficios sociales, ya que los precios reflejaron una importante caída en términos reales como consecuencia de la competencia. Los principales resultados del análisis son que el precio del mercado argentino actuará como un price cap sobre el precio de generación eléctrica en el Uruguay y que, por tanto, es posible una reducción del coste de la electricidad para consumidores e industriales en el país. Además, se reducirán las exigencias de consumo y potencia para ser calificado como gran consumidor que podrá concurrir al mercado liberalizado, lo que potencia este beneficio para la industria nacional. Será fundamental el rol que juegue el regulador y el administrador del mercado en la fijación y control de precios, así como en el control de la empresa pública eléctrica verticalmente integrada. Principalmente, el regulador deberá controlar que la empresa pública no ejerza poder de monopsonio desde su monopolio en distribución, que no establezca subsidios cruzados entre las actividades reguladas y las no reguladas, y deberá velar por el libre acceso a las redes de transmisión y distribución de manera de prevenir posibles barreras de entrada a nuevos agentes. El trabajo se estructura de la siguiente manera: en la sección II se hace un análisis de la situación actual del sistema eléctrico uruguayo, de la conducta de la empresa monopólica de generación y de los cambios introducidos por el nuevo marco regulatorio. En la sección III, se establece un juego sencillo en que compiten la empresa pública de generación con el mercado argentino, obteniéndose los principales resultados del análisis. En la sección IV, se amplia el juego con la entrada de un posible competidor privado, aunque si la instalación de la nueva planta de generación fuese de propiedad pública los resultados no se verían afectados bajo el supuesto de eficiencia del regulador. En la sección V, se analiza brevemente el caso hipotético en que el regulador no fuese eficiente o resultase capturado por la empresa pública; y en la sección VI se concluye. 3 II) LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELECTRICO URUGUAYO Actualmente el sector eléctrico uruguayo es un monopolio estatal conformado por la empresa UTE, empresa verticalmente integrada, con monopolio legal en todas las ramas del sector, generación, transporte y distribución, alcanzando un índice de electrificación nacional del 97%, siendo el mayor de América Latina.1 II.1) La generación eléctrica en el Uruguay La generación eléctrica nacional es fundamentalmente hidráulica, a través de las presas propiedad de la empresa estatal y de la represa de Salto Grande, propiedad del organismo binacional Comisión Técnica Mixta de Salto Grande, conformado por las cancillerías de Uruguay y Argentina, correspondiendo la mitad de la energía eléctrica generada a cada país. La potencia nacional instalada se muestra en el siguiente cuadro: Potencia Instalada año 2002 Central Propiedad Tecnología Río Combustible Instalada (MW) en Servicio total instalado Salto Grande CTMSG Hidroeléctrica Uruguay 945 1979 44,89% Gabriel Terra UTE Hidroeléctrica Negro 148 1945 7,03% Baygorria UTE Hidroeléctrica Negro 108 1960 5,13% Constitución UTE Hidroeléctrica Negro 333 1982 15,82% de generación Total Hidroeléctrica instalada Potencia Año de Entrada Porcentaje sobre 1.534 72,87% Batlle y Ordóñez 3/4 UTE Térmica fuel oil 100 1955/57 Batlle y Ordóñez 5 UTE Térmica fuel oil 88 1970 4,18% Batlle y Ordóñez 6 UTE Térmica fuel oil 125 1975 5,94% La Tablada UTE Térmica Gasoil 226 1991 10,74% Maldonado UTE Térmica gas oil 24 1981 Térmica Gasoil 8 0,38% 571 27,13% 2.105 100,00% Grupos Diesel Total Térmica Instalada Total Fuente: Dirección Nacional de Energía (DNE) 1 La renta per cápita del Uruguay fue de U$S 8.400 en el año 2000, siendo la quinta más alta de América Latina según el último informe sobre desarrollo humano del PNUD. Si lo calculamos para el año 2002, es decir, considerando la devaluación sufrida ese año, la renta per cápita se reduce a U$S 3.800. 4 4,75% 1,14% Como se observa en el cuadro, la potencia instalada nacional es fundamentalmente hidráulica, alcanzando prácticamente las tres cuartas partes de la potencia total. La demanda máxima o carga máxima se ha dado el 19 de julio de 2000 con 1463 MW. Tradicionalmente la carga máxima se ha producido en los meses de junio y julio rondando los 1400 MW, coincidiendo con el período de mayor hidraulicidad. Sin embargo, el efecto del aumento de la demanda supera ampliamente al efecto de una mayor hidraulicidad, produciéndose en el período mayo-julio la mayor brecha entre la hidraulicidad y la demanda. La carga máxima mensual media de los últimos 4 años ha sido 1255 MW. Como vemos en el siguiente grafica, la carga máxima podría ser cubierta con generación nacional produciendo a plena capacidad. Grafico 1 Carga máxima 1999-2003 carga maxima MWh 1.500 1.400 1.300 1.200 1.100 1.000 Fuente: Dirección Nacional de Energía (DNE) En teoría, la capacidad hidráulica podría cubrir el 100% de la carga máxima y la capacidad térmica instalada aproximadamente el 40%, Sin embargo, rara vez una presa hidroeléctrica produce a plena capacidad. Además, la antigüedad de las centrales térmicas y el alto coste del petróleo para el país, hacen que la capacidad de generación no sea utilizada en su totalidad. 5 Grafico 2: Fuentes de generación año 2001 Fuente: UTE Como se aprecia en el siguiente grafico la generación térmica prácticamente no es utilizada por UTE para cubrir las necesidades eléctricas, siendo prácticamente el 100% de la generación hidráulica. Además, en momentos de déficit energéticos, fundamentalmente hídricos, el ente estatal prefiere muchas veces recurrir a las importaciones eléctricas que a sus centrales térmicas. Grafico 3: generación e importaciones Generacion mensual MW en e0 m 0 ay -0 se 0 p0 en 0 e0 m 1 ay -0 se 1 p0 en 1 e0 m 2 ay -0 se 2 p0 en 2 e03 1.200.000 1.000.000 800.000 600.000 400.000 200.000 0 Termica Hidráulica Importaciones Fuente: Dirección Nacional de Energía (DNE) En los años secos como lo fueron el año 1999 y 2000, el Uruguay es importador neto de energía eléctrica, en su enorme mayoría desde la Argentina, mientras que años normales el país satisface sus necesidades con energía hidráulica y el balance comercial energético internacional es exportador. Las exportaciones uruguayas representan el 3,5% del consumo total anual. 