Efectos de la Reforma del Sector Eléctrico

por

Ciro Eduardo Bazán Navarro* Universidad de las Palmas de Gran Canaria

Marzo 2003

* Deseo agradecer a mi tutor Gustavo Nombela cuyo asesoramiento ha sido fundamental para la elaboración de la presente tesina. Asimismo, quiero agradecer a Juan Luis Jiménez por sus valiosos comentarios y sugerencias.

Índice 1. Introducción 1

2. Características técnico-económicas de un sistema eléctrico 3

2.1. Definición y estructura de un sistema eléctrico 3

2.1.1. Generación 5

2.1.2. Transporte 8

2.1.3. Comercialización 11

2.2. Funcionamiento de un sistema eléctrico: el papel central de la red de transmisión 12

2.3. Restricciones técnicas de la red de transmisión 16

2.3.1. El efecto de los flujos paralelos 22

2.4. Externalidades asociadas a los flujos paralelos 25

3. Organización tradicional del sector eléctrico y nuevos modelos 31

3.1. Antecedentes del proceso de reforma 31

3.2. Organización tradicional del sector eléctrico: coordinación centralizada 33

3.3. La reforma del sector eléctrico: modelos de mercado 35

3.3.1. El modelo de acceso a la red 36

3.3.2. El modelo del pool competitivo 37

3.3.3. La variante del comprador único 38

3.3.4. Evaluación de los modelos de mercado 39

3.3.5. Los mercados financieros asociados 42

4. Regulación y tarificación de la red de transmisión 44

4.1. Cálculo de precios de transmisión 44

4.1.1. Precios nodales 45

4.1.2. Réplica financiera de los derechos de uso de transmisión 49

4.1.3. Derechos de propiedad de capacidad de transmisión 50

4.2. Regulación de la red de transmisión 52

5. Efectos de la reforma de un mercado eléctrico: modelización teórica 58

5.1. Descripción del modelo 58

5.2. Modelo de sistema eléctrico centralizado 60

5.3. Modelos de sistema eléctrico reformado 63

5.3.1. Modelo con generador 2 como monopolista 64

5.3.2. Modelo de pool competitivo 66

5.4. Análisis de un caso particular 71

6. Evidencia empírica: la experiencia internacional 80

6.1. Revisión de literatura 80

6.2. Problemas tras la reforma del sector: algunos ejemplos 84

7. Conclusiones 90

Bibliografía 92

Anexos

Anexo 1: Cálculo de los precios nodales i

Anexo 2: La crisis eléctrica en California xi

1. Introducción

Hasta hace pocos años, el sector eléctrico era considerado como un monopolio natural.

No obstante, durante las últimas décadas, muchos países han ido introduciendo reformas en la

organización de sus industrias eléctricas. Estas reformas han sido posibles, por un lado, gracias a

cambios tecnológicos, que han permitido reducir la escala de las centrales de generación y una

mayor competencia; y por otro lado, gracias a una revisión del papel de los gobiernos. El nuevo

marco se caracteriza por la desintegración vertical (generalmente separación funcional) de las

fases del sector, introducción de competencia en la generación y en la comercialización, la

creación de mercados descentralizados de generación, la regulación de las tarifas y de las

condiciones de acceso de terceros a las redes eléctricas (que aún se consideran monopolios

naturales) y una redefinición de la regulación (desarrollo de un nuevo marco regulador).

Adicionalmente, algunos países, han realizado privatizaciones en la generación y en la

comercialización con el propósito de que inversionistas privados introduzcan recursos

financieros en estas fases y con la esperanza de que las empresas busquen reducir sus costes.

En general, todos estos cambios buscan mejorar la eficiencia económica de la industria y

reducir los precios para los usuarios finales. Sin embargo, esto no se garantiza automáticamente,

como algunas experiencias negativas de diversos países muestran (por ejemplo: Chile, Brasil,

California).

En este nuevo ambiente, resultan interesantes algunas cuestiones tales como: ¿Qué

estructura debería adoptarse?, ¿La reforma del sector puede incentivar a que las empresas del

sector operen eficientemente?, y ¿Cuál es el impacto de la reforma en las tarifas de los usuarios

finales?

En el presente trabajo se ha intentado buscar en la literatura respuesta a las interrogantes

anteriores y examinar la evidencia empírica de algunos países. Asimismo, se ha desarrollado un

modelo sencillo con el propósito de mostrar los efectos de la reforma del sector eléctrico en un

horizonte temporal de corto plazo. En particular, se pretende mostrar mediante varios casos qué

impactos tienen la liberalización de la generación, la desintegración vertical y las condiciones de

acceso a las redes eléctricas sobre las tarifas de los usuarios finales.

La tesina está compuesta por seis secciones principales y dos anexos. En la sección 2 se

describen las características técnico-económicas de un sistema eléctrico. En la sección 3 se

1

2

realiza una descripción comparativa entre la organización tradicional del sector eléctrico y los

nuevos modelos de mercado. En la sección 4, debido al rol fundamental que desempeña la red

de alta tensión dentro del sector, se ha dedicado una breve sección a la regulación y a la

tarificación del sistema de transmisión. En la sección 5, se realiza una modelización teórica de un

sistema eléctrico simplificado. En la sección 6 se hace una revisión de evidencia empírica sobre

los resultados de la reforma eléctrica a nivel internacional y se analizan algunos problemas que

se han presentado en Chile y en California tras la reforma de sus industrias eléctricas. En la

sección 7 se presentan las conclusiones y posibles líneas de extensión. Finalmente, se presentan

dos anexos: en el primero de ellos se realiza el cálculo formal de los precios nodales de un

sistema eléctrico, y en el segundo se describe la crisis eléctrica que afrontó el Estado de

California tras la reforma de su sector eléctrico.

2. Características técnico-económicas de un sistema eléctrico

La energía eléctrica es un elemento indispensable para el desarrollo de múltiples

actividades económicas y es un factor de producción de casi todos los bienes y servicios. Entre

las principales características de la electricidad podemos destacar que se puede producir a partir

de fuentes energéticas primarias muy diversas, las máquinas que la generan (generadores) y las

que la transforman en energía mecánica (motores) tienen altos niveles de eficiencia, y posee gran

diversidad de aplicaciones. Se puede transportar en forma instantánea a grandes distancias y es

relativamente fácil de controlar. No obstante, el mayor inconveniente que presenta la electricidad

es que aunque es posible acumularla en pequeñas cantidades, no lo es en grandes cantidades

debido a su alto coste.

Para aclarar los términos que van a utilizarse a lo largo de este trabajo, definiremos la

demanda eléctrica como la potencia eléctrica, medida en megavatios (MW) o en cualquiera de

sus múltiplos, que es requerida por los usuarios y que es producida por las empresas generadoras

en un instante dado. Para hacer llegar la energía a los consumidores, es necesario instalar un

Sistema Eléctrico, que sería todo el conjunto de activos requeridos y que se suele dividir en

varias fases: generación, transmisión, distribución y comercialización.

Con el propósito de estudiar las características de los costes de las distintas fases de un

sistema eléctrico y los efectos que causan las restricciones técnicas, se hace en esta sección una

revisión de su funcionamiento, destacando el papel central que desempeña la red de transmisión,

y se describen brevemente las leyes físicas que gobiernan los flujos de potencia activa1 en un

sistema.

2.1. Definición y estructura de un sistema eléctrico

Podemos definir un sistema eléctrico como el conjunto de elementos2 que hacen posible

suministrar energía eléctrica a los usuarios en cualquier punto en el que sea necesario su uso, en

condiciones apropiadas de tensión, frecuencia y disponibilidad.

1 La potencia activa es aquella potencia utilizada para realizar trabajo útil, tal como arrancar un motor. 2 Los elementos principales que conforman un sistema eléctrico son: centros de generación, estaciones elevadoras, redes de transmisión y distribución, subestaciones y estaciones de transformación, equipos de medida, protección y control, elementos consumidores como motores y centros de iluminación, etc.

3

La estructura del sector eléctrico tradicionalmente se clasificaba en tres fases principales:

generación, transmisión y distribución. Estas fases muestran diferencias claras en sus funciones,

en su tecnología, y en sus características de costes. Sin embargo, recientemente, la reforma del

sector de la electricidad ha impulsado la aparición de la comercialización, o venta al por menor,

de la electricidad a los consumidores finales, como una función separada y distinta a la de

distribución. En la Figura 2.1 se muestra la estructura de un sistema eléctrico en forma detallada,

aunque no se ha señalado la posible separación entre las fases de distribución y comercialización.

Figura 2.1. Esquema de un Sistema Eléctrico

En los sistemas eléctricos actuales, tras la reforma de los modelos tradicionales, hay un

número de funciones adicionales, tales como operación del sistema, despacho económico3,

control de la red, gestión de riesgos, mercados de contado (spot) y mercados contractuales, que

serán comentadas más adelante.

3 El despacho económico es la forma en que se programa el funcionamiento de las plantas generadoras para cubrir la demanda del sistema, de tal manera que se obtenga el coste mínimo de operación, respetando las restricciones técnicas de transporte, confiabilidad y calidad de suministro. Esta actividad tiene como finalidad asegurar que los consumidores reciban la energía eléctrica que requieran del sistema.

4

2.1.1. Generación

La fase de generación, además de la producción de electricidad propiamente dicha,

incluye la planificación de la capacidad y las inversiones. En esta etapa se genera energía

eléctrica por medio de unidades o grupos de generación4 a través de la transformación de alguna

otra forma de energía en energía eléctrica a partir de una fuente primaria. Las principales fuentes

primarias son: recursos hídricos, carbón, gas natural, petróleo, combustible nuclear y recursos

renovables (viento, sol, biomasa). La energía se genera a voltajes que van desde los 3 kV hasta

los 36 kV en corriente alterna.

Las tecnologías de generación de electricidad se pueden clasificar de acuerdo al número

de etapas o ciclos necesarios para la generación de la energía y de acuerdo a la fuente primaria

que utilizan para producir la electricidad. Según la fuente, las tecnologías de generación se

pueden clasificar en hidráulicas, térmicas, nucleares y renovables.

Respecto al número de ciclos que utilizan, las tecnologías de generación se pueden

clasificar en tecnologías de ciclo sencillo y de ciclo combinado. En las centrales de ciclo

sencillo, el combustible que utilizan es quemado para producir vapor o gas para la turbina o para

impulsarla directamente, mientras que las centrales de ciclo combinado añaden al ciclo sencillo

una segunda etapa donde se aprovecha la energía residual de la primera etapa de combustión

para producir energía eléctrica adicional.

Dada la diversidad de tecnologías de generación disponibles, es importante conocer qué

factores son indispensables en la determinación del uso eficiente de las mismas. Entre los más

importantes tenemos: las economías de escala, la comparación entre sus costes fijos y sus costes

variables, la capacidad de interrupción que poseen, y sus costes de salida.

Economías de escala

Las economías de escala en esta fase del sector eléctrico pueden ser estudiadas ya sea

para el tamaño de una planta generadora o para el nivel de empresa (plantas distribuidas en

diversas zonas geográficas). El tamaño de una empresa generadora se mide en función de la

potencia eléctrica (megavatios) que es capaz de producir. La escala mínima eficiente (EME)

4 La entidad relevante de generación de electricidad es la planta la cual está constituida por unidades de diferentes escalas y que operan en distintas épocas.

5

corresponde a aquella producción donde la curva de costes medios no presenta más economías

de escala. Si la EME es pequeña comparada con el tamaño total del mercado de generación,

entonces habrá lugar para que nuevos competidores operen a los costes medios más bajos

posibles para cubrir la demanda de los usuarios. Por otra parte, si ocurre que la EME es

relativamente grande respecto del tamaño del mercado, entonces la minimización de los costes

medios llevará a tener un sector con una estructura de mercado concentrada.

Las EME de las unidades de vapor que utilizan combustibles fósiles rondan los 400 MW,

los reactores nucleares alrededor de los 1.000 MW y las turbinas de gas por debajo de los

400 MW. La evolución de las EME a lo largo del tiempo ha tenido una tendencia creciente entre

los años 60 y 80, por la implantación de centrales nucleares, mientras que durante las últimas

décadas esta tendencia se ha invertido, especialmente tras la aparición de las nuevas turbinas de

gas natural de ciclo combinado5. Se prevé que en los próximos años las plantas basadas en

turbinas de gas de ciclo combinado constituirán entre un 50% y un 70% de la capacidad de

generación que se instalará en el mundo (Posner, 1993).

La evidencia empírica señala rendimientos crecientes para niveles de producción bajos y

rendimientos constantes a partir de un determinado nivel, ya sea para la planta o la empresa. El

umbral desde el que desaparecen las economías de escala varía de acuerdo a la tecnología

empleada, pero suele ser pequeño al compararlo con la dimensión del mercado. Por tanto, a

priori no parece existir ningún argumento económico que justifique el hecho de que una sola

compañía lleve a cabo esta actividad. Sin embargo, que la competencia sea factible no significa

que sea fácil de organizar el sector de forma que un número suficiente de empresas garantice un

suministro eficiente de electricidad.