6 Grafico 4: cobertura de la demanda eléctrica Cobertura de la demanda electrica anual Millones MW 15 10 5 0 2000 2001 2002 495.056 15.019 26.420 H idraulica 7.050.668 9.194.055 9.535.366 Im po rtacio nes 1.328.077 122.692 559.033 D em anda interna+expo rtacio nes 8.873.801 9.331.766 10.120.819 D em anda Interna 8.106.846 8.091.508 8.211.846 T erm ica Fuente: Dirección Nacional de Energía (DNE) El sistema eléctrico uruguayo se encuentra interconectado en corriente alterna con el argentino mediante dos vínculos de gran potencia, del orden de los 1000 MW cada uno lo que representa un 90% de la capacidad instalada nacional. Por lo tanto, podemos pensar que no existen restricciones de interconexión para importar o exportar energía eléctrica según las necesidades de ambos países. Dado que los sistemas eléctricos de Uruguay y Brasil tienen frecuencias diferentes (Uruguay 50 Hz y Brasil 60 Hz) no es posible vincular ambos sistemas en corriente alterna, sino que se hace necesaria la utilización de equipos de conversión de frecuencia, de altos costos de inversión. En el año 2000 entró en servicio una interconexión de 70 MW de potencia que vincula el sistema de transmisión uruguayo (150 kV) con el del estado brasileño de Río Grande do Sul (220 kV). Por lo tanto, las posibilidades de interconexión con Brasil son muy limitadas y con un coste alto, por lo que podemos considerar que existen restricciones para el intercambio energético entre ambos países. 7 Grafico 5: balance intercambios eléctricos internacionales Millones Balance intercambios internacionales (millones MW) 3 2 1 0 -1 -2 1999 2000 2001 2002 Im po rtacio nes 707.701 1.328.077 122.692 559.033 E xpo rtacio nes 209.249 766.955 1.240.258 1.908.973 Im po rtacio nes netas 498.452 561.122 -1.117.566 -1.349.940 Fuente: Dirección Nacional de Energía (DNE) Grafico 6: Correlación entre generación hidráulica e importaciones 3 2 1 0 -1 -2 -3 00:01 00:07 01:01 01:07 IMPORTS 02:01 02:07 03:01 HIDRO Esta grafica muestra los datos normalizados para las importaciones y la generación hidráulica uruguaya en el período enero 2000 – abril 2003 (40 observaciones). Es de destacar que el año 2000 fue un año relativamente seco, mientras que el 2001 y 2002 son considerados años buenos desde el punto de vista hidráulico. Se observa claramente una fuerte correlación negativa entre las importaciones y la producción hidráulica, lo que confirma que las importaciones se hacen para atender la demanda en momentos de déficit hídrico. El coeficiente de correlación entre estas dos variables es de –0,87 y altamente significativo. En los meses de invierno es cuando se esperaría que se diesen las importaciones eléctricas desde Argentina. Sin embargo, en el gráfico 6 vemos que éstas se dan fundamentalmente en verano. Esto se explica por el hecho de que en invierno los 8 precios aumentan en el mercado argentino como consecuencia de un exceso de demanda. Por lo tanto, se importa energía eléctrica en verano, a los efectos de almacenar agua para aumentar la producción hidráulica en los meses de invierno y así satisfacer la mayor demanda nacional y exportar a la Argentina a mayor precio. El gráfico 7 nos muestra la correlación que existe entre el precio del mercado argentino y las importaciones y el gráfico 8 la relación entre el precio argentino y la producción hidráulica nacional. Grafico 7: Correlación entre precios en el mercado argentino e importaciones (datos normalizados) 3 2 1 0 -1 -2 00:01 00:07 01:01 01:07 02:01 IMPORTS 02:07 03:01 PA Grafico 8: Correlación entre Pa y producción hidráulica (datos normalizados) 3 2 1 0 -1 -2 -3 00:01 00:07 01:01 01:07 02:01 HIDRO 02:07 03:01 PA De la observación de estas dos últimas graficas se concluye que hay un intento de sustitución intertemporal de la producción eléctrica, importándose en los períodos en que los precios argentinos son menores y produciendo mayor cantidad de energía hidráulica, más barata, en los períodos de mayor demanda regional y nacional. 9 Matriz de Correlaciones EXPORTS HIDRO PA IMPORTS TERMICA II.2) EXPORTS HIDRO PA IMPORTS TERMICA 1 0,8548 1 0,4976 0,4951 1 -0,5565 -0,867 -0,3118 1 -0,2875 -0,6337 -0,1362 0,7168 1 El sistema de transporte El transporte o transmisión eléctrica en el Uruguay es y seguirá siendo un monopolio de la empresa estatal UTE. La red de transmisión en el país incluía a fines de diciembre de 2001: 771 kms. de líneas aéreas de 500 kV, 3.344 kms. de líneas aéreas y cables subterráneos de 150 kV, 144 kms. de líneas de 110 kV y 97 kms. de líneas aéreas de 60 kV. A continuación se presenta el mapa de la red eléctrica nacional: II.3) El consumo y la comercialización En el Uruguay los consumidores cualificados se distribuyen en medianos y grandes consumidores. Estos consumidores son los consumen una potencia de 10 KW y que presentan consumos mayores a un 500 MWh mensual, si bien se distribuyen en distintas 10 tarifas con un máximo de potencia de 25.000 KW y un consumo mensual de 16.400 GWh. El presente grafico muestra la estructura del consumo eléctrico uruguayo en el año 2001 Grafico 9: Estructura del consumo interno año 2001 Fuente: UTE Vemos que la mayor parte del consumo nacional es residencial, estos consumidores permanecerán a tarifa suministrados por el monopolio de distribución de UTE. El consumo correspondiente a los grandes consumidores representa algo menos del 40% del consumo total, lo que equivale a aproximadamente 4 millones de MW anuales. Estos grandes consumidores podrán concurrir directamente al MEM a partir de mayo de 2003 comprando la energía que demanden a cualquier generador nacional o internacional.2 La evolución del consumo interno muestra crecimiento en todas las categorías a excepción de la denominada General, además, a partir de 2000 se observa un estancamiento en el crecimiento de la demanda eléctrica. Estos dos factores se explican por la actual crisis económica que atraviesa el país y la región como consecuencia de las devaluaciones de Brasil y Argentina y fundamentalmente por los sucesivos ajustes fiscales llevados a cabo por el gobierno a partir de 1998. 2 A la fecha se ha manifestado interés por parte de las comercializadoras que desarrollan su actividad en la Argentina, aunque dado que aun no ha comenzado su actividad el operador del mercado (Administrador del Mercado Eléctrico), aun no ha comenzado la operativa. 11 Grafico 10: Evolución reciente del consumo interno por categorías Fuente: UTE A partir de esta breve descripción del sistema eléctrico mayorista uruguayo podemos concluir que el país tiene una fuerte dependencia de la energía hidráulica. Si bien tiene capacidad instalada suficiente para hacer frente a su demanda eléctrica actual depende de sus interconexiones internacionales para cubrir la demanda de manera económicamente eficiente. 12 II.4) Seguridad en el suministro: Potencia firme faltante en el sistema uruguayo El nuevo Reglamento del Mercado Mayorista (RMM) tiene como uno de los principales objetivos garantizar el suministro de energía eléctrica con un alto grado de confiabilidad, evitando riesgos de cortes y restricciones en el abastecimiento. Para ello introduce el concepto de “seguro de suministro”, que establece la obligación de tener asegurado un porcentaje de la demanda de los consumidores. Este porcentaje, 90% para el distribuidor que abastece a los consumidores regulados en forma monopólica y 70% para los grandes consumidores, fue definido por el Poder Ejecutivo en el RMM. Se trata de una decisión de política energética que cuantifica el riesgo que el país está dispuesto a asumir en el abastecimiento de electricidad. En esta determinación se toma en cuenta no sólo el costo directo de la falla para los consumidores, sino también los efectos que la restricción del servicio puede tener sobre la economía en su conjunto (por ejemplo, los cortes de energía en 2001 significaron para Brasil una caída estimada de 2% en el PIB). De hecho, UTE con anterioridad a este nuevo reglamento había optado por asegurar el 90% de su demanda, sumando tres contratos con generadores argentinos, por 365MW hasta diciembre de 2003, a la potencia firme propia y de Salto Grande. La Unidad Reguladora de la Energía y Agua (URSEA) ha realizado en el año 2002 una estimación de la cantidad que faltaría contratar a partir del vencimiento de esos contratos, para cumplir con el requerimiento de seguro de suministro establecido en el RMM. A partir de la plena vigencia del RMM, el faltante no contratado será calculado por el organismo administrador del mercado eléctrico (ADME), donde se realizará una previsión de largo plazo del requerimiento de garantía de suministro de cada consumidor. 13 II.4.1) Demanda de potencia firme o requerimiento de garantía de suministro El requerimiento de garantía de suministro es la potencia firme necesaria para abastecer la demanda en los momentos de mayor consumo. El informe consideró la demanda interna del sistema uruguayo y dos escenarios simples de crecimiento, correspondientes a tasas de largo plazo de 2% y 3.5% respectivamente, a partir de un consumo de energía de 7869 GWh en el año 2001. Dada la recesión económica que vive el país y la región, ambos escenarios consideraron que la demanda caía en el 2002 y luego comienza a recuperarse. El requerimiento de potencia firme varía mes a mes, siguiendo la curva de demanda. Aunque el faltante de potencia se daría principalmente en los meses de mayo a julio, por ser mayor la diferencia entre la demanda y la producción de energía hidroeléctrica. La URSEA en su informe estimó un faltante de potencia firme, lo que podría asimilarse a un mínimo de demanda a cubrir por nuevos entrantes en generación eléctrica en el período 2003-2011 que se muestra en el siguiente cuadro: Faltante de potencia firme para cubrir el seguro de suministro Año 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Faltante escenario bajo 0 179 198 217 236 256 276 297 318 Faltante escenario medio 0 219 253 288 325 363 402 443 485 Fuente: URSEA En el cuadro se muestra la potencia firme que sería necesario contratar a partir de 2004 para poder asegurar el abastecimiento del 90% de la demanda, tal como lo establece el RMM. Para el año 2003 no existe faltante, ya que la cobertura prevista por UTE al determinar la cantidad óptima a contratar con Argentina es mayor que la actualmente necesaria. A partir de la conclusión de esos contratos, la necesidad de potencia firme aumenta desde aproximadamente 200 MW en el 2004, hasta valores en el rango de 300 a 500 MW en el año 2011, dependiendo del escenario de crecimiento de demanda que se considere. 14 II.5) El Nuevo Marco Regulatorio Los aspectos principales del nuevo marco regulatorio eléctrico son: - apertura de la generación a la participación privada, perdiendo ésta el carácter de servicio público - separación contable de la empresa estatal UTE en unidades de negocios - precios regulados en las etapas de transmisión y distribución - formación de precio final a través de la adición de los precios de generación, costes de trasmisión y distribución - posibilidad para los grandes consumidores de contratar directamente su aprovisionamiento con el generador (sea local o extranjero) - creación de la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica (UREE) - creación de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) - creación del Despacho Nacional de Cargas - creación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MMEE) Esta reglamentación básica del sector está integrada por cuatro reglamentos, uno general y tres específicos que regulan las actividades del Mercado Mayorista, la trasmisión y la distribución respectivamente. Estos reglamentos implementan la identificación y separación de los roles de fijación de política energética, de regulación y de actividad empresarial que estaba prevista en la Ley de marco regulatorio del sector. Los mismos descansan sobre una serie de principios rectores, entre los que vale mencionar: • Seguridad de suministro, lo que implica lograr un abastecimiento confiable de la demanda de energía eléctrica al mínimo costo, con factibilidad ambiental y viabilidad financiera • Promoción de la competencia entre generadores para el suministro al Distribuidor (UTE) y Grandes Consumidores • Libre acceso de los generadores y grandes consumidores a la capacidad remanente de las instalaciones de transporte 15 • Protección del derecho de los usuarios, impidiendo prácticas monopólicas y competencia desleal, asegurando continuidad, regularidad, calidad y seguridad del servicio, y regulando precios donde no hay competencia efectiva o real. • Transparencia en la información En particular, el Reglamento del Mercado Mayorista (RMM) tiene como uno de sus principales objetivos garantizar el suministro de energía eléctrica con un alto grado de confiabilidad, evitando riesgos de cortes y restricciones en el abastecimiento. 16 Estructura de la Industria después de la liberalización GAS NATURAL Generadores Argentinos (Mercado mayorista argentino) Generación Térmica UTE Generación Hidráulica UTE Generación de Centrales de Ciclo Combinado (supuestos entrantes) UTE Distribución Grandes Consumidores Consumidores domésticos (A tarifa) 17 II.6) Racionalidad de una empresa pública La primera cuestión que intentare responder es si es posible una competencia efectiva en el sistema de generación eléctrico uruguayo y luego intentaré determinar si la incipiente competencia que surgiese beneficia en algo a los consumidores. La situación actual del sistema de generación eléctrica uruguayo es un monopolio estatal. La racionalidad económica de un monopolio privado implicaría que actualmente el monopolista estaría fijando el precio de monopolio y estaría produciendo una cantidad menor a la económicamente eficiente. Sin embargo, la racionalidad económica de una empresa estatal es difícil de caracterizar por dos razones, por un lado no esta claro que los propietarios de la empresa ejerzan algún control sobre los directivos y empleados de la empresa. Además, tampoco es fácil determinar cual es la función objetivo de los propietarios de la empresa estatal. Para el caso de empresas privadas estas cuestiones son claras, los propietarios de las empresas tienen derechos legales claramente establecidos y su participación en las firmas puede ser comprada o vendida en el mercado financiero sin excesivos costes de transacción. Los inversores querrán obtener el máximo retorno sobre su capital invertido para un nivel de riesgo determinado. Para el caso de una empresa de propiedad estatal no es seguro que el objetivo sea maximizar beneficios. Obtener más ingresos que costes es una prioridad, pero una vez que esto se alcance, el gobierno podría querer que la empresa alcanzase otros objetivos. Además, los directivos no están incentivados a manejar la empresa de una forma tal que se maximicen beneficios. Esta falta de incentivos a los