Comparación entre costes fijos y costes variables

Los distintos tipos de plantas de generación se caracterizan por las diversas distribuciones

de sus costes fijos y de sus costes variables. Plantas hidroeléctricas, nucleares y algunas

renovables tienen alto coste fijo (esencialmente capacidad) y coste variable bajo (esencialmente

combustible). El coste del combustible en la generación nuclear varía entre el 4% (Canadá) y el

23% (Japón) en países miembros de la OECD6. En contraste, el combustible se considera entre el

5 Para más detalles, ver Joskow y Schmalensee (1987) y Joskow y Rose (1985, 1990). 6 A una tasa de descuento del 10%, 30 años de vida útil y un factor de carga del 75%. (OECD/IEA, 1993).

6

22% (ciertas regiones de Norteamérica) y el 53% (Alemania) del coste total de la generación. La

parte que representa el combustible en el coste de la generación basada en gas está entre el 46%

(Canadá) y el 75% (en algunas partes de los Estados Unidos).

Esta estructura de costes implica que hay un orden para el despacho de la planta, también

llamado “orden de mérito”, que reduce al mínimo los costes totales, poniendo la planta en

operación mientras se incrementa la demanda (es decir no más de lo necesario para satisfacer la

demanda en cualquier hora dada). Por lo tanto, en un sistema basado en los costes, la capacidad

con coste variable bajo y coste fijo alto, tal como la nuclear, es operada tanto como sea posible.

Este tipo de capacidad se llama carga base. Ocurre lo contrario para el tipo de plantas de gas

referidas arriba, que son operadas en la carga (demanda) máxima o en la intermedia. Puesto que

la carga varía rápida e imprevisiblemente, esto encarece el mantenimiento del sistema.

Capacidad de interrupción

El coste de iniciar la generación de energía eléctrica también es muy importante en la

determinación del uso eficiente de las diversas tecnologías de generación disponibles. Por

ejemplo, tecnologías como la térmica o la nuclear poseen unos costes de arranque elevados, lo

que obliga a programar su funcionamiento durante periodos largos con el propósito de minimizar

el número de paradas y de puestas en marcha. Lo más eficiente es que las unidades con costes de

arranque relativamente bajos se utilicen para satisfacer las demandas pico y para suministrar

reservas de emergencia al sistema eléctrico. En el caso de las centrales hidráulicas, debido a que

la energía que generan puede variarse en periodos de tiempo muy cortos, éstas se pueden utilizar

para satisfacer la demanda marginal y para suministro de reserva, aunque gracias a que además

poseen un alto ratio entre costes fijos y costes variables se pueden utilizar también para la

demanda base. Gracias a estas características, se utiliza parte de la capacidad de las centrales

hidráulicas para satisfacer un porcentaje de la demanda base y la restante para satisfacer una

parte de las variaciones repentinas en la demanda.

La tecnología más versátil de todas es la de gas de ciclo combinado, ya que posee bajos

costes de interrupción y además bajos costes fijos y variables. Adicionalmente, esta tecnología

tiene diversas ventajas: el periodo de construcción, las necesidades de espacio y el precio del gas

son bajos; el combustible empleado es uniforme y tiene un alto grado de pureza y es menos

contaminante (Thomas, 1996).

7

Costes de salida

La teoría económica señala que grandes costes de salida actúan como una barrera

importante a la entrada, por lo que es importante que el coste de desmantelar una central de

generación de energía se tenga en cuenta en cualquier comparación de la eficiencia de

tecnologías de generación alternativas. Por otra parte, muchos expertos creen que los costes de

salida de las centrales nucleares serían relativamente elevados debido a lo caro que resultaría

mantener seguros los residuos radioactivos y las centrales de energía después de que hubiesen

parado su proceso productivo.

Se justifica entonces que el parque óptimo de generación de electricidad esté compuesto

por diversas tecnologías debido a que todas ellas presentan marcadas diferencias en los cuatro

factores antes descritos. Otro factor que hace razonable el uso de diversas tecnologías en la

generación de electricidad es que para proteger el medioambiente se obligue a las empresas

generadoras a utilizar determinadas tecnologías para tener en consideración los costes sociales de

la contaminación.

2.1.2. Transporte

El transporte de energía eléctrica se realiza a través de redes de transmisión en alta

tensión y a través de redes de distribución en media y baja tensión.

a) Transmisión: Los sistemas de transmisión son el conjunto de redes eléctricas7 que

transportan energía desde las estaciones elevadoras a la región en que están los consumos. Una

vez generada la energía eléctrica en las centrales, con el objeto de minimizar las pérdidas, se

eleva la tensión desde el valor de la generación hasta el de transmisión a grandes distancias que

normalmente suele estar entre los 132 kV y los 750 kV. Luego de haberse elevado la tensión, la

energía es transportada a través de una red de interconexión8 y a través de una red de transmisión

hasta una subestación de transformación9 que reduce la tensión a niveles que van desde los

7 Podemos considerar como red eléctrica al conjunto de nodos (puntos de la red en el que concurren más de dos líneas de conducción) unidos mediante tramos o líneas (conjunto de elementos de la red comprendido entre dos nodos consecutivos) de conducción. 8 Las redes de interconexión son uniones entre sistemas de transmisión poderosos y sirven para apoyo recíproco de éstos, transmitiendo energía eléctrica en una u otra dirección según sean las circunstancias. 9 Las subestaciones de transformación, que constituyen nodos de la red eléctrica, tienen por función reducir la tensión del transporte e interconexión a tensiones de reparto y se encuentran ubicadas en los grandes centros de consumo.

8

66 kV hasta los 132 kV. A partir de las subestaciones de transformación a través de la red de

reparto10 se envía la energía eléctrica, normalmente mediante anillos que rodean los grandes

centros de consumo hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución11.

La red de transmisión proporciona la energía a territorios amplios (regiones, países) con

potencias importantes (cientos y a veces miles de megavatios) y a grandes distancias. Para ello

utilizan tensiones iguales a las redes de interconexión. Por su importancia económica deben

poseer una estructura que asegure continuidad de servicio.

Aparte de la función de transporte de electricidad en alta tensión, la fase de transmisión

incluye la coordinación y el despacho económico de la capacidad existente así como la

planificación de la red de transmisión a través de un centro de control de electricidad. El tamaño

y las condiciones de la red de transmisión dependen de consideraciones de oferta y demanda, de

los costes de construcción y mantenimiento y de los costes por pérdidas de potencia eléctrica en

forma de calor.

En cuanto al aspecto económico de la transmisión podemos decir que presenta economías

de escala que se alcanzan gracias al uso de una sola red. Por otro lado, en esta fase también se

pueden conseguir importantes economías de alcance y algunas economías de densidad12

(Weyman-Jones,1995).

Ya hemos comentado que la energía eléctrica es difícilmente almacenable, por lo que la

electricidad que circula por las líneas de transmisión en cada instante del día, del mes o del año

puede considerarse como un producto distinto. Esto otorga a la transmisión las características

propias de una actividad multiproducto, lo que permite hablar de economías de alcance en el

sentido que el coste de suministrar un conjunto de productos es inferior a la suma de los costes

de ofrecer cada uno de ellos por separado.

10 Las redes de reparto o subtransmisión suministran la potencia requerida por la distribución de todo un pueblo o por algunos consumos industriales de gran envergadura. Transporta potencias de algunas decenas de MW. 11 La función de una estación transformadora de distribución es reducir la tensión desde el nivel de la red de reparto hasta el de la red de distribución en media tensión. Estas estaciones contienen los equipos que permiten conectar o desconectar elementos del sistema, así como los equipos de control, protección y medición. Éstas se encuentran normalmente intercaladas en los anillos formados en la red de reparto. 12 Las economías de densidad implican que el coste medio de abastecer a los clientes en un área geográfica determinada decrece cuando el número de consumidores atendidos se incrementa.

9

Las economías de densidad surgen como consecuencia de la interconexión de los

diversos nodos de demanda, en los que las transacciones de electricidad pueden experimentar

variaciones aleatorias e imprevisibles. A menos que estas oscilaciones mantuviesen entre sí una

correlación perfecta de signo positivo, el riesgo de no poder satisfacer la demanda en un sistema

de nodos interconectados es menor que la suma de los riesgos de no poder atender las

necesidades de cada nodo aislado.

Sólo con las economías de escala y de alcance, así como también con las economías de

densidad presentes en esta fase de la cadena de suministro de la energía eléctrica, bastaría para

considerar a la red de transmisión como un monopolio natural, aunque como veremos más

adelante, el mayor número de razones que caracterizan a la red de transmisión como monopolio

natural se desprenden del importante papel que desempeña en la coordinación del sistema de

energía eléctrica como un todo y adicionalmente por las externalidades que ocasionan en otras

partes del sistema.

b) Distribución: La fase de distribución esta compuesta por las redes de distribución de

media y baja tensión.

Red de distribución en media tensión

Son redes malladas13 que cubren la superficie de un gran centro de consumo (población,

gran industria, etc.) uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de

transformación. La misión de estos centros es reducir la tensión de la red de distribución de

media tensión al nivel de la red de distribución de baja tensión. Se encuentran ubicados en los

centros de gravedad de todas las áreas de consumo. Los niveles de tensión a los que suelen

funcionar estas redes van desde los 3 kV hasta los 66 kV.

Red de distribución de baja tensión

Son redes que, partiendo de los centros de transformación ya mencionados, alimentan

directamente los distintos usuarios, constituyendo el último escalón en la distribución de la

energía eléctrica. Es la última fase de transformación donde la media tensión se reduce a

13 Una malla es el conjunto de líneas que forman un camino cerrado a través de por lo menos dos nodos consecutivos, por lo que se puede decir que una red mallada es aquella que conecta sus diversos nodos a través de líneas que permiten acceder de uno a otro por distintos caminos alternativos (Lasheras, 1999).

10

tensiones menores a 1 kV, normalmente a 380 voltios y 220 voltios. Este proceso se realiza a

través de transformadores que se instalan sobre postes o en cámaras subterráneas.

Al igual que la transmisión, la distribución se caracteriza por un uso intensivo del factor

capital, una elevada relación entre costes fijos y variables y altos costes hundidos. Además, las

redes de distribución en media y baja tensión presentan importantes economías de densidad, lo

que justificaría desde el punto de la eficiencia técnica darle a los distribuidores derechos

exclusivos sobre alguna extensión territorial, procurando que las áreas de mercado que se les

asigne a cada distribuidor no se solapen con el fin de reducir costes de distribución totales en el

sistema. Debido a que parece que diseñar redes de gran tamaño significaría que las economías de

escala que las caracterizan tenderían a desaparecer en un periodo de tiempo muy corto, se

justificaría, con el propósito de minimizar los costes totales de distribución, un modelo de

numerosos monopolios locales con un área de mercado que estuviese inversamente relacionada

con la densidad de los consumidores, lo que significaría que a las compañías de distribución

urbanas se les asignaría una región menor que a las rurales.

2.1.3. Comercialización

La comercialización es una nueva actividad económica del negocio eléctrico que consiste

en facilitar la utilización de la energía eléctrica a los consumidores finales. La comercialización

también incluye el marketing, la medición y facturación, y puede abarcar actividades tales como

información, consejo y financiación del cliente, pero sin ocuparse de la distribución o

mantenimiento de la red de transporte de baja tensión. Tradicionalmente, las compañías

distribuidoras se han encargado de proporcionar la electricidad a los consumidores. Sin embargo,

no hay alguna razón económica que justifique que sólo ellas deban encargarse de esta actividad.

A diferencia de las actividades anteriores, en ésta no se requieren elevadas inversiones, lo

que permite que los costes hundidos sean bajos facilitando así la entrada y creando unas

condiciones adecuadas para que exista competencia. Si se permite el acceso a las redes de

transmisión y distribución a través de condiciones adecuadas, el abastecimiento de electricidad a

los usuarios finales podría realizarlo una entidad distinta a la empresa distribuidora que opera en

la zona, consiguiéndose con ello que la comercialización se convierta en una actividad

potencialmente competitiva donde las empresas de generación, las distribuidoras de otras zonas o

cualquier otra puedan rivalizar con la encargada de la distribución en un área geográfica

específica. Sin embargo, para que exista verdadera competencia será necesario evitar que la

11

distribuidora emplee su poder de mercado sobre la red local para impedir la concurrencia de

otras empresas comercializadoras.

La competencia en la actividad de comercialización reside en factores como el precio de

venta de la energía o el servicio de atención al cliente. Los agentes comercializadores negocian

la compra de energía en el mercado mayorista o a través de contratos bilaterales con los agentes

generadores, y su venta al por menor con los consumidores finales, accediendo a las redes de

distribución de baja tensión mediante el pago de peajes a los propietarios de las redes.

En definitiva, la comercialización consiste en la prestación de un servicio al por menor a

partir de un producto elaborado por otros y mediante una infraestructura ajena. En consecuencia

el valor añadido por las empresas comercializadoras es relativamente pequeño y sus diversos

costes que proceden de la generación, transmisión y distribución tienen una enorme influencia en

el precio de venta.

2.2. Funcionamiento de un sistema eléctrico: el papel central de la red de transmisión

En un sistema eléctrico existe un alto grado de interdependencia entre las fases de

generación, transmisión y distribución, de forma que cualquier modificación en algún punto del

sistema afecta a todo el resto. Por tanto si se desea que el sistema funcione de manera eficiente se

deberá tener en cuenta dicha interdependencia. Ésta se debe principalmente a la interacción de

tres importantes características del sistema.