gestores, sumado al hecho de que seguramente las empresas no tengan este objetivo, nos llevan a pensar que tienen muy poco incentivo a producir de la manera más eficiente que minimice los costes. Por lo que la empresa estatal fijara un precio que alcance a cubrir sus costes. Por lo tanto, es de esperar que fije un precio superior al económicamente eficiente pero menor al de monopolio. Visto desde la perspectiva del regulador, a propiedad publica de las empresas podría ser una ventaja, ya que los objetivos de la empresa publica no contradice directamente el 18 objetivo del regulador de mantener los menores precios posibles compatibles con la viabilidad financiera de las empresas en el largo plazo. En cambio en el caso de la empresa de propiedad privada, los gestores siempre querrán aumentar los precios por encima del coste marginal de la ultima unidad producida, dado su objetivo de maximización de beneficios. Esto contradice directamente los intereses del regulador. A pesar de estas consideraciones, es de esperar que la liberalización del sector de generación eléctrica que enfrentará a la empresa UTE a una competencia con los generadores argentinos en el primer momento y ante posibles entrantes más adelante, lleve a que la empresa pase a comportarse como una empresa privada en esta rama del negocio eléctrico. Es decir, que UTE generación enfrentará competencia, que vendrá determinada tanto por la posibilidad de que los grandes consumidores y UTE distribución compren energía a quien la ofrezca más barata, como por el hecho de que se reducirán las exigencias de potencia mínima para ser calificado como consumidor cualificado. II.7) Posibilidad de entrada de un generador Cuando nos enfrentamos a la posible entrada de un generador eléctrico en el Uruguay tenemos que pensar que éste entrante sería un generador que utilizará la tecnología de ciclos combinados, es decir, generación térmica a partir del gas natural. Estas centrales utilizan gas natural como combustible y para generar electricidad emplean la tradicional turbina de vapor y una turbina de gas que aprovecha la energía de los gases de escape de la combustión. Con ello se consiguen rendimientos termoeléctricos del orden del 57%, muy superiores al de las plantas convencionales. Este elevado rendimiento es uno de los factores que explican el interés de las compañías por la construcción de dichas plantas, pero hay otros. El primero de ellos es el relativamente reducido coste de instalación que se sitúa entre 350-480 mil U$S/MW de potencia instalado. En estrecha relación con lo anterior están los cortos períodos de duración de las obras, aproximadamente tres años. Un segundo factor es el precio de la materia prima, que, aunque fluctuante como la última crisis del petróleo ha 19 demostrado, es barato: del orden de 1,3 céntimos de U$S/termia3. A ello hay que unir la alta disponibilidad de estas centrales que pueden funcionar sin problemas durante 6.500- 7500 horas equivalentes al año. Todo ello se traduce en unos precios de producción del Kwh, del orden de los 2 céntimos, muy inferiores las demás centrales termoeléctricas. Además, el hecho de que el grueso de los costes sean variables hace que de no ser necesario el funcionamiento de la planta, no se incurre en ellos. Sin embargo, gran parte de los contratos de compra de gas son del tipo take or pay, por que si este fuese el caso el combustible sería un coste fijo para la central. Por último, este tipo de centrales tiene un impacto ambiental mucho menor que el resto de las centrales térmicas. Estas ventajas, sumado al ingreso del gas natural para el consumo residencial e industrial desde Argentina, nos llevan a pensar que la opción económicamente más eficiente de entrada en generación será con la tecnología de ciclos combinados. Además, un generador uruguayo siempre podría exportar su energía a la Argentina de manera de alcanzar las horas de funcionamiento necesarias para alcanzar la escala mínima eficiente. Nótese que las exportaciones eléctricas uruguayas a la Argentina son importantes y podría entrar en ese mercado con un coste no muy superior al de los generadores de ciclos combinados argentinos. Es decir, que un generador instalado en Uruguay siempre podría vender su energía ya sea en el Uruguay principalmente sustituyendo importaciones, o bien exportando a la Argentina4. La URSEA en su informe sobre el faltante de garantía de potencia estima que habrá un faltante de demanda de potencia a partir de 2004, que en principio podría cubrirse comprando energía en el mercado eléctrico argentino. Este mercado, ya es un mercado maduro con más de 10 años de operativa y tiene la capacidad para cubrir la demanda uruguaya. Además, esto es posible sin grandes costes, ya que ambos países forman el denominado Sistema Interconectado lo que supone una ilimitada capacidad de interconexión sin prácticamente coste alguno. 3 1 termia es igual a 1,163KWh, por lo que el coste variable del KW es aproximadamente igual a 1,07 céntimos de dólar a partir de los precios del gas argentino posteriores a la devaluación de 2001. 4 El precio en el mercado argentino en los períodos de verano se encuentra por debajo del coste marginal estimado de generación de una central de ciclos combinados de 1,07 céntimos de dólar. 20 El gobierno uruguayo estima que el mercado eléctrico tendrá el tamaño suficiente para la instalación de un nuevo generador nacional, en una central de ciclos combinados de 360MW, a partir de 2006. Las proyecciones de demanda y demanda no satisfecha por la oferta hidráulica (que se muestran en el anexo 1), con tres posibles escenarios de hidraulicidad, son consistentes con las realizadas por la URSEA en su informe sobre el faltante de garantía de potencia, mencionado en la sección anterior. Sin embargo, los resultados de esta estimación no es ni mucho menos confiable, es simplemente un esbozo de distintos posibles escenarios ya que es imposible predecir la demanda futura de electricidad con un horizonte tan largo y sobretodo en una región en que la actividad económica se ve enfrentada a continuos shocks de demanda de diferente signo. Lo anterior, me lleva a plantearme dos escenarios de competencia, uno sin entradas de nuevos generadores nacionales, y otro en que se producen entradas de generadores de ciclos combinados. 21 III) ESCENARIO SIN ENTRADA En una primera aproximación sencilla a la posible competencia que pudiera haber en el mercado eléctrico mayorista uruguayo haré supuestos simplificadores, algunos bastante fuertes que intentare levantar progresivamente. Supuesto 1 La electricidad es un bien homogéneo, no almacenable y con demanda inelástica. Supuesto 2 Uruguay no tiene poder de monopsonio en el mercado argentino. Este supuesto parece bastante realista ya que la carga máxima anual uruguaya coincide en el tiempo con la argentina y representa aproximadamente un 8 % de ésta. Por tanto, aun en el caso extremo e irrealista, en que Uruguay cubriese toda la demanda con importaciones, el efecto sobre el mercado argentino sería muy limitado. Supuesto 3 Supondré que los generadores argentinos y la generación pública uruguaya competirán en precios. Este supuesto se fundamenta en que tanto los grandes consumidores como el distribuidor eléctrico, UTE Distribución, (UTED) siempre tiene la alternativa de concurrir al mercado eléctrico mayorista argentino sin mayores costes. Los costes de transmisión son un peaje fijo tanto en Argentina como en Uruguay y no están relacionados con la distancia a la que se encuentra el generador del centro de consumo. Esto se debe al carácter de bien esencial de la electricidad para el bienestar de los consumidores y de la actividad económica general. Es decir, que los costes de transmisión se socializan entre todos los consumidores siendo un coste fijo constante para el consumidor final. 22 Supuesto 4 La empresa publica de distribución, UTED no discrimina entre compradores por lo que supondremos, en un primer momento, que no favorece a UTE generación (UTEG)5. Es decir, que la empresa distribuidora comprará energía eléctrica a quien se la venda a menor precio. Este es un supuesto bastante fuerte pues dado que la tarifa eléctrica retribuirá los costes de generación, transmisión y distribución (regulación del coste de servicio), la distribuidora podría comprarle siempre a UTEG a un precio monopólico y este sería retribuido por la tarifa. Supuesto 5 Hay igualdad de condiciones de acceso a la red de transporte para todos los generadores y consumidores. Es decir, que el regulador es eficiente en su actividad de control de los accesos de terceros a la red. De la eficiencia del regulador también depende el supuesto anterior, ya que es de su competencia el asegurar la igualdad entre los competidores y por lo tanto que la empresa pública verticalmente integrada no abuse de su posición de dominio. Supuesto 6 La empresa publica de generación realiza sustitución intertemporal. Es decir, que acumula agua para vender su energía en períodos de mayores precios y que, además, lo realiza en forma eficiente. Es decir, que predice cual será su capacidad de generación hidráulica y almacena la máxima capacidad que le es posible. Este supuesto se fundamenta en análisis de los datos y correlaciones sobre generación hidráulica, importaciones, exportaciones y precios del mercado argentino expuesto anteriormente. Además, considero que la empresa pública de generación realiza esta estrategia de forma eficiente ya que para la muestra de 40 observaciones con que cuento, únicamente en el mes de julio de 2000 tuvo que hacer importaciones significativas en periodos en que el precio del mercado argentino era alto. Ese mes fue el único en que la capacidad de generación hidráulica fue menor a la demanda nacional, 5 Por simplicidad en el análisis integrare la energía hidráulica generada por la presa de Salto Grande junto con la empresa UTE generación, ya que ambas generadoras son de propiedad del Estado uruguayo. 23 viéndose obligada a importar energía por falta de capacidad. En este caso puntual se conjuntaron dos aspectos relevantes, como ser que fue un verano muy seco, por lo que no se realizó un acopio de agua normal y en ese mes se dio la carga máxima histórica. Es decir, que se combinó un año anterior seco con un invierno muy frío. Por lo que podemos suponer que en un año “normal” o medio desde el punto de vista de la capacidad hidráulica, la empresa publica de generación maximiza la eficiencia en el manejo del agua de forma de se importe energía en períodos de precios argentinos bajos y se exporte en períodos de precios altos. La Demanda A partir del análisis anterior y de los supuestos establecidos, consideraré que el año eléctrico uruguayo puede dividirse en dos períodos: Período H: demanda alta (DH), hidraulicidad alta (KHH), precios en el mercado argentino altos (PHA). Se corresponde con el período mayo-septiembre. Período L: demanda baja (DL), hidraulicidad baja (KLH), precios en el mercado argentino bajos (PLA). Se corresponde con el período octubre-abril. Para cualquiera de ambos períodos debe cumplirse que: D ≡ QU + qA (1) D ≡ DH + DL Donde D es la demanda eléctrica total del Uruguay en un año, que es igual a la suma de la demanda que se registra en los períodos L y H. QU es la cantidad de energía generada por la empresa pública y vendida en el Uruguay. A su vez QU = qH +qT, siendo qH la cantidad de la energía hidráulica vendida por la empresa UTE; qT es la cantidad de energía térmica tradicional vendida por UTEG y qA es la cantidad de energía eléctrica, proporcionada por generadores argentinos. Costes El coste de comprar energía eléctrica a generadores argentinos dependerá de la tecnología que contrate o bien el distribuidor uruguayo, o bien los grandes 24 consumidores directamente. Sin embargo, podemos tomar como referencia para intentar aproximar el coste de comprar a los generadores argentinos el precio en el mercado spot argentino, que es muy próximo al coste marginal, o bien el precio medio fijado para los contratos a término en el mercado mayorista argentino6. El coste al que se puede comprar electricidad a un generador argentino es exógeno a los efectos del análisis, ya que esta determinado en el mercado mayorista argentino y ni los compradores uruguayos ni la empresa estatal pueden influir en él. Es decir, que el comprador uruguayo que quisiese comprar energía en la Argentina sería un tomador de precios. El coste de comprar electricidad en la Argentina será: CA =( PA + tA) qA (2) Donde PA es el precio en el mercado argentino del Kwh, y tA es el peaje de transporte e interconexión de una unidad cobrado por el transportista argentino. Los peajes de transporte no están relacionados con la distancia a recorrer por la energía pero sí con la cantidad de energía. Los peajes de transporte y distribución en el Uruguay no son considerados ya que serán iguales para cualquier decisión de compra que tome el distribuidor nacional o el consumidor industrial. Es decir, se cargará el mismo coste de transporte tanto si se compra a un generador nacional o si se importa de y se transporta desde el punto de interconexión en la frontera ya que el peaje del transporte depende de la cantidad de energía transportada y no de la distancia que deba recorrer. Derivando (2) obtenemos el coste marginal de una unidad de energía eléctrica comprada en Argentina. ∂ CA = PA + tA = cA ∂ qA (3) La función de coste total de la empresa pública uruguaya será definida de la siguiente manera: F + cH KH sí KH > QU (4) CTU (qT, qH) = sí 6 KH < QU < KH + KT En el anexo se muestran tanto los precios del mercado de contratos a término argentino como el precio spot. Nótese que el precio spot un levemente superior para el promedio del período del que se disponen datos y que el precio de contratos a término es mucho menos volátil. 