En primer lugar, todo sistema eléctrico debe satisfacer en cualquier instante del tiempo la

siguiente restricción de equilibrio:

Demandada PotenciaPotencia de PérdidasGenerada Potencia =+ (2.1)

La ecuación (2.1) nos dice que la potencia generada siempre debe ser mayor a la potencia

demandada en las pérdidas de potencia producidas en la transmisión14 y en todos los puntos de

consumo. La energía por unidad de tiempo que se pierde en el transporte de electricidad en una

14 Las pérdidas debidas a la transmisión son la parte de la potencia eléctrica que al viajar a lo largo de la red de transmisión, entre los diversos nodos que la conforman, se pierde en forma de calor.

12

línea de la red de transmisión es directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de

corriente eléctrica15 que circula por dicha línea y a su resistencia eléctrica16.

La resistencia depende entre otras cosas de la distancia del conductor que recorre la

intensidad de corriente, y ésta a su vez depende de la potencia que se inyecta y se retira de la red

de transmisión en cada instante. Por ello, las pérdidas cambian cada vez que varía la cantidad

que se está generando y demandando, es decir, las pérdidas son distintas prácticamente en cada

momento del tiempo. Debido a esta característica técnica, se requiere un alto grado de

coordinación para mantener el equilibrio del sistema eléctrico debido a que cualquier

desequilibrio en el sistema provocaría daños extensos de manera casi instantánea en diversas

partes de la red.

En segundo lugar, como se describirá con mayor detalle más adelante, la energía eléctrica

no es un flujo direccional. Esto implica que un usuario conectado a la red de transmisión no sabe

de qué central de generación está recibiendo la potencia eléctrica que consume y, por lo tanto,

sólo en el caso en el que exista una línea directa exclusiva entre el usuario y el generador, se

podrán hacer contratos de entrega física de energía desde una central de generación específica.

En la actualidad existe muy pocos elementos de control direccional del flujo de potencia en

manos del operador de una red de transmisión o de los agentes del sector eléctrico.

Por último, la demanda presenta una evolución compleja y fluctuante con altas

variaciones temporales: diarias, semanales, mensuales y estacionales. La demanda de energía

eléctrica en el muy corto plazo suele ser muy incierta, porque depende de las elecciones de un

gran número de usuarios. Los factores que suelen afectar la demanda y hacerla incierta en el

mediano y largo plazo son las desviaciones de los patrones climáticos usuales en las diversas

estaciones del año, las modificaciones en las condiciones económicas de los usuarios, y el tipo de

equipos que son conectados a la red para el consumo de electricidad.

Debido a estas tres características, para que la red de transmisión funcione establemente y

en las condiciones de seguridad deseadas deberán satisfacerse una serie de restricciones técnicas

que serán descritas más adelante, además de verificar la ecuación (2.1) en todo momento. Por

15 La intensidad de corriente eléctrica representa la cantidad de carga eléctrica (electrones) que circulan por unidad de tiempo a través de un conductor y su unidad de medida es el Amperio (A). 16 La dificultad que ofrece un conductor al paso de la corriente eléctrica se llama resistencia eléctrica y su unidad de medida es el Ohmio (Voltio/Amperio).

13

otro lado, para garantizar la estabilidad, la seguridad y el equilibrio de la red de transmisión en el

corto plazo es indispensable resolver en tiempo real y de forma casi instantánea las desviaciones

que se dan en las condiciones de funcionamiento de la red de transmisión, ya sea porque las

condiciones técnicas o de seguridad de la red sufran algún imprevisto, o porque la generación o

la demanda difieran de sus valores esperados. En consecuencia, se denomina gestión técnica de

la red de transmisión al conjunto de decisiones, un buen número tomadas en tiempo real, que

coordinan la generación de electricidad, sin olvidar las pérdidas de potencia, en los diversos

puntos de la red de modo que se pueda efectuar el suministro eléctrico respetando los requisitos

de seguridad exigidos.

La seguridad del suministro en el corto plazo obliga al mantenimiento de una capacidad

de reserva que exceda en un margen a la demanda de modo que se puedan prever los fallos y las

fluctuaciones en la demanda. Por tanto, ciertas plantas deben estar en condiciones de entrar en

funcionamiento para proporcionar energía a la red ante cambios imprevistos.

Esta gestión impone unos costes que son difíciles de identificar en las transacciones

entabladas entre generadores y consumidores debido a que tanto las restricciones técnicas como

las condiciones de seguridad de la red varían en cada momento. Este problema de la gestión de la

red de transmisión hace que no sea totalmente controlable la entrega física de energía eléctrica

estipulada en un contrato de compraventa pactado entre las partes y a que se ocasionen costes en

el resto de las negociaciones que únicamente son percibidos cuando se da la explotación

conjunta de dicha red. Por todo esto, la forma más utilizada para realizar la gestión técnica de la

red de transmisión es organizando el despacho económico de potencia en forma centralizada,

teniendo en cuenta criterios de optimización económica, técnicos y de seguridad. Esto justifica

que todo sistema eléctrico requiera un único operador cuya gestión tenga preferencia sobre las

decisiones de los generadores individuales.

Otro argumento que está a favor de que la red de transmisión sea gestionada centralmente

por un único operador con cierta autoridad sobre los generadores individuales es el hecho de que

algunas decisiones que deben ser tomadas por las empresas generadoras ocasionan

externalidades. Tal es el caso de una empresa generadora que tiene pocos incentivos a invertir en

mantenimiento y seguridad de su maquinaria y evitar de esta manera que éstas fallen en algún

momento, de forma que no ocasionen elevados costes en otras partes de la red que no sean

propiedad de la unidad defectuosa.

14

Sintetizando, aparte de las externalidades y de la gestión técnica de la red de transmisión,

las economías de escala, de alcance y de densidad constituyen sólidos argumentos para justificar

su condición de monopolio natural. Los beneficios de tener una gestión única de la red de

transmisión son (Joskow y Schmalensee, 1983):

• Economías de los intercambios de potencia17 y un despacho centralizado. Permite la

coordinación de plantas y una combinación de diversas tecnologías de generación

que operen a un menor coste en el sistema.

• Economías de coordinación en el mantenimiento, ante las indisponibilidades

periódicas de las plantas por razones funcionales y una mayor capacidad de respuesta

ante emergencias e incidencias en la red.

• Un sistema con capacidad de reserva más eficaz, ya que por medio de la

interconexión y la operación coordinada, se requiere una capacidad de reserva menor

para un mismo nivel de seguridad.

Para poder atender los incrementos en la demanda de potencia, en el largo plazo, los

sistemas eléctricos deben expandirse y para ello se deberá estimar la demanda futura, pero esto

no es sencillo ya que la demanda es incierta. De acuerdo al tamaño de la planta generadora que

se quiera construir, la expansión de la capacidad de generación de electricidad podría demorar

largos periodos de tiempo. Además, la expansión del sistema requiere de una cierta coordinación

de las inversiones en generación, transmisión y distribución. Por ejemplo, la construcción y

puesta en operación de una planta generadora podría obligar a la construcción de una mayor

capacidad de transmisión con el fin de garantizar el mismo nivel de seguridad que se tenía antes

de la entrada al sistema de la nueva planta. Por otro lado, en la adecuación de la capacidad de

generación a la demanda en su totalidad, las empresas generadoras deberían tener en cuenta la

ubicación específica y el comportamiento de la demanda al momento de escoger las tecnologías

de las nuevas plantas.

17 Dos sistemas conectados pueden intercambiar potencia entre ellos. El sistema importador reduce su nivel de carga en generación ajustado por las pérdidas, a la vez que el otro lo incrementa. Asimismo se puede realizar el wheeling, que se define como el intercambio de potencia entre dos agentes a través de la red de un tercero.

15

Estas cuestiones relativas a las inversiones en ampliación de la capacidad de generación y

de la interrelación con la red de transmisión de alta tensión son especialmente interesantes en

sistemas eléctricos que han sido objeto de una desintegración vertical, como es el caso de

muchos países, donde la coordinación entre los diferentes agentes que conforman un sistema ya

no es perfecta como en el caso de un modelo eléctrico integrado.

2.3. Restricciones técnicas de la red de transmisión

En la operación de la red es indispensable respetar todo un conjunto de restricciones

técnicas que se refieren fundamentalmente a los niveles de variación permisibles en la tensión,

en la corriente y en la frecuencia, así como al hecho de asegurar la entrega continua de

electricidad a los clientes.

Desde un punto de vista del análisis económico de la red de transmisión, las cuestiones

técnicas más destacables son las restricciones térmicas (debido a que los conductores eléctricos

ofrecen resistencia al flujo de electrones, se produce un calentamiento de los mismos, lo cual

hace que exista un flujo máximo de potencia que puede circular por una línea) y la existencia de

los flujos paralelos de potencia.

Para entender este último fenómeno, crucial en la operación de un sistema eléctrico,

vamos a describir dos leyes físicas fundamentales que gobiernan los flujos de potencia y que

hacen que el análisis de una red eléctrica sea complejo: la ley de las tensiones o voltajes de Ohm

y una de las dos leyes de Kirchoff (ley de los nodos).

La ley de Ohm (Ley de los Voltajes o de las Tensiones)

Esta ley establece que la diferencia de voltajes que hay entre los extremos de una línea

conductora de electricidad es igual al producto de su resistencia eléctrica y de la intensidad de

corriente que circula por ella.

VAB = VA - VB = I * R. (2.2)

En la Figura 2.2 se representa un modelo de una línea eléctrica, en el cuál por sencillez no

consideraremos las restricciones que impondrían las pérdidas y la potencia reactiva.

16

Figura 2.2. Modelo simplificado de una línea eléctrica

PAB

A B I R

VAB = VA - VB

PA PB

Donde: VA = voltaje en el nodo A (Voltios), VB = voltaje en nodo B, PA, PB = flujos de

potencia activa que se inyectan en A y B, respectivamente (Vatios), PAB = flujo de potencia

activa que circula por la línea, R = resistencia eléctrica de la línea (Ohmios), I = Intensidad de

corriente eléctrica (Amperios).

De la ley de Ohm se puede deducir la siguiente expresión que nos permitirá determinar la

magnitud de la intensidad de corriente eléctrica que circula por la línea:

.RVI AB= (2.3)

Esta expresión lo que nos dice es que la corriente que circula por una línea eléctrica es

igual al cociente entre la diferencia de voltajes que hay entre sus extremos y su resistencia

eléctrica. Utilizando la ecuación (2.2) y la ecuación (2.3) se puede determinar una expresión que

nos permitirá calcular el flujo de potencia activa que circula por la línea. Se hace notar que la

potencia que se inyecta en el nodo A es la misma que se demanda en el nodo B debido a que se

están despreciando las pérdidas a lo largo de la línea.

PA = PB = PAB = VAB * I. (2.4)

Esta expresión nos dice que el flujo de potencia que circula por la línea es igual al

producto de la diferencia de voltajes entre sus extremos y la intensidad de corriente que circula

por ella. Adicionalmente, se pueden deducir dos expresiones equivalentes para los flujos de

potencia activa que circulan por la línea. Si reemplazamos la ecuación (2.2) en la ecuación (2.4)

se obtiene:

PA = PB = PAB = ( I )2 * R. (2.5)

Pero, si reemplazamos la ecuación (2.3) en la ecuación (2.4) se obtiene:

17

PA = PB = PAB = ( ) R.V 2AB (2.6)

Por tanto, un primer resultado importante a tener en cuenta al analizar los flujos en una

red es que la potencia que circula por una línea va a ser inversamente proporcional a la

resistencia de esa línea, y directamente proporcional al cuadrado de la diferencia de voltaje entre

sus nodos.

La Primera ley de Kirchoff (Ley de los Nodos)

Esta ley establece que la suma algebraica de las intensidades de corriente que concurren

en un nodo es nula en todo instante.

∑ =+……++= .0 I - I . I - I I -I K1-K321k (2.7)

Donde K representa el número de intensidades de corriente que concurren en el nodo. Se

ha asumido que las corrientes que entran al nodo tienen signo positivo y las que salen de él son

de signo negativo. Esta ley alternativamente nos dice que la suma de todas las intensidades de

corriente que entran a un nodo debe ser igual a la suma de las intensidades de corriente que salen

de él. En la Figura 2.3 se ilustra este efecto.

Figura 2.3. Intensidades de corriente eléctrica que concurren en un nodo.

Ik

Ik-1

I1

I2

I3

Conexión en paralelo

La Figura 2.4 nos muestra una conexión en paralelo entre los nodos A y B por dos líneas

de transmisión, que denominamos líneas 1 y 2, con resistencias eléctricas R1 y R2

respectivamente. Los extremos de ambas líneas están sometidos a la misma diferencia de voltaje

(VAB). En el nodo A se inyecta potencia activa (PA) e intensidad de corriente (IA), que se

distribuirá entre las líneas de forma inversa a su resistencia, de acuerdo con (2.6). Dado que

estamos asumiendo que no hay pérdidas en las líneas, se deberá verificar que la potencia

18

inyectada en el nodo A deberá ser igual a la potencia que se demande en el nodo B. Por

simplicidad, no se consideran las restricciones que impondría la potencia reactiva, si bien su

inclusión no altera los resultados fundamentales.

Figura 2.4. Modelo simplificado de una conexión en paralelo de dos líneas eléctricas

IB

PB

P1

BA

I1

I2 P2

R1

R2

PA

IA

Aplicando las ecuaciones (2.2) y (2.3) al análisis de la conexión de la Figura 2.4,

tenemos:

VAB = I1 * R1 = I2 * R2. (2.8) I1 = 1AB RV . (2.9) I2 = 2AB RV . (2.10)

Dado que hemos supuesto pérdidas despreciables:

PA = PB = P1 + P2. (2.11)

Por la ecuación (2.6):

P1 = ( ) 12

AB RV . (2.12) P2 = ( ) 22

AB RV . (2.13)

Aplicando la ley de los nodos de Kirchoff, es decir la ecuación (2.7):

IA = IB = I1 + I2. (2.14)

Reemplazando las ecuaciones (2.9) y (2.10) en la ecuación (2.14), tenemos:

IA = IB = I1 + I2 = 1AB RV + 2AB RV . (2.15)

19

El resultado fundamental que se deduce de (2.15) es que al inyectar potencia en un nodo,

ésta se va a distribuir de acuerdo a la diferencia de voltaje y a las resistencias de cada una de las

líneas existentes.

Circuito equivalente de una conexión en paralelo de dos líneas eléctricas

Un circuito equivalente de un circuito determinado (el original) es otro circuito ficticio

que, visto desde sus extremos, se comporta igual que el circuito original. Dicho de otra manera,

es un artificio matemático por medio del cual se consigue estudiar el comportamiento de un

circuito mediante otro más sencillo. El circuito equivalente no es igual que el original, tan sólo

su comportamiento hacia el exterior es igual que el del original.

Vamos a transformar la conexión en paralelo (entre los nodos A y B) de las líneas 1 y 2

de la Figura 2.4 a un circuito equivalente, de modo que entre los nodos A y B haya una

resistencia equivalente (RE), una diferencia de voltajes equivalente (VE = VAB), circule una

intensidad de corriente equivalente (IE) y un flujo de potencia equivalente (PE = PAB). El

problema consistirá en calcular la resistencia del circuito equivalente para luego poder calcular

los flujos de potencia en cada una de las líneas de la conexión en paralelo del circuito original.

Figura 2.5. Circuito equivalente de una conexión en paralelo de dos líneas eléctricas

PA

A B

PE = PAB

IE RE

VE = VAB = VA - VB

PB

Aplicando las ecuaciones (2.3) y (2.4), tenemos:

VE = VAB = IE * RE. (2.16) IE = ( ) ( ) EABEE RVRV = . (2.17)

Ya que hemos supuesto pérdidas despreciables, tenemos:

PE = PA = PB = PAB. (2.18)

Por la ley de flujos de potencia de una línea eléctrica, es decir, por la ecuación (2.6):

20

PE = ( ) ( ) E2

ABE2

E RVRV = . (2.19)

Por otro lado, como ambos circuitos son equivalentes, se debe verificar:

IE = IA = IB. (2.20)

Igualando las ecuaciones (2.17), (2.20) y (2.15), tenemos:

EAB RV = 1AB RV + 2AB RV . (2.21)

Simplificando VAB de la ecuación (2.21), obtenemos la resistencia equivalente:

21

21E RR

R*RR+

= . (2.22)

Reemplazando esta última expresión en la ecuación (2.19), tenemos:

( )2AB

21

21E V

R*RRR

P

+= ⇒ ( ) E

21

212AB P

RRR*R

V

+

= . (2.23)

Reemplazando la ecuación (2.23) en las ecuaciones (2.12) y (2.13) respectivamente, y

utilizando que PE = PA, ya que hemos supuesto que las pérdidas en la línea son nulas, finalmente

obtenemos los flujos de potencia activa que circulan por las líneas 1 y 2 de la conexión en

paralelo:

A21

21 P

RRR

P

+

= . (2.24) A21

12 P

RRR

P

+

= . (2.25)

Por ejemplo, si suponemos que para la Figura 2.4 la resistencia de la línea 1 es la mitad

de la resistencia de la línea 2 ( )2RR es, esto 21 = , e inyectamos un megavatio de potencia por

el nodo A, de acuerdo a las ecuaciones (2.24 ) y (2.25 ), por la línea 1 circularán 2/3 de

megavatio y 1/3 de megavatio a través de la línea 2. Los flujos de potencia activa para este caso

se pueden observar en la Figura 2.6.

21

Figura 2.6. Flujos de potencia activa en una conexión en paralelo

A

PA = 1 MW

P2= ( )[ ] ( ) ( )[ ] MW31P31 R2R2RP RRRP A222A211A ==+=+

PB = 1 MW

P1 = ( )[ ] ( )[ ] MW32P32R2RRP RRRP A222A212A ==+=+

B Resistencia de la línea 1

Resistencia de la línea 2

R1 = 2R 2

R2

Si la capacidad de transmisión de ambas líneas es ilimitada, las leyes de la Física no

afectarían la capacidad de transportar potencia desde A hacia B. Sin embargo, si la línea 1 tiene

una capacidad de transmisión limitada (restricción térmica) y ésta llega a ser congestionada,

entonces la capacidad total de transmitir potencia desde A hacia B se ve limitada, incluso aunque

la línea 2 tuviera una capacidad de transmisión infinita. Para el ejemplo anterior, si ahora

suponemos que la capacidad de la línea 1 es de 10MW entonces la máxima potencia que B puede

recibir de A en cada instante es 15MW (10MW a través de la línea 1 y 5MW a través de la línea

2). Debido a la restricción térmica en la línea 1, P1 tendrá que ser como máximo igual a 10MW.

En la Figura 2.6 podemos ver que A1 P32P = , por lo que 10P32P A1 == MW⇒ MW

y dado que no hay pérdidas, la potencia que llegará a B será de 15MW como máximo.

15PA =

Este ejemplo sirve como ilustración de las dificultades y restricciones técnicas a tener en

cuenta a la hora del diseño de una red de transmisión, y de las inversiones a realizar para las

ampliaciones de su capacidad.

2.3.1. El efecto de los flujos paralelos

Al utilizar varios puntos de entrada de potencia en una red, se pueden producir flujos

paralelos en una misma línea de transmisión. Para analizar este efecto, lo estudiaremos con una

red simple con tres nodos utilizando la técnica de superposición de efectos. Esta técnica consiste

en emplear el modelo de flujos de potencia cuyos fundamentos son las leyes físicas vistas

anteriormente, y analizar cada nodo de entrada de potencia por separado, bajo el supuesto de que

22

no hay pérdidas en las líneas. En la Figura 2.7 los nodos A, B y C son interconectados por tres

líneas de transmisión. Por simplicidad, denominaremos a los nodos A y B como nodos de

generación y al nodo C como nodo de demanda. Las resistencias de las líneas serán denotadas

por (medidas en ohmios). y γ βα,

Figura 2.7. Red de transmisión con tres nodos

B

CA

RAB = β

RAB = α

RBC = γ

PA = x MW PC = x + y MW

PB = y MW

Para determinar la trayectoria y la magnitud del flujo de potencia desde A hacia C

asumiremos que el nodo B no existe, y para calcular la trayectoria y la magnitud del flujo de

potencia desde B a C asumiremos que el nodo A no existe. Para el cálculo de los flujos de

potencia que circulan en cada una de sus líneas se utilizan las ecuaciones (2.24) y (2.25)

considerando que se inyectan “x” megavatios en el nodo A, e “y” megavatios en B. En la

trayectoria A-B-C de la Figura 2.7, si el nodo B no existe la resistencia es igual a la suma de las

resistencias de los tramos parciales (β + γ), mientras que la resistencia de la trayectoria B-A-C es

β + α.

Superponiendo los flujos de potencia de las dos soluciones realizadas por separado

derivamos las características del flujo total que circula por la red (Figura 2.8). La dirección del

flujo de potencia entre el nodo A y el nodo B depende de las resistencias de las líneas así como

también de la potencia inyectada.

23

Figura 2.8. Flujos de potencia en una red de transmisión de tres nodos

PA = x MW A C

PAB = ( ) ( )MW γβαγy-αx ++

PAC = ( )[ ] ( )MW γβαγyxγβ ++++

B

PBC = ( )[ ] ( )MW γβαyβααx ++++

PB = y MW

PC = (x + y ) MW

Como se puede observar en la Figura 2.8, cuando la potencia eléctrica fluye entre los

distintos puntos del sistema de transmisión, ésta no sigue una única trayectoria. En lugar de eso,

fluye en forma paralela a través de cada trayectoria existente entre el generador y el consumidor,

dependiendo de la resistencia eléctrica de las líneas. Una línea con resistencia baja transporta una

mayor parte de la potencia total transportada que una con resistencia alta.

Los flujos de potencia, por tanto, pueden circular a través de trayectorias paralelas en

otros sistemas de transmisión, dependiendo de las condiciones de la demanda. Este es el

fenómeno de los denominados flujos paralelos. Adicionalmente, cuando varios sistemas de

transmisión están interconectados entre sí, los flujos pueden circular y regresar por los sistemas,

formando un lazo o trayectoria cerrada, por lo que se les ha denominado flujos cerrados o loop

flows. Tanto los flujos paralelos como los flujos cerrados pueden limitar la capacidad de

transportar potencia de una red de transmisión de un sistema eléctrico.

El fenómeno de los flujos paralelos puede invalidar los acuerdos bilaterales físicos

establecidos en el mercado de la transmisión, ya que la circulación de los flujos de potencia por

las redes ocurre sin importar quién sea el propietario de las líneas de transmisión. Empeorando la

situación, se suma el hecho de que la capacidad de transmitir potencia, por condiciones de

estabilidad, puede resultar menor que los límites térmicos de las líneas, y esta diferencia puede

cambiar de acuerdo a cómo cambien las condiciones del sistema.

24

2.4. Externalidades asociadas a los flujos paralelos

Las externalidades asociadas al fenómeno de los flujos paralelos en una red eléctrica

afectan a la configuración de los mercados de generación de electricidad, así como al

funcionamiento de la red de transmisión. Los flujos paralelos que se originan cuando se

transmite potencia en un sistema eléctrico mallado pueden limitar la posibilidad de que un

generador entre o no a inyectar potencia en la red y además afectan a los costes de transmisión

de la potencia de todos los demás generadores existentes, lo que representa una externalidad.

Esta externalidad puede ser en ocasiones positiva, al hacer que disminuyan los costes de

terceros, pero otras veces puede ser negativa al incrementar dichos costes. En la actualidad, dada

la característica mallada que presentan los sistemas eléctricos y su tecnología, no es posible

evitar los efectos de los flujos paralelos, y por razones de confiabilidad, estos flujos que circulan

libremente a través de la red aportan en algunos casos ventajas que deberían conservarse. Los

principales problemas que se pueden presentar a causa de los flujos paralelos son dos:

• No es posible definir una capacidad de transmisión disponible para una

interconexión sin conocer todo acerca del uso completo de la red en ese instante.

Por ello, no es factible saber la capacidad de una red de transmisión sin conocer

todos los flujos que van a circular en el sistema eléctrico.

• En general, no existe un sistema práctico de derechos de propiedad que administre

el uso de una red de transmisión y que apoye un mercado eléctrico descentralizado.

Una aplicación estricta de los derechos de propiedad en la red de transmisión

debería permitir a los dueños controlar los flujos de potencia. En presencia de flujos

paralelos y de libre movimiento de potencia, sólo se puede controlar el uso de la red

por medio del despacho centralizado, y no hay un sistema de derechos de propiedad

disponible únicamente en términos de la transmisión.

A continuación se presenta un ejemplo que nos permitirá entender mejor las

externalidades asociadas a los flujos de potencia cuando existen restricciones térmicas en alguna

línea de una red de tres nodos.

Asumiremos que los nodos 1 y 2 son generadores con capacidad máxima de generación

igual a 500 megavatios (MW). Se asume que existen rendimientos constantes a escala en la

generación, de forma que los costes marginales son constantes, con c1 = 10 y c2 = 30,

25

respectivamente (los costes se hallan expresados en unidades monetarias por megavatio-hora). El

consumo se encontrará concentrado en el nodo 3, y la demanda total asciende a 450 MW.

Además supondremos que todas las líneas presentan las mismas características y que las pérdidas

son despreciables.

a) Despacho sin restricciones térmicas

Si sólo opera el generador 2, éste deberá generar los 450 MW para satisfacer la demanda

del nodo 3, y de acuerdo a las leyes de la física, sólo 150 MW viajarán a través del trayecto que

va de 2 a 3 pasando por el nodo 1 y sólo 300 MW viajarán a través de la línea que une los nodos

2 y 3. El coste variable total de generar los 450 MW para transportarlos al nodo de consumo

sería 13.500. Si sólo opera el generador 1, éste deberá generar los 450 MW para satisfacer la

demanda del nodo 3, de los cuales sólo 150 MW viajarán a través del trayecto que va de 1 a 3

pasando por el nodo 2 y 300 MW viajarán a través de la línea que une los nodos 1 y 3. El coste

de operación de generar los 450 MW es entonces igual a 4.500, ya que el generador 1 es más

eficiente que el 2. Si se realiza cualquier otra combinación, el coste resultante se encontrará por

encima al del despacho realizado por el generador 1 únicamente, por lo que el despacho óptimo

será realizado por este último. La Figura 2.9 muestra el despacho óptimo realizado únicamente

por el generador ubicado en el nodo 1.