25 Definimos la capacidad de generación hidráulica, KH, y la capacidad de generación térmica KT, como constantes, siendo KH + KT > QU. Considero a la capacidad de producción hidráulica como una variable exógena determinada por la capacidad ya instalada y por el agua en cada uno de los dos períodos. F es el coste de arranque de la presa hidráulica, cH es el coste de los insumos de las centrales hidráulicas, que dado que es básicamente agua consideraré que es cero, (cH = 0). A, es el coste de arranque de la central térmica, eT es el factor de eficiencia técnica de transformación y PF es el precio internacional del combustible de la central térmica, en su mayoría fuel oil. Siendo CT´eT < 0 y CT´´eT > 0. Es decir, que a mayor eficiencia de la central térmica el coste marginal total de generación de la empresa pública disminuye. La ecuación (4) nos dice que la empresa pública de generación eléctrica primero produce su energía hidráulica hasta alcanzar su capacidad máxima y luego su energía térmica. Esto es consistente con el hecho que le es más barato producir hidráulica dado que F<A y que cH = 0. Esta función de costes discontinua se observa en el grafico 11. Es decir, el coste total de la empresa es el coste de la hidráulica hasta que alcanza su capacidad máxima y la suma de los costes de ambas tecnologías una vez superada la capacidad de generación hidráulica. La ecuación (4) se puede rescribir de la siguiente manera, siendo cT = eT PF: F sí KH > QU CTU (qT, qH) = F + A + c T (QU – KH) sí (4´) KH < QU < KH + KT Por lo tanto, el coste de marginal de la empresa de generación publica, representado en el grafico 12, será: 26 CME,CM 27 De las ecuaciones (3) y (5), se concluye que la empresa pública de generación fijará un precio tal que PU ∈ [ 0, PA + tA) ya que si fija por encima del coste de importar, quedaría fuera de mercado dado la ilimitada capacidad de interconexión7. Por lo tanto, PU = PA + tA – ε, siendo ε un recorte infinitesimal al precio de la energía importada, es decir, que ε→0. Por lo tanto, la empresa publica de generación venderá toda su energía hidráulica a dicho precio y no utilizará su energía térmica dado que perdería beneficios por cada unidad vendida producida con esta tecnología, pues PA + tA< cT tanto en el período de precios altos como en el de precios bajos. Beneficios de la empresa de generación pública Período L: DL, KLH, PLA Período H DH, KHH, PHA Dado que PHA – PLA ≥ tA, entonces la empresa pública de generación siempre preferirá hacer la máxima sustitución intertemporal en su producción hidráulica que le sea posible dada la máxima capacidad de sus embalses en el período de invierno. Por lo tanto, podemos rescribir la igualdad (1) como: D ≡ DL + DH ≡ qLH + IM + qHH – X (6) Donde qLH, es la producción hidráulica en el período de demanda baja, qHH es la producción hidráulica para el período de demanda alta; IM, son las importaciones de energía eléctrica que se darán en el período de demanda baja, y X son las exportaciones eléctricas que se registrarán en el período de demanda alta. Dado el diferencial de precios existente entre ambos períodos del año, la empresa intentará almacenar la mayor capacidad de agua que le sea posible, por tanto: 7 Recordar que la capacidad de interconexión con la Argentina es de 2000 MW, lo que representa el 95% de la capacidad de generación instalada total del país y bastante mayor a la carga máxima histórica que fue de 1463 MW. 28 qLH = (1 – β) KLH qHH = KHH +β KLH (7) = K Donde, β es la proporción de la capacidad hidráulica del período L almacenada para ser producida en el período H, y K es la cota máxima que permiten los embalses. Por lo tanto, los beneficios de la empresa pública de generación, en esta primera aproximación sin ninguna restricción de capacidad de transmisión, serán los ingresos obtenidos por la venta de la energía hidráulica producida y vendida internamente al precio PA + tA, y los ingresos obtenidos por las exportaciones: ΠU = (PLA + tA) qLH + (PHA + tA) DH + (K - DH) PHA - F (8) Nótese que las exportaciones en el período H, se harán desde la presa de Salto Grande que es a su vez el punto de interconexión en la frontera de manera de obtener un mayor precio y, por tanto, un mayor ingreso marginal para el Estado. Si se hiciesen desde las centrales instaladas dentro del Uruguay habría que descontar el coste de transmisión hasta la interconexión. El precio medio de la generación eléctrica en el Uruguay estará limitado por el precio del mercado argentino y será: PU = dL PLA + dH PHA + tA (9) Siendo dL = DL⁄ D y dH = DH⁄ D Por lo tanto, el precio medio de la generación eléctrica que debería cargarse en la tarifa de los consumidores y que a su vez equivale al que podrían enfrentar los grandes consumidores si concurriesen al mercado liberalizado será igual a un promedio ponderado de los precios del mercado argentino más el coste de transmisión que cobre el transportista argentino. Concluyendo, en este primer modelo, sin restricciones y en el que suponemos que el regulador es eficiente en el control de la empresa pública verticalmente integrada, el precio del mercado spot argentino actuará como un price-cap en el mercado uruguayo. Esto me lleva a pensar que la liberalización del mercado eléctrico mayorista uruguayo 29 sería positiva para los consumidores ya que obligaría al actual monopolio estatal a reducir sus precios de generación ajustándose a los precios competitivos del mercado argentino. Además, la empresa de generación uruguaya dejaría de utilizar generación térmica tradicional ineficiente sustituyéndola por importaciones, practica que de hecho ya lleva a cabo. 30 IV) ESCENARIO CON ENTRADA DE UN GENERADOR DE CICLOS COMBINADOS A partir de las estimaciones de crecimiento de la demanda interna en el Uruguay, podemos pensar que un generador uruguayo podría funcionar unas 4500 horas anuales sustituyendo importaciones en un año de hidraulicidad media en el año 2009 o 2010 aproximadamente. Este umbral es el utilizado por la mayoría de las empresas a la hora de decidir la instalación de una planta de generación de este tipo, por lo que podría considerarse la escala mínima eficiente. La entrada de un generador con la tecnología de ciclos combinados únicamente se dará si pudiera sustituir importaciones en los períodos de precios bajos. Es muy difícil pensar que con los actuales niveles de precios en la Argentina esta planta pudiera exportar, ya que los generadores de ciclos combinados instalados en Argentina fijan el precio marginal en muchas horas, tanto del verano como del invierno pero sus ofertas no son casadas en muchas otras. Por lo tanto, un generador instalado en Uruguay tendría un coste marginal mayor ya que debe agregársele el coste del transporte del gas natural dentro del Uruguay y los costes de transmisión eléctrica desde su localización hasta el punto de interconexión en la frontera. Este es un requerimiento mínimo para que el nuevo generador no sea predado por la empresa de generación hidráulica. Una vez que ha entrado podrá vender su energía también en el período de precios altos si su coste marginal es menor al coste de oportunidad de la empresa de generación hidráulica, determinado por el precio de exportación. Demanda Supondré ahora que la demanda mantendrá las características del caso anterior, pero le agregaré la producción de la central de ciclos combinados. Es decir, que se mantienen las identidades de (1), pero ahora QU = qH +qT + qG, siendo qG la cantidad de energía eléctrica generada por la nueva central. 