Figura 2.9. Despacho óptimo sin restricción de capacidad de transmisión

3

q1 = 450MW c1 = 10u.m/MWh

300MW

150MW 150MW

q3 = 450MW c3 = 10u.m/MWh

1

2

Si se incrementa la demanda en 1MW en el nodo 3, de forma óptima esta demanda

adicional debería ser servida por el generador 1, ya que dispone de capacidad suficiente y

produce al mínimo coste. El coste marginal por la generación de ese MW adicional sería 10,

mientras que el coste marginal del servicio de transmisión es nulo, dado que no existen

26

problemas de congestión en las líneas de transmisión. La situación, no obstante, puede cambiar

completamente si alguno de los tramos de la red tiene una limitación térmica que determina un

flujo máximo de potencia, como vemos en el caso siguiente.

b) Despacho óptimo con restricción térmica en una línea

Tomando la red anterior, pero con una capacidad máxima de 50 MW en la línea 1-2 y

manteniendo la misma demanda en el nodo de consumo, se observan una serie de efectos

producto de esta restricción en la capacidad de transmisión. Primero, si sólo opera el generador 1

y el productor ubicado en 2 se mantiene fuera de operación, la máxima potencia que puede ser

transmitida desde el nodo 1 al nodo 3 sería de 150 MW (50 MW a través del trayecto 1-2-3 y

100 MW a través de la trayectoria 1-3), dada la restricción de 50 MW presente en la red, por lo

que sólo se abastecería una demanda de 150 MW en el nodo 3. Por lo tanto, dada la demanda

requerida en el nodo de consumo (450 MW), será necesario que entre en funcionamiento el

generador 2 que tiene un coste marginal mayor al del generador 1, lo que desde el punto de vista

productivo es ineficiente, ya que se está generando a un coste superior al mínimo factible, pero

esto es el resultado de que la red presente restricciones de capacidad en la transmisión.

En segundo lugar, al entrar en operación el generador del nodo 2 para satisfacer la

demanda de 450 MW junto con el generador del nodo 1, de acuerdo a las leyes de la física, 1/3

de la generación del nodo 1 se transporta por la línea 1-2 y 1/3 de la generación del nodo 2 se

transmite por la línea 2-1. En consecuencia, la transmisión del flujo de potencia desde el nodo 2

al nodo 1 compensa el flujo transportado desde el nodo 1 al nodo 2, por lo que la línea 1-2 es

“descongestionada” gracias a la generación del nodo 2. Este efecto constituye, por tanto, una

externalidad positiva para el sistema que está creando el generador del nodo 2, como puede

apreciarse en la Figura 2.10. Este tipo de interacciones son comunes en los sistemas de

transmisión interconectados a través del despacho que se hace del sistema.

27

Figura 2.10. Flujo de potencias en una red con restricción térmica

( 21 q32q31 + ) MW

q1

)q31q31(P 2112 −= MW

2

q = q1 + q2

1 3

q2

)q31q3(2 21 + MW

Si suponemos que q1 y q2 son las potencias generadas por los nodos 1 y 2

respectivamente, la potencia que debe circular por la línea 1-2 será:

50MWq31q31P 2112 =−= , por lo que el despacho económico óptimo del sistema consistirá en

elegir q1 y q2 de manera que la demanda “q” del nodo 3 sea satisfecha al mínimo coste de

operación del conjunto de generadores del sistema sujeta a las restricciones de capacidad de

transmisión y de generación, es decir, estamos frente a un problema matemático de optimización

restringida:

( )

500MWqq

500MWqq

50MWPq31q31

450MWqqq:s.a

q03q01qcqcqCMin

max22

max11

max1221

21

212211

21 q,q

=≤

=≤

=≤−

==+

+=+=

Se debe tener en cuenta que este problema se resuelve para una hora determinada t. La

resolución de este problema arroja lo siguiente: q1 = 300 MW, q2 = 150 MW y un coste total

variable C(q) = 7.500. Como podemos observar, este coste es mayor al que se obtuvo en el caso

sin restrición térmica cuando sólo operaba el generador del nodo 1 (C = 4.500).

28

Una vez obtenido el despacho óptimo, si se incrementa en 1MW la demanda en el nodo

3, para atender a este incremento el generador del nodo 1 deberá aumentar su producción en

0,5 MW y el generador del nodo 3 también deberá aumentar 0,5 MW. Esto lo podemos deducir

de lo siguiente.

Como la línea 1-2 está saturada se deberá verificar que 0q31q3 21 =1 − y además se

deberá mantener el equilibrio de flujos de potencia en la red, es decir: q1 + q2 = 1 MW.

Resolviendo estas ecuaciones se obtiene que cada generador deberá incrementar su producción

en 0,5 MW para satisfacer el incremento en la demanda de 1 MW. Por lo tanto el coste de

operación de los generadores del sistema resultará:

( ) ( ) ( ) 20u.m)MWhu.m(300,5MWh)MWhu.m(100,5MWh1C =+= , por lo que el coste

marginal de la electricidad en el nodo 3 será igual a 20, es decir, producir 1 MW adicional

durante una hora le cuesta al sistema 20u.m18.

Es importante hacer notar que el coste marginal en el nodo 3 (c = 20) y la cantidad

demandada se podrían obtener interceptando la curva de oferta agregada de los generadores

(coste marginal agregado) y la curva de demanda agregada de los consumidores que se

encuentran concentrados en el nodo 3, si esta última curva fuese conocida (en este ejemplo se ha

trabajado con un nivel de demanda constante). Es decir, las cantidades halladas representan el

precio y la cantidad de equilibrio que resultarían de un mercado spot de electricidad en el que los

generadores hicieran ofertas de energía y un operador centralizado escogiera las mejores,

teniendo en cuenta las restricciones de la red de transmisión.

El caso analizado sirve para ilustrar que el grado en que unos generadores compiten con

otros puede estar condicionado en gran medida por la capacidad de las líneas para transportar la

potencia eléctrica entre los diversos nodos. Si la capacidad de transmisión es ilimitada se

favorece a un mercado competitivo mucho mayor, mientras que si la capacidad de transmisión es

limitada, algunos generadores enfrentarán una restringida competencia para suministrar

electricidad en determinadas regiones o áreas.

El marco de la nueva organización del mercado eléctrico está caracterizado por la

introducción de la competencia en la generación de electricidad, y en él, la transmisión

18 Se hace notar que los cálculos se han hecho para un periodo de una hora, por lo que si por una línea circulan q MW de potencia durante una hora, en ese periodo habrán circulado q MWh de energía por dicha línea.

29

30

desempeña un papel trascendental en la unión de mercados que se encuentran potencialmente

aislados, pero también puede abrir la posibilidad de existencia de poder de mercado por parte de

algunos generadores. Por ejemplo, si existen dos mercados geográficamente distintos pero con

características eléctricas similares, y cada uno está dominado por un único productor, si se

incrementa la capacidad de transmisión entre ambos mercados, los beneficios que se consiguen

van más allá del simple incremento de los flujos de potencia entre ambos mercados. Al existir

una mayor capacidad de transmisión los generadores dominantes de cada mercado se verían

forzados a producir más cerca de los niveles competitivos ante una posible entrada de nuevos

competidores.

La definición de la estructura de mercado y la medida de su concentración son difíciles de

determinar en un sistema eléctrico. Pese a que, teóricamente, se puede plantear el cálculo de

índices de concentración a partir del tamaño de las plantas de generación de las empresas, hemos

visto en esta sección que la congestión en las líneas de transmisión dificulta la cuantificación del

poder de mercado, ya que puede limitar o favorecer la existencia de transacciones de electricidad

entre regiones distantes. Adicionalmente, las pérdidas de potencia (no consideradas en los

anteriores ejemplos) en el transporte de la electricidad pueden limitar los intercambios de

potencia entre dos localizaciones lejanas. Si una línea de transmisión se encuentra

congestionada, ésta dividirá al mercado en dos zonas que no podrán competir entre sí.

3. Organización tradicional del sector eléctrico y nuevos modelos

La industria eléctrica está bajo reforma en muchos países. El nuevo marco está

caracterizado por la introducción de la competencia en la generación de electricidad y en el

suministro al usuario final (comercialización), por la garantía del acceso de forma generalizada a

las redes de electricidad, y por una redefinición de la función reguladora de los gobiernos.

En esta sección se va a realizar una revisión de las características del modelo tradicional

del sector eléctrico, los factores que han impulsado su reestructuración y las nuevas formas de

organización de esta industria.

3.1. Antecedentes del proceso de reforma

El primer país que realizó una amplia reforma del sector eléctrico fue Chile. El gobierno

chileno en 1978 reorganizó la industria separando verticalmente las actividades que realizaban

las empresas eléctricas y dividió las empresas para garantizar la eficiencia de dicha separación.

Al mismo tiempo, se confeccionó un programa para privatizar las sociedades resultantes, se

establecieron nuevas normas de funcionamiento y se creó un órgano regulador denominado

“Comisión Nacional de la Energía” que tomó el control de las actividades desarrolladas por las

empresas del sector.19

También en 1978, en EEUU, las reformas empezaron a un ritmo mucho más lento con la

aprobación de la Public Utilities Regulatory Policies Act (PURPA) la cual favoreció la aparición

de pequeños generadores al establecer que las empresas encargadas de abastecer a los clientes

estaban obligadas a adquirir toda la energía producida por generadores protegidos (qualified

facilities, QF) o por pequeños generadores a través de la firma de contratos a largo plazo

denominados “Power Purchase Agreements” pagando un precio igual a los “costes evitados” de

las empresas el cual era determinado mediante unas tarifas establecidas por los gobiernos

estatales y que casi siempre establecían condiciones favorables para los QF y para los pequeños

generadores20. A pesar de la aparición de estos nuevos productores, la liberalización avanzó

lentamente ya que no existía un marco regulador que garantizase unas condiciones favorables

para el desarrollo de la competencia. Hasta 1998 no tuvo lugar la transformación de la industria

19 Para más detalles, véase Spiller y Viana (1996). 20 Para más detalles véase Borenstein, y Bushnell (2000).

31

eléctrica en California, y en la actualidad casi todos los Estados han efectuado ya o tienen en

proyecto cambios importantes.

En Europa, el primer país que realizó una reforma de gran magnitud fue el Reino Unido.

Entre 1989 y 1990 se realizó una extensa reorganización del sector eléctrico en Inglaterra y

Gales, se vendió la mayoría de las acciones que poseía el Estado a las empresas que surgieron

como resultado de dicha reestructuración y se aprobó un nuevo marco regulador. Casi al mismo

tiempo Noruega emprendió una ambiciosa reforma de su sector eléctrico reorganizando su

industria y modificando su regulación, pero sin privatizar las empresas públicas. Reformas muy

similares fueron realizadas en Suecia y en Finlandia a mediados de los 90, quienes se unieron a

Noruega para constituir un único mercado de compraventa de electricidad.21

España empezó la liberalización de su sector eléctrico a partir de 1998 mediante la

aprobación de la Ley del Sector Eléctrico, que introdujo una profunda reforma de la organización

de la industria. Las consecuencias más importantes que la Ley del Sector Eléctrico ha tenido en

España son la progresiva desintegración vertical del sector, la introducción de la competencia en

las actividades de generación y comercialización, la aparición de un mercado mayorista de

electricidad (pool eléctrico), regido por principios de competencia, y que sirve como referencia

fundamental para establecer el precio de la energía eléctrica. Este mercado es gestionado por la

compañía Operadora del Mercado Eléctrico (OMEL). Por último, la Ley preveía una progresiva

liberalización en el consumo, permitiendo a los consumidores finales tener libertad de elección

para el abastecimiento de sus necesidades de energía eléctrica.

En Centroamérica, Guatemala, Panamá y el Salvador liberalizaron sus mercados

eléctricos en 1997. En Sudamérica, siguiendo la senda trazada por la reestructuración del sector

eléctrico Chileno, Argentina (1992), Bolivia, Perú, Brasil y Colombia (1996) y Uruguay (1997)

también descentralizaron sus industrias eléctricas con el fin de promover la competencia y

minimizar los obstáculos de la regulación.22

Se puede señalar que las reestructuraciones realizadas en cada uno de los países tienen en

común ciertos principios básicos: la introducción de la competencia en las fases de generación y

de comercialización, el libre acceso a las redes de transmisión y en menor grado a las redes de

21 Ver Hjalmarsson, Lennart (1996). 22 Para más detalles véase Rodríguez P., Martín (2001).

32

distribución, y a nivel institucional, la separación formal entre las funciones reguladoras y la

provisión del servicio.

3.2. Organización tradicional del sector eléctrico: coordinación centralizada

Uno de los argumentos por los que el sector eléctrico era tradicionalmente considerado

como un monopolio natural ha sido el hecho de que la forma más económica de abastecer de

energía eléctrica a los usuarios era empleando un único suministrador. Las particularidades de la

industria de la electricidad (elevados costes de almacenar electricidad, demanda variable en el

tiempo, inversiones intensivas en capital, las economías de integración vertical, externalidades y

economías de escala, alcance, y densidad de la red de transmisión, etc.) condujeron a ello de una

manera espontánea, lo que trajo como consecuencia que en cada país aparecieran empresas

verticalmente integradas (públicas o privadas) las cuales se encargaron de desarrollar el sector.