31 Supondré que la demanda anual total será inferior a la capacidad de producción hidráulica más la de la nueva central de ciclos combinados. Este sería el escenario que se daría en el corto y mediano plazo. Es decir, D ≤ KH + KG . Costes Los costes de una planta de ciclos combinados podemos definirla de la siguiente manera: CG(PG, eG) = G + eG PG qG (10) Donde, G representa el coste fijo de arrancar la central, PG es el precio de importación incluido el coste de transporte dentro del Uruguay del gas natural proveniente de Argentina y eG es un factor de eficiencia en la conversión del gas natural en electricidad, siendo CG´eG< 0 y CG´´eG> 0. Derivando (10) obtenemos el coste marginal de la central de ciclos combinados: cG = eG PG (11) La entrada únicamente se producirá sí cG ≤ PLA + tA de manera de que los agentes sustituyan importaciones. Periodo L La empresa pública de generación seguirá produciendo menos que su capacidad hidráulica en este período almacenando una proporción β de su capacidad para producirla en el período H. Siendo K = KHL + β KLH . Si KG + (1 – β) KLH ≥ DL entonces ambas tecnologías competirán para vender su energía. El hecho de que la empresa pública halla elegido β de forma de poder vender la mayor cantidad de electricidad en el período H, hace que se vea obligada a vender toda su capacidad remanente en el período L . Por lo tanto, ofrecerá toda su capacidad a un precio en este período igual al coste marginal de la central de ciclos combinados menos un ε infinitesimal. Es decir, fijará PLH = cG, ( siendo PLA ≤ cG ≤ PLA + tA) y ofrecerá qLH = (1 – β) KLH . 32 A su vez, la empresa de generación de ciclos combinados cubrirá la demanda residual qLG = DL - qLH, a un precio PLG = PLA + tA . El precio de equilibrio resultante será el que fija el monopolista sobre la demanda residual en este período8: P*L = PLA+ tA (12) Ambas empresas venden toda su oferta por lo que no habrá importaciones en este período. En el caso en que KG + (1 – β) KLH < DL, entonces ambas empresas venderán toda su capacidad toda su capacidad al precio PLA + tA y el faltante se cubrirá con importaciones al mismo precio. Periodo H En el período H la capacidad de producción hidráulica y de la planta de ciclos combinados superan la demanda interna, es decir, que KG + K ≥ DH . En este escenario, si la empresa de generación de ciclos combinados fija un precio apenas inferior al precio al que exporta su energía la empresa de generación hidráulica podrá vender toda su producción, dado que la empresa pública preferirá exportar antes que vender en el mercado interno su producción a un precio menor. Es decir, que el precio de exportación en este período, PHA, será el coste de oportunidad de la empresa de generación hidráulica. Por lo tanto, el generador de ciclos combinados podrá ofrecer toda su capacidad al precio PHA – ε, de manera que qHG = KG . A su vez, la empresa pública de generación cubrirá toda la demanda residual ofreciéndola al precio de importación, PHA + tA, y exportará el resto de su capacidad al 8 Resultado similar al de Edgeworth (1897). 33 precio del mercado argentino, infinitesimalmente superior al fijado por el generador de ciclos combinados. Por tanto, el precio de equilibrio resultante nuevamente será el que fija el monopolista sobre la demanda residual en este período: P*H = PHA+ tA (13) Es decir, que la empresa hidráulica venderá DH – KG en el mercado interno y exportará su capacidad excedente, mientras que la empresa de generación de ciclos combinados venderá toda su capacidad en el mercado interno. qHH = DH – KG + X = DH – KG + K - (DH – KG) = K (14) Siendo X = K - (DH – KG) Los beneficios de la empresa de generación pública serán: ΠU = (PLA + tA) β KLH + (PHA + tA) (DH – KG)+ X PHA – F (15) Vemos que los beneficios de la empresa pública serán menores si se produce la entrada de un generador. En el período L venderá su energía al mismo precio que en caso anterior y en el período H venderá una menor proporción de su capacidad en el mercado interno recibiendo el mismo precio pero exportará una mayor cantidad recibiendo un precio menor al que recibía en el mercado interno. Los beneficios del generador de ciclos combinados serán: ΠG = (PLA + tA - cG) qLG + (PHA + tA - cG) qHG – n G (16) Vemos que el signo de los beneficios del generador a gas dependerá de que los beneficios brutos sean mayores o menores que el coste fijo de encender la central por el número de veces que se encienda dicha central, n. 34 El precio medio de la generación eléctrica en el Uruguay en el caso que se produzca la entrada, seguirá estando limitado por el precio del mercado argentino: PU = dL PLA + dH PHA + tA (17) Siendo dL = DL⁄ D y dH = DH⁄ D Vemos que el precio medio de generación, que se cargará en la tarifa y que enfrentarán los consumidores cualificados que concurran al mercado, será igual que en el caso en que no se produzcan entradas. Concluyendo, el precio de equilibrio será el de importación en cada período que seguirá actuando como un price cap en el mercado uruguayo. Este resultado es consistente con el encontrado por García, Reitzes y Stacchetti (2001). Nótese que los beneficios de la empresa pública verticalmente integrada se verán reducidos, por lo que el papel del regulador asegurando el libre acceso a las redes de transmisión y distribución es crucial para que la entrada se haga efectiva y la competencia tenga los efectos deseados. 35 V) REGULADOR INEFICIENTE Y PODER DE MONOPSONIO DE LA EMPRESA PÚBLICA El regulador y el administrador del mercado eléctrico tendrán un rol fundamental a la hora de asegurar la incipiente competencia y así garantizar los beneficios para los consumidores analizados anteriormente. Una de los principales desafíos que enfrentará el regulador será el control de la empresa pública eléctrica verticalmente integrada, UTE, que tendrá fuertes incentivos a abusar de su posición de dominio y de ejercer discriminación en los precios. Como vimos en la comparación de los beneficios de la empresa pública en los dos casos anteriores, UTE tendrá un fuerte incentivo a establecer barreras de entrada a un posible competidor. Estas barreras podrían elevarse, por ejemplo, a través de la denegación de acceso a terceros a las redes de distribución para el caso en que los grandes consumidores compren directamente a generadores extranjeros o al hipotético entrante. Además, no parece que la amenaza de entrada pueda por si sola disciplinar a la empresa pública de generación, ya que la cantidad de energía que podría vender el generador de ciclos combinados es relativamente pequeña con respecto a la capacidad de producción de la empresa pública. Por lo tanto, es muy probable que no le merezca la pena fijar el precio por debajo del coste marginal de un hipotético entrante, ya que en el escenario anterior vende gran parte de su producción a un precio mayor a éste. Pero considero que el principal incentivo que tendrá la empresa verticalmente integrada será el de ejercer su poder de monopsonio. Es decir, que la empresa de distribución estará tentada a comprar la generación de su propiedad a cualquier precio por medio de contratos bilaterales, ya que tendrá el monopolio de la distribución a los consumidores domésticos9. Dado que la tarifa retribuirá el 100% de los costes de distribución, el sobreprecio pagado por la empresa de distribución le será retribuido en su totalidad. 9 El consumo de los consumidores cualificados representa aproximadamente entre un 35 % y el 40 % del total de la demanda nacional anual, siendo el resto consumo a tarifa, por lo tanto, cautivo de la empresa pública de distribución. 36 Esto se ve acentuado por el hecho que la empresa pública de distribución posee capacidad instalada más que suficiente para cubrir toda la demanda a tarifa, incluso en el período de precios bajos en que almacena capacidad hidráulica. Por lo que podría vender a su distribuidora a precio de monopolio y competir en el mercado liberalizado por el consumo de los grandes consumidores, como describimos en los casos anteriores. Por lo tanto, es crucial el hecho de que el regulador sea eficiente y se evite la llamada “captura del regulador”. A su vez, debe establecerse una Política de la Competencia clara y eficaz para evitar que la empresa UTE abuse de su posición de dominio a través de la implementación de subsidios cruzados, precios discriminatorios y se garantice el libre acceso de terceros a las redes de distribución. 37 VI) CONCLUSIONES La incipiente liberalización en el mercado eléctrico uruguayo tendrá efectos positivos sobre la competencia y beneficiará a los consumidores domésticos e industriales. A pesar de la timidez de la reforma, ésta tendrá como efectos más positivos la distinción entre las distintas ramas del negocio eléctrico y provocará una caída en el coste de la generación eléctrica cargado actualmente en las tarifas. Actualmente no se puede determinar cual es el precio que se esta cargando a los consumidores por el concepto de generación. El nuevo marco regulatorio traerá transparencia en este sentido y a la vez hará que los precios por este concepto tiendan a converger con los del mercado argentino, mercado enfrentado a la libre competencia desde hace más de 10 años. El precio del mercado argentino actuará como un price cap sobre el mercado uruguayo. Aparentemente, sería posible la entrada de un nuevo generador al sistema si éste puede sustituir importaciones. Además, en el caso en que su coste marginal sea menor que el coste de oportunidad de la empresa publica en el período de precios altos, determinado por el precio de exportación, podría incluso competir en el mercado interno en este período. Sin embargo, para que estos beneficios sociales se vean materializados, es fundamental evitar la captura del regulador y que este actúe de manera eficiente. Asimismo es necesario establecer de una Política de la Competencia clara y eficaz que garantice que la empresa pública verticalmente integrada no abuse de su posición de dominio ni establezca barreras a la entrada de posibles nuevos agentes. 38 BIBLIOGRAFÍA Garcia A., Reitzes James D., Stacchetti Ennio 2001.”Strategic Pricing when Electricity is Storable.” Journal of Regulatory Economics. Joskow Paul L. 1998. “Electricity Sectors in Transmition.” The Energy Journal, Vol. 19, Nº2. Joskow Paul L. and Tirole Jean 2002 “Transmission rights and market power on electric power networks.” RAND Journal of Economics, Vol. 31, Nº 3 Autumn 2000. Monzón P., Vignolo M. 1996.”Deregulating de Electricity Sector”, Facultad de Ingeniería – UDELAR – Montevideo, URUGUAY. Shy Oz 2002. “The Economics of Network Industries.” Cambridge University Press, Second Edition. Wolak, Frank A. 2003.”Designing Competitive Wholesale Electricity Markets for Latin American Countries”, disponible en http://www.stanford.edu/~wolak Wolfram C. 1999. “Measuring Duopoly Power in the British Electricity Spot Market.” The American Economic Review, Sep. 1999. CAMMESA 2003 Informe Mensual del Mercado Eléctrico Mayorista de enero de 2003. Disponible en: http://memnet2.cammesa.com/ CAMMESA 2003 Informe Mensual del Mercado Eléctrico Mayorista de junio de 2003. Disponible en: http://memnet2.cammesa.com/ CAMMESA 2002 Informe Anual del Mercado Eléctrico Mayorista. Disponible en: http://memnet2.cammesa.com/ DNE URSEA 2002. Memoria Anual de la Dirección Nacional de Energía. Disponible en: http://www.dne.gub.uy/ Decreto Nº 339/979 sobre fijación de tarifas en el Uruguay. Disponible en http://www.uree.gub.uy/ URSEA 2002. Informe “Seguridad de suministro: estimación de la potencia firme faltante en el sistema eléctrico nacional.” Disponible en http://www.uree.gub.uy/ URSEA Reglamento del Mercado Eléctrico Mayorista. Disponible http://www.uree.gub.uy/ UTE 2002. Memoria Anual 2002. Disponible en http://www.ute.com.uy/ 39 en ANEXO Demanda Estimada mWh Proyeccion demanda interna 1% 2% 3% 3,5% 2.002 8.211.846 8.211.846 8.211.846 8.211.846 2.003 8.293.964 8.376.083 8.458.201 8.499.261 2.004 8.376.904 8.543.605 8.711.947 8.796.735 2.005 8.460.673 8.714.477 8.973.306 9.104.620 2.006 8.545.280 8.888.766 9.242.505 9.423.282 2.007 8.630.733 9.066.542 9.519.780 9.753.097 2.008 8.717.040 9.247.872 9.805.374 10.094.455 2.009 2.010 2.011 8.804.210 8.892.253 8.981.175 9.432.830 9.621.486 9.813.916 10.099.535 10.402.521 10.714.596 10.447.761 10.813.433 11.191.903 8.211.846 8.406.877 8.607.298 8.813.269 9.024.958 9.242.538 9.466.185 9.696.084 9.932.423 10.175.398 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 7.000.000 8.250.000 9.500.000 Demanda no cubierta por la energía hidraulica estimada 1.211.846 1.406.877 1.607.298 1.813.269 2.024.958 0 156.877 357.298 563.269 774.958 0 0 0 0 0 2.242.538 992.538 0 2.466.185 1.216.185 0 2.696.084 1.446.084 196.084 2.932.423 1.682.423 432.423 3.175.398 1.925.398 675.398 1.078.359 1.227.457 1.446.084 1.682.423 1.925.398 Proyección Media hidraulica bajo medio alto HB HM HA 7.000.000 8.250.000 9.500.000 0 7.000.000 8.250.000 9.500.000 521.252 654.865 792.179 933.306 Horas de funcionamiento estimadas para una CCC 360MW HB HM HA 2.002 3.366 0 0 2.003 3.908 436 0 2.004 4.465 992 0 2.005 5.037 1.565 0 2.006 5.625 2.153 0 2.007 6.229 2.757 0 2.008 6.851 3.378 0 2.009 7.489 4.017 545 2.010 8.000 4.673 1.201 2.011 8.000 5.348 1.876 1.122 1.448 1.819 2.200 2.593 2.995 3.410 4.017 4.625 5.075 40 Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista Argentino Precios medios mensuales del mercado argentino (01/2000-04/2003) En centavos de dólar constantes por Kwh Mercado Spot Mercado a Término PL PH PLT PHT 0,91 1,07 0,94 0,96 PL Precio mercado spot en período L PH Precio mercado spot en período H PLT Precio mercado a término en el período L PHT Precio mercado a término en el período H Fuente: CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima) Precios en el Mercado Mayorista Argentino (en centimos de dólar constantes por Kwh) 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 en e00 ab r-0 0 ju l-0 0 oc t-0 0 en e01 ab r-0 1 ju l-0 1 oc t-0 1 en e02 ab r-0 2 ju l-0 2 oc t-0 2 en e03 ab r-0 3 0,00 Precio mercado spot Precio mercado a término 41