Ante esta situación, muchos países decretaron leyes que explícitamente prohibieron la

nueva entrada en el sector de la electricidad, o que lo eximió de las leyes generales de la

competencia. En aquellos países donde la provisión del servicio era realizada por empresas de

propiedad privada, habitualmente estaban sometidas a una fuerte regulación. Este es el caso, por

ejemplo, de EEUU donde el monopolio (privado) era regulado por una comisión reguladora

independiente.23

El suministro de energía eléctrica ha sido tradicionalmente considerado como un servicio

público, y las empresas públicas o los reguladores a menudo se responsabilizaban no sólo de la

operación del sistema a corto plazo, sino también de la planificación de las inversiones. Las

empresas eléctricas, debido a como estaba organizado el sector, usualmente se encargaban de

ejecutar las directrices de los gobiernos. En contrapartida, los reguladores determinaban las

tarifas finales a pagar por los usuarios, y se aportaban las subvenciones necesarias de manera tal

que todos los costes de las empresas del sector fueran cubiertos, es decir, el regulador

remuneraba a las empresas eléctricas en función del coste del servicio.

Debido a su condición de monopolio natural y a su complejidad técnica, parecía lógico

que la mejor manera de operar y planificar la actividad del suministro eléctrico fuese de forma

23 Sin embargo, desde la era de la construcción y electrificación de los programas hidráulicos públicos, una gran cantidad de compañías eléctricas federales o municipales permanecieron - y aún permanecen - en la industria eléctrica en los EEUU.

33

centralizada ya que el organismo coordinador (por lo general el Ministerio de Energía)

teóricamente poseía la información necesaria para realizar la operación y la planificación de

manera eficiente.

Sin embargo durante las dos últimas décadas, la noción de monopolio natural ha sido

rechazada en la generación y en la comercialización de electricidad por lo que estas fases de la

cadena del suministro eléctrico han sido abiertas a la competencia, pero aún se cree que las redes

de transmisión y distribución poseen considerables economías de escala y de alcance que limitan

la existencia de una posible competencia en estas fases.

Existen numerosos estudios que han descrito las principales fuerzas conductoras detrás de

las reformas del sector de la electricidad (por ejemplo: Joskow, 1994 y 1997; Bacon, 1995; Pérez

Arriaga, 1998; World Energy Council, 1998; Czamanski, 1999; APERC, 2000; Bacon y Besant-

Jones, 2001). Aunque estas fuerzas no estén presentes todas ellas en cada país que está

reformando su sector eléctrico, se pueden resumir en los siguientes puntos:

• La pobre actuación de los operadores eléctricos dirigidos por el gobierno en

términos de: altos costes, inadecuada expansión del acceso a los servicios de

electricidad y suministro no fiable;

• La falta de habilidad del sector público para hacer frente a los costes de inversión

y mantenimiento de la industria eléctrica;

• La necesidad de eliminar los subsidios de la electricidad así como liberar recursos

para otras áreas del gasto público;

• Los rápidos cambios en la tecnología tanto en la generación de electricidad y en

los sistemas de cálculo usados para medir y despachar la electricidad, hacen

posibles nuevas estructuras industriales;

• La demostración de los efectos de las reformas pioneras de los sectores de la

electricidad en Chile, Inglaterra y País de Gales y Noruega en los años 80;

• El alto grado de insatisfacción de los consumidores a causa de: las ineficiencias

del sistema, y las apreciables diferencias en los precios de la electricidad ofertados

por distintas empresas;

34

• El desarrollo de la capacidad de interconexión de los sistemas eléctricos que ha

conducido a un aumento efectivo de los potenciales mercados relevantes y la

aparición de nuevas tecnologías de generación económicamente muy

competitivas, que están ampliando el número de potenciales nuevos generadores

que participan en los mercados de nueva creación.

Una de las razones más importantes que ha motivado la liberalización del sector eléctrico

ha sido la de ampliar la capacidad de elección de los consumidores, verdadero motor del

eficiente funcionamiento de los mercados competitivos.

3.3. La reforma del sector eléctrico: modelos de mercado

Pese a las economías de escala de la red de transmisión y a las economías de integración

vertical presentes en el modelo tradicional (economías de coordinación de las operaciones y de

las inversiones en todo el sistema), muchos países se han apartado de dicho modelo y han

reformado sus sectores eléctricos. En estos países se ha aplicado políticas de desregulación en

sus respectivos sectores eléctricos, es decir, han introducido la competencia en aquellas fases

donde esta opción es viable. Adicionalmente se ha aplicado la política de privatización de sus

empresas eléctricas. El proceso de reforma del sector eléctrico que se ha seguido en general en

muchos países es el siguiente:

Aplicación de la política de defensa de la competencia: Con el objeto de reestructurar el

sector eléctrico, el cual había permanecido bajo el régimen monopolístico durante mucho

tiempo, los Estados desarrollaron un nuevo marco regulador, impusieron leyes y actuaciones

para perseguir las conductas de los agentes económicos del sector contrarias la competencia, en

especial, en aquellos segmentos que seguían estando dominados por uno o un número muy

pequeño de operadores (transmisión y distribución) para prevenir el abuso del monopolio.

Aplicación de la política de liberalización: Los Estados con el objeto de mejorar la

eficiencia del sistema productivo, la innovación, la receptividad del cliente y para que se

produzca la posibilidad real de competencia han eliminado las prohibiciones u obstáculos

(barreras a la entrada para nuevos productores, distribuidores y comercializadores, etc.), que

ellos mismos introdujeron en la antigua legislación del sector, y que impedía a los productores

vender libremente y a los consumidores elegir suministrador de electricidad.

35

Diseño de una nueva estructura empresarial: Para que se haga efectiva la introducción de

la competencia se realizó la desintegración vertical entre las diversas fases de la cadena de

suministro eléctrico. La separación vertical de las fases busca eliminar los incentivos o la

posibilidad de discriminación de las compañías verticalmente integradas en contra de sus

competidores.

Aplicación de la política de privatización: Se ha privatizado las empresas generadoras y

las comercializadoras que previamente fueron desintegradas verticalmente. Se espera que las

entidades privadas faciliten la competencia y que los inversores privados introduzcan recursos

financieros y experiencia directiva en la producción y en la comercialización, dominadas

previamente por monopolios públicos

Mientras que los programas de la reforma del sector eléctrico en la mayoría de países se

han realizado teniendo en cuenta los cuatro elementos arriba mencionados, las características de

dicha reforma en cada país son distintas. Por ejemplo, en los sectores eléctricos de muchos países

en vías de desarrollo coexisten empresas de propiedad privada y de propiedad pública. Además,

el grado de competencia permitido puede variar dependiendo de qué modelo de reestructuración

ha sido utilizado, por ejemplo: el modelo del comprador único, el modelo de competencia en el

mercado mayorista (que por sí misma puede tomar varias formas), o el modelo de competencia

en el mercado minorista (Hunt and Shuttleworth, 1996; Lovei, 2000). Asimismo, la regulación

puede tomar muchas formas (Gilbert y Khan, 1996; Stern and Holder, 1999).

Para entender las diferencias entre las formas de organización actual del sector eléctrico

en los distintos países, vamos a describir los dos modelos principales que persiguen desarrollar

una efectiva competencia en los mercados eléctricos: el modelo de acceso a la red y el modelo

del pool competitivo.

3.3.1 El modelo de acceso a la red

Este modelo presenta varias variantes, pero sus características comunes son:

- No se contempla la separación vertical.

- El dueño de la red debe permitir que los competidores la utilicen, en términos y precios

no discriminatorios.

36

- Los términos y las condiciones para el acceso a la red se pueden determinar de diversas

formas: se pueden negociar con los agentes del mercado acordando sus propios términos,

o pueden ser regulados por una entidad independiente que fije o arbitre los términos.

- El acceso regulado a la red es efectivo porque, si los términos se fijan correctamente,

permite a los competidores que sean más eficientes en las actividades no referentes a la

red que la empresa verticalmente integrada incorporarse a otras actividades

(predominantemente a la generación).

- El acceso negociado a la red es menos efectivo para la promoción de la competencia. A la

hora de fijar los términos de acceso, la empresa verticalmente integrada tomará en cuenta

los beneficios que perderá si permite competidores en la generación.

Este modelo ha sido elegido por los Estados Unidos para la desregulación de su mercado

mayorista, por la Unión Europea para su mercado interno de la electricidad, y, en sus programas

individuales de la reforma, por varias provincias canadienses, por Finlandia, Alemania, Japón,

los Países Bajos y Portugal.

3.3.2 El modelo del pool competitivo

Las principales características de las diversas variantes del modelo del pool competitivo

son:

- Es una combinación de reglas de acceso a la red y de un mercado spot de electricidad

(mercado de contado con competencia en el mercado mayorista).

- Requiere la separación vertical entre la generación y la transmisión y entre la generación

y la comercialización. Esto es fundamental para el eficiente funcionamiento de este

modelo.

- Debe haber una adecuada competencia en la generación para evitar que el precio del pool

sea fijado encima de los niveles competitivos.

- Se puede permitir cierto grado de integración entre las fases de generación y de

distribución siempre que exista competencia en la generación y en la comercialización de

modo que junto con una supervisión reguladora se pueda compensar en cierto grado los

efectos negativos de la integración vertical.

37

- Las reglas de acceso a la red aseguran que generadores alternativos puedan alcanzar a los

consumidores finales dado que el pool es un mercado multilateral de corto plazo para el

intercambio de electricidad.

- En los países que han puesto este modelo en ejecución, el pool es manejado generalmente

por una entidad especial, que no tiene ningún interés económico o directivo en la

generación o en la transmisión.

- El mercado spot desempeña un papel vital en la determinación de qué plantas son

despachadas y de cuáles no lo son. Esencialmente, el mercado spot establece un orden de

mérito que no se basa en el coste marginal de corto plazo reportado por las unidades de

generación, como es el caso de la mayoría de los tradicionales sistemas centralizados,

sino que se basa en una subasta de precios.

- La unidad que hace la puja más baja se despacha primero. La unidad que hace la puja

más alta que aún se despacha determina el precio del sistema recibido por todos los

generadores que están operando en cualquier momento.

- La mayoría de los modelos del pool competitivo de electricidad ofrecen un componente

del precio de la energía (por MWh) y un componente del precio de la capacidad (previsto

como incentivo a la inversión a largo plazo). También incorporan un margen entre el

precio del mercado spot, que se paga a los generadores, y el precio cobrado a los

compradores, que incorpora los pagos de aquellos servicios de suministro

complementarios.

Este modelo ha sido elegido por Australia, Canadá (Alberta), Nueva Zelanda, Noruega,

España, Suecia, el Reino Unido (Inglaterra y País de Gales), y los Estados Unidos (California).

3.3.3 La variante del comprador único

Los dos modelos de competencia antes descritos muestran un buen número de variantes

en la práctica, una de las cuales es especialmente interesante y ésta es el modelo denominado del

“comprador único”. Esta es una de las opciones que los países pueden elegir bajo la directiva de

la Unión Europea para la liberalización de los sistemas eléctricos nacionales.

Las características de este modelo son:

38

- Permite la introducción de cierta competencia (en la generación) junto a un segmento

centralizado, que suele constituir un servicio público estatal verticalmente integrado (el

comprador único).

- El comprador único suele ser el explotador del sistema de transmisión, aunque no

siempre. El comprador único es una persona jurídica encargada de la gestión unificada

del sistema de transmisión, de la compra y reventa centralizada de electricidad y de

subastar y entablar contratos para ampliar la capacidad.

- La única entidad que puede comprar y vender electricidad dentro de una región

determinada es el comprador único. Todos los productores tendrán que vender a este

comprador único y todos los consumidores tendrán que comprarle la energía.

- Posee un mecanismo de subasta competitivo para nueva capacidad: una entidad separada

de la empresa instalada recoge las ofertas para construcción de nueva capacidad cuando

la necesidad se presente y elige la más barata.

- Cabe la posibilidad de realizar las denominadas transacciones “triangulares”. Si un

cliente de la empresa instalada desea comprar energía eléctrica de uno de los productores

que compiten en la generación, el comprador único comprará la energía requerida por

dicho cliente a uno de los productores a un precio igual al precio de venta al por menor

(ofrecido por el comprador único) menos la tarifa de transmisión (fijada con antelación).

Posteriormente, el comprador único transmitirá dicha energía eléctrica al cliente, y se la

venderá a la tarifa al por menor.

Este modelo ha sido adoptado en países como Hungría, Indonesia, Pakistán y Tailandia.

3.3.4 Evaluación de los modelos de mercado

Una comparación entre los modelos de pool competitivo y el de acceso a la red indica

que ambos pueden tener ventajas y desventajas, que están relacionadas con las economías de

integración de distintas fases del sector eléctrico y las ganancias de eficiencia que se logran por

la existencia de competencia entre las empresas.

De este modo, puede señalarse en primer lugar que el modelo del pool competitivo

funciona mejor si se separan la generación y la transmisión, y en consecuencia el propio modelo

contiene un elemento de ineficiencia, simplemente porque hay economías significativas de la

39

integración vertical entre estos dos elementos, algunas de las cuales serán perdidas con la

separación. Mientras, en el modelo de acceso a la red, la integración existente en algunas partes

del sistema hace que esas posibles ventajas se mantengan.

Sin embargo, parece que los efectos combinados de la eficiencia productiva creciente, en

el corto y el largo plazo, y la mayor eficiencia en la asignación de recursos pueden llegar a

compensar la pérdida de las economías de integración, lo cual inclina la comparación entre los

modelos en favor del pool competitivo. No existe aún evidencia empírica sólida, pero cuatro

factores apuntan en esta dirección24:

- El juego de ofertas y demandas en el pool determina las decisiones del despacho de

electricidad (sujetas a las restricciones de la transmisión). Debido a que el número de

transacciones competitivas es mucho más grande que en los sistemas simples de acceso a

la red, el modelo del pool competitivo permite valorar mejor aquello que refleja el coste

de los sistemas.

- El modelo de acceso a la red no garantiza que toda la energía sea despachada a través del

mercado. Uno de los requisitos de un mercado eficiente es que las plantas sean

despachadas en el orden de mérito que minimice el coste, y que el mercado sea lo

suficientemente grande. Sin embargo, a los generadores y a los clientes en modelos de

acceso a la red no se les puede impedir participar en intercambios directos, bilaterales y

físicos de potencia. Mientras que esta práctica puede ser ventajosa para las partes que

participan en una transacción, esto separa a la planta del orden de mérito que minimiza el

coste, y por tanto es probable que aumente el coste total del sistema. Esto dejaría a

aquellos consumidores que continúan siendo suministrados por el sistema centralizado

con un coste más alto que el mínimo factible.

- El pool competitivo proporciona transparencia al mercado. El precio del pool competitivo

es información que puede ser observada por todos los participantes del mercado y de

igual modo por los entrantes potenciales. Los entrantes potenciales y los ya instalados

obtienen así la información en la cual basar sus decisiones de entrada y de inversión.

24 Para una discusión más completa con respecto a las ventajas de la eficiencia de un pool, véase por ejemplo, Hogan (1994).

40

- Un último factor es que, en el modelo de acceso a la red, una compañía parcialmente

separada tiene incentivos para tratar de evitar las reglas de no-discriminación, y así

perjudicar a sus rivales potenciales con métodos que los reguladores no puedan detectar.

Por ejemplo, si la red de transmisión no es operada por un operador de sistema

completamente independiente, la empresa instalada podría discriminar contra sus

competidores sobre la base de carecer de o estar sobrecargada la capacidad de

transmisión, sin que el regulador pudiese ejercer una supervisión efectiva.

Otro tema a tener en cuenta en la evaluación del modelo del pool competitivo se relaciona

con la cuestión de la seguridad a largo plazo del suministro. En un mercado competitivo

teóricamente se debería encontrar un equilibrio entre la oferta y la demanda que refleje el interés

por la seguridad de la energía en el corto y en el largo plazo; en el corto plazo la capacidad de

cubrir siempre la demanda; en el largo plazo, la suficiente inversión en capacidad. Las señales

del precio deberían activar las decisiones necesarias de los participantes del mercado. La

cuestión es que los incentivos para que los precios del pool reflejen las necesidades de inversión

a largo plazo del suministro pueden llegar relativamente tarde.

Esto trae a primer plano el papel potencialmente importante de los comercializadores o

proveedores de servicios, que hacen las compras al por mayor en nombre de los clientes finales.

Estos abastecedores de servicios no necesariamente están del todo implicados en la

infraestructura real del sector de la electricidad, sino que únicamente proporcionan el servicio de

comprar electricidad para entregarla a los consumidores. Estos agentes, dado que pueden tener

una visión del negocio a medio y largo plazo más allá de la visión de consumo de corto plazo de

los consumidores individuales, pueden jugar un papel muy importante en el envío de señales de

necesidad de capacidad a los generadores.

En cuanto a la evaluación de la eficiencia del modelo del “comprador único” comparada

con la de los otros modelos de mercado, ésta resulta complicada. En primer lugar, el sistema de

subasta de la capacidad únicamente se refiere a la construcción de capacidad, no a la operación,

que seguirá recayendo en las manos del operador independiente del sistema, el cuál se requiere

que sea independiente de la empresa instalada y del comprador único. Por tanto no habrá

alteración en los patrones de despacho. Si las transacciones triangulares se llevan a cabo o no

como transacciones directas, físicas o bilaterales en principio no está claro; esto depende de

cómo se diseñe el sistema. Si el modelo del “comprador único” se pone en marcha de forma

41

óptima, de modo que las empresas instaladas, el operador del sistema, y la agencia de subastas

para la nueva capacidad sean entidades separadas, si el precio de la transmisión se fija

apropiadamente, y si no hay ningún flujo de información entre esas entidades, este sistema

debería dar lugar al mismo resultado que el modelo de acceso a la red. Sin embargo, si las

condiciones requeridas no se pueden alcanzar, en el modelo del comprador único las empresas

instaladas tendrán incentivos obvios a discriminar en contra de los competidores.

3.3.5 Los mercados financieros asociados

Los modelos de pool competitivo han generado mercados de futuros y de opciones

basados en la energía eléctrica como el bien subyacente. A menos que los consumidores estén

dispuestos a pagar la cuota de admisión del pool y a aceptar la volatilidad completa de los

precios del pool, los mercados financieros proporcionan una manera de reducir el riesgo. La

negociación de instrumentos financieros derivados facilita el traslado de algunos tipos de riesgo

desde aquellos para quién la exposición al riesgo es particularmente costosa hacia quienes, tal

vez incluso a no participantes en el sector de la electricidad, están dispuestos a reducir o a

soportar este riesgo al coste más bajo.

Los precios de un pool eléctrico pueden estar sujetos a enormes fluctuaciones en la

práctica, especialmente durante el proceso inicial de reforma de un sector eléctrico y creación de

las instituciones necesarias. Así, por ejemplo, el precio spot de compra del pool en Inglaterra y

País de Gales varía más del cuádruplo durante un ciclo diario, y durante períodos más largos de

tiempo ha mostrado variaciones con un alcance de uno a cien.

Por otro lado, el mercado de la electricidad está sujeto a una variedad de riesgos, entre

ellos los cambios en los precios del combustible, cambios en la inflación y en los tipos de interés,

cambios a corto y a largo plazo de la demanda, cambios climáticos, fallos del equipo, y el riesgo

regulador y político. Bajo el régimen regulador donde se fijan los precios de las empresas de

modo que sus beneficios cubran sus costes, por lo menos en ausencia de inflación elevada y de

altos tipos de interés, la mayor parte del riesgo se traslada desde las compañías de electricidad

hacia los usuarios finales.

Los contratos bilaterales (por ejemplo entre un generador y un comercializador de

electricidad) pueden proporcionar un cierto traslado del riesgo entre las partes. Las empresas

pueden redactar un instrumento único para su situación particular, o bien redactar instrumentos

42

43

que puedan ser estandardizados y posteriormente negociados en mercados. Los mercados

líquidos para los instrumentos financieros basados en la electricidad proporcionan mayores

oportunidades para trasladar el riesgo debido a que su exposición al riesgo puede cambiarse

continuamente, y de este modo los agentes más aversos al riesgo pueden de forma menos costosa

trasladar el riesgo sobre los menos aversos al riesgo, sean o no participantes en el sector de la

electricidad.

En algunos países que han establecido un mercado spot para la electricidad, también se

han establecido paralelamente los mercados para los instrumentos financieros basados en el

precio spot. En estos mercados financieros asociados, un comprador o un vendedor de

electricidad puede reducir su exposición a la volatilidad del precio en el mercado spot. Un

mercado de este tipo, establecido a principios de 1996, es el New York Mercantile Exchange's

(NYMEX) y el mercado de opciones. Este mercado tiene una unidad comercial estandardizada

(un número especifico de megavatios hora, entregados a una tarifa especifica sobre un período de

tiempo especifico), un número limitado de precios de ejercicio posibles y de meses de

negociación, y otras especificaciones de contrato que faciliten el comercio secundario. El Nord

pool de los países escandinavos tiene asociado el mercado EL-EX donde se realizan los

intercambios de futuros financieros sobre la energía eléctrica en Noruega, Suecia, y Finlandia.

Un riesgo notable que no se puede cubrir con los contratos negociados en los mercados

financieros es el riesgo de localización, esto es, los cambios imprevisibles en la diferencia entre

el precio en el lugar donde se realiza el intercambio (especificado en el instrumento financiero) y

el lugar donde el comerciante tiene las obligaciones de entrega física o de recepción. En energía

eléctrica, estos cambios imprevisibles pueden deberse, por ejemplo, a la capacidad de

transmisión, que resulta un elemento variable difícilmente controlable por los agentes que

utilizan un sistema eléctrico.

4. Regulación y tarificación de la red de transmisión

Las redes de transmisión de alta tensión juegan un papel crucial en todos los sistemas

eléctricos, como ya se ha mencionado en las secciones anteriores de este trabajo, y mucho más

aún en el marco de aquellos sectores eléctricos que han sido sometidos a una desintegración

vertical para fomentar la competencia en las fases de generación y comercialización. La

importancia de la red de alta tensión se deriva de que todos los agentes participantes en un

sistema eléctrico hacen un uso simultáneo de las líneas de transmisión, y que sus características y

restricciones afectan a la competencia y a los resultados de las empresas.

Debido a las dificultades para determinar los flujos que circulan por una red mallada

cuando existen numerosos nodos de entrada y salida de potencia, que se describieron

anteriormente, no resulta sencilla la determinación de cuáles son los costes que cada usuario de

una red de transmisión está imponiendo. Por ello, responder a las preguntas de cuáles deben ser

los precios que deberían pagarse por el uso de los activos de transmisión, y cómo llevar a cabo

una regulación efectiva de este servicio (en aquellos casos de países en los que el monopolio de

la transmisión se ha privatizado) es una tarea que ha generado mucho debate y trabajos en el

sector de la electricidad.

Por la importancia que tienen estos temas al hablar de cómo es el funcionamiento de un

sistema eléctrico tras la reforma del sector, se considera oportuno dedicar una sección de este

trabajo a describir brevemente cuáles son los principales modelos usados para el cálculo de los

precios de transmisión, y los problemas principales que plantea la regulación de este servicio.

4.1. Cálculo de precios de transmisión

El operador de una red eléctrica (ya sea una empresa privada o pública) debe satisfacer

cuatro requerimientos para lograr un funcionamiento óptimo del sistema eléctrico al que está

asociado (Hogan, 1992):

- mantener el sistema en equilibrio en todo instante (igualando la potencia de

entrada y salida);

- calcular y controlar los flujos de potencia en todo el sistema;

- suministrar la información necesaria al regulador para la supervisión del despacho

económico;

44

- emplear un sistema de precios que refleje los costes de producción del servicio de

transmisión, la congestión y las pérdidas de las líneas.

Existen tres modelos principales que satisfacen dichos requerimientos y que en la

actualidad se encuentran bajo debate en la literatura. El primero es el modelo de los precios

nodales (spot prices), que fue inicialmente propuesto por Scheweppe et al. (1988) y

posteriormente desarrollado por Hogan (1992) a partir de la idea de unos derechos de uso de la

red (contract network rights) que definiremos más adelante.

El segundo modelo es una réplica financiera de los contract network rights, elaborada por

Oren et al. (1994), quienes demostraron que los derechos de uso de red de Hogan (1992) podían

ser replicados utilizando futuros financieros disponibles en los nodos de la red de transmisión. El

tercer modelo fue desarrollado por Chao y Peck (1996) y se basa en la definición e intercambio

de derechos de propiedad de transmisión. Esta última aproximación incorpora explícitamente los

impactos de las externalidades de la red en un mecanismo de intercambio competitivo.

Todos estos modelos provienen de la perspectiva del bienestar social, y ofrecen diferentes

pero convergentes soluciones socialmente óptimas al problema de la definición de la tarificación

de la transmisión en un sistema competitivo, en el corto plazo. Para entender sus diferencias,

vamos a continuación a estudiarlos en mayor detalle.

4.1.1 Precios nodales

Para la determinación de los precios nodales, se lleva a cabo el ejercicio de suponer que

en cada uno de los diferentes nodos que configuran una red de transmisión existiera un mercado

donde la oferta está compuesta por todos los flujos de potencia que entran al nodo y la demanda

por todos los flujos de salida de ese mismo nodo (véase la Figura 2.3, donde esta misma idea

aparecía anteriormente reflejada en términos de intensidad en lugar de potencia). La interacción

de oferta y demanda determinaría un precio de equilibrio en ese “mercado nodal” ficticio, que es

el denominado precio nodal asociado a ese nodo25.

25 Para determinar el precio de equilibrio, resulta necesario disponer de toda la información relativa a los flujos de toda la red, de forma que se conozcan los costes de los diferentes flujos que llegan y salen del nodo. El operador de una red de transmisión habitualmente tiene esta información en tiempo real, ya que es la requerida para el control técnico del equilibrio de la misma.

45

El cálculo de los precios de todos los nodos de la red se lleva a cabo utilizando la

información de costes y beneficios marginales de la potencia que circula en un sistema, es decir,

se adopta un enfoque de maximización de bienestar social. Dentro de los costes se incluyen las

pérdidas marginales que se producen en la red, así como los costes de oportunidad de no lograr

transportar la energía más barata debido a la posible congestión que pueda existir en algunas de

las líneas de la red de transmisión. Debido a la complejidad analítica del cálculo de estos precios,

no se detalla aquí, pero el desarrollo formal completo del planteamiento del problema de los

precios nodales puede verse en el Anexo 1.

Utilizando los precios nodales de toda una red completa de transmisión, Hogan (1992)

define unos derechos de uso de la red, los denominados contract network rights. Mediante estos

instrumentos, el propietario de los derechos puede escoger entre recibir un pago unitario (por

ejemplo, por MWh) determinado por la diferencia entre los precios de dos nodos i y j en un

periodo determinado de tiempo t, o de lo contrario inyectar potencia eléctrica dentro del sistema

de transmisión o sacar potencia fuera del mismo. Este pago por el derecho de uso de la red,

, sería calculado naturalmente ex-post al despacho económico centralizado, es decir, una

vez que se hubiera determinado qué generadores estuvieron efectivamente inyectando potencia

en el sistema durante el periodo t.

( )

tpij∆

Los precios nodales tienen todas las ventajas que se requieren para enviar señales óptimas

a los agentes económicos en el corto plazo, su cálculo es relativamente sencillo y son un medio

de valorar transacciones de wheeling26 y de remunerar los servicios de generación y de

transmisión. La remuneración de la red de transmisión, denominada “ingreso variable”, se puede

realizar mediante la valoración de cada punto del sistema de transmisión a su precio nodal. Esto

puede entenderse sencillamente si se imagina que una línea de transmisión como la representada

en la Figura 4.1 es un “agente” del sistema que compra una determinada potencia (q2) de un

nodo (nodo 2) a un determinado precio (p2) y debido a las pérdidas vende una potencia menor

(p1) en otro nodo (nodo 1) y a otro precio (p1). Los ingresos variables de esa línea serían:

.qp qp 1122 −

26 El wheeling se define como la transmisión de energía desde un vendedor a un comprador a través de la red de un tercero.

46

Figura 4.1. Línea de transmisión vista como un agente económico

p1 p2

q2q1

En el corto plazo, los precios nodales pueden ser utilizados para valorar las transacciones

de transmisión de energía (wheeling) desde un vendedor a un comprador (en principio ambos

verticalmente integrados) a través de la red de un tercero, el “Wheeler” (también verticalmente

integrado). La Figura 4.2 muestra un ejemplo de valoración de una transacción de este tipo, que

consiste en transportar potencia desde la empresa G hasta la empresa D a través de la red de la

empresa T. La idea consiste en utilizar los precios nodales de la misma forma que se utilizan para

calcular el ingreso variable por transmitir potencia a través de una línea. La empresa dueña de la

red se quedaría con: p , donde p1122 qp q − 1 y p2 son los precios de los nodos 1 y 2 que se

encuentran en las fronteras del sistema de transmisión T; q1 representa la potencia inyectada por

G en el sistema y q2 la potencia retirada por D.

Figura 4.2. Valoración de una transacción de wheeling utilizando precios nodales

No obstante, las rentas que generan los precios nodales para el dueño de la red no son por

lo general suficientes para recuperar los costes de inversión debido a la presencia de economías

de escala en la red de transmisión. La diferencia entre los precios de dos nodos representa el

coste de oportunidad de la transmisión, determinado por el coste marginal de la misma, en

presencia de economías de escala, cuando los costes marginales son menores a los costes

medios, no se recuperarían los costes fijos.

Para que el negocio de la transmisión resulte atractivo se requiere un aporte adicional al

ingreso variable basado en precios nodales. El pago adicional o peaje debe repartirse entre los

diversos usuarios de la red de transmisión, tanto generadores como clientes. En la literatura

47

existen varias metodologías de reparto o asignación del pago adicional o peaje que intentan

complementar los ingresos variables de la transmisión. De entre todas las alternativas, las más

destacables son:

Precios de Ramsey: Este método consiste en corregir los costes marginales según un

factor que depende de la elasticidad de la demanda de cada consumidor, de manera que el

comportamiento óptimo no se altere. La mayor carga de la corrección de los costes marginales la

soportan aquellos usuarios que tienen menor elasticidad, es decir aquellos que tienen menor

sensibilidad a las variaciones en los precios, como se representa en la Figura 4.3.

Figura 4.3. Esquema de precios Ramsey

Métodos basados en variables independientes al uso: En estos métodos el pago adicional

se reparte entre los usuarios de la red de transmisión en proporción a una medida independiente

(por ejemplo, potencia media, capacidad instalada o potencia en firme27). La ventaja de este

método es que estos pagos complementarios no afectan a la señal de costes marginales que se

entrega a los agentes económicos con los precios nodales (Rudnick et al., 1994).

Peaje a coste marginal de largo plazo: Esta metodología surgió en el Reino Unido

impulsada por la privatización de su industria eléctrica. En este caso los precios se basan en el

coste de largo plazo de nuevas instalaciones de transmisión. Una forma de calcularlos es

27 Se entiende por potencia en firme a aquella potencia que puede suministrar cada unidad generadora en las horas punta con alta seguridad, con una probabilidad superior o igual a la que defina la ley.

48

determinando la expansión óptima de la red frente a cambios en la demanda y en la generación

teniendo en cuenta diversos escenarios en el largo plazo. La determinación de la expansión

óptima y la determinación de estos escenarios tienen como principal dificultad el hecho de que

los agentes que participan en el sistema de transmisión lleguen a un acuerdo al respecto.

4.1.2 Réplica financiera de los derechos de uso de transmisión

La designación y asignación de derechos de uso de la capacidad de transmisión de Hogan

(contract network rights) juega un papel crucial en el equilibrio de corto plazo del mercado

eléctrico, así como también en las decisiones de inversión en el largo plazo. Un derecho de uso

de transmisión define cómo los propietarios de esos derechos pueden cobrar por los servicios de

transmisión, o algunas veces de manera equivalente, como los propietarios de dichos derechos

pueden inyectar y retirar potencia en los nodos de la red.

Un marco factible de derechos de capacidad de transmisión debe satisfacer el

prerrequisito de que la propiedad de tales derechos no alterará el comportamiento en el corto

plazo, tal que el equilibrio se desvíe de la solución competitiva que se ha derivado en la

resolución del problema de maximización del beneficio social que se obtiene por el consumo de

electricidad. Por ejemplo, parecería ineficiente que un generador, poseyendo algunos derechos

de transmisión, prefiriese producir electricidad aunque su coste marginal de generación

excediera el precio que vacía el mercado. Por otro lado, los derechos de capacidad de

transmisión deben ser útiles para los participantes del mercado como un instrumento que los

proteja del riesgo de la volatilidad de los precios nodales.

Dado que la transmisión física de potencia activa puede en principio ser separada de los

pagos financieros asociados, Oren et al. (1994) demuestran que los derechos de uso de

transmisión son replicables utilizando instrumentos financieros, tales como futuros y opciones de

electricidad. Estos contratos “artificiales” que replican la estructura de pagos de los derechos del

modelo de Hogan basado en precios nodales, llevan a que cualquier agente del mercado

eléctrico, o incluso cualquier agente especulador no perteneciente al mercado, pueda crear

derechos de transmisión “virtuales” que resulten interesantes a otros agentes para propósitos de

cobertura de riesgos.

Esta solución de réplica financiera requiere, a priori, un mercado de futuros líquido para

cada mercado horario. Los derechos de uso de capacidad de transmisión pagan al tenedor la

49

diferencia en los precios locales en cada hora, lo que significa que para replicar el derecho del

contrato de red para horas individuales, deberíamos encontrar agentes que estén dispuestos a

entrar en contratos futuros con acuerdos basados en cada hora separadamente. Si esos mercados

de futuros existen, puede producirse un intercambio activo de precios nodales ex ante al

despacho, lo cual constituye una atractiva opción para los negociadores y vendedores de energía

eléctrica.

4.1.3 Derechos de propiedad de capacidad de transmisión

El tercer modelo de determinación de los precios a pagar por el servicio de transmisión es

el desarrollado por Chao y Peck (1996), en el cual se asigna derechos de propiedad de la

capacidad de transmisión basados en trayectorias concretas previamente contratadas, frente al

modelo de Hogan el cual se apoya en derechos de uso de la capacidad, definidos éstos de forma

genérica.

La aportación de Chao y Peck persigue de forma explícita internalizar los efectos

externos asociados al fenómeno de los flujos paralelos de potencia. La idea básica es definir unos

derechos de propiedad y un mecanismo de intercambio para tener en cuenta estas externalidades

que se producen en la red de transmisión.

El derecho de capacidad de transmisión otorga a su dueño la posibilidad de enviar una

unidad de potencia a través de una línea de transmisión específica en una dirección específica,

así como a recibir pagos de todos los demás agentes que utilicen esa trayectoria. A cada

conexión (i, j) entre dos nodos de una red con n nodos se le asigna un número determinado de

derechos de capacidad de transmisión, de forma que se tiene un conjunto de derechos

nji,1/PP ij ≤≤= , donde puede interpretarse como el límite térmico de la línea que conecta

los nodos i y j, y estos derechos son negociables en un mercado. Sin pérdida de generalidad,

podemos arbitrariamente asignar un nodo (por ejemplo el nodo n) de referencia, de forma que

sólo se necesitaría definir la regla de intercambio que gobierne las transacciones entre el punto

de referencia y cada dos nodos en la red.

ijP{ }

La regla de intercambio consta de un grupo de coeficientes ( ) ( ){ }nkj,i,/1tβtB kij ≤≤=

donde el parámetro β representa la cantidad de derechos de capacidad de transmisión en la

línea (i,

( )tijk

j), es decir aquella que conecta los nodos i y j, que un comerciante necesita adquirir para

50

inyectar una unidad adicional de potencia en el nodo k. Para transmitir una unidad de potencia

desde el nodo k al nodo m, el comerciante comprará para cada línea (i,j) un número de derechos

igual a β , asociados con el flujo de k hacia n y de n a m. ( ) ( ) ( )[ tβtβt mij

kij

kmij −=

( ) ( )[ ]tβtβ 312

112 −=

( ) ( )[ ]tβtβ 313

113 −=

]

Un ejemplo numérico ilustra de forma más clara las propiedades del modelo de derechos

de propiedad de la capacidad de transmisión. Supongamos que, en la red de tres nodos de la

Figura 4.4, el nodo de referencia es el nodo 2, y que el sentido de las flechas indica flujos de

potencia positivos. Las resistencias de las líneas (medidas en ohmios) son las siguientes:

R12 =1.5, R13 =1 y R23 = 0.5.

Figura 4.4. Modelo de derechos de propiedad de capacidad de transmisión

Para transmitir una unidad de potencia desde el nodo 1 al nodo 3 en el periodo t, el

comerciante necesita comprar derechos de transmisión sobre las tres líneas de la red de

transmisión, ya que por las leyes de la física sabemos que parte de la potencia va a moverse a

través del nodo 2. En concreto, los contratos necesarios en este ejemplo serán:

(para la línea 1-2); ( )tβ1312 ( ) ( ) ( )[ ]tβtβt 3

23123

1323 −=β (para la línea 2-3); y

(para la línea 1-3). ( )tβ1313

Estas cantidades de derechos se pueden evaluar a partir de los coeficientes βij que resultan

de modelizar la inyección de potencia desde los nodos 1 y 3, en ambos casos tomando el nodo 2

como punto de referencia para la salida de la potencia de la red. Aplicando la regla presentada

anteriormente, los contratos necesarios en cada línea pueden ser calculados como β − . Los

resultados son los siguientes:

1 3ij ijβ

51

Tabla 4.1. Contratos de transmisión requeridos para transmitir potencia entre nodos 1 y 3

Coeficientes β (inyección

en 1, salida en 2)

Coeficientes β (inyección

en 3, salida en 2) Contratos Netos β ij

( )tβ12 1/2 1/6 1/3

( )tβ 23 -1/2 -5/6 1/3

( )tβ13 1/2 -1/6 2/3

La ventaja fundamental de la aproximación de los derechos de propiedad de Chao y Peck

es que los cobros por transmisión y los precios nodales de electricidad pueden ser determinados

por un mercado competitivo basado en procesos de negociación dinámicos, de forma que el

mercado de electricidad no necesariamente tiene que ser “centralizado” como se requiere en el

modelo de Hogan de contratos de uso de capacidad. Por ello, dentro del sistema eléctrico de un

mismo país, podrían coexistir diversos mercados regionales que comercializan entre sí.

En este modelo de derechos de propiedad de la capacidad de transmisión, teóricamente se

puede conseguir una solución de equilibrio competitivo, y ésta es socialmente óptima. La

dificultad del modelo radica en su posible implementación en la práctica, ya que ésta puede ser

complicada debido a que, para ejecutar una transacción de electricidad, un agente debería

simultáneamente asegurarse derechos de transmisión en todas las conexiones del sistema.

4.2. Regulación de la red de transmisión

Las redes de transmisión, debido a sus características técnicas y económicas, deben ser

gestionadas y reguladas como un monopolio natural, lo que delimita la nueva regulación del

sector tras la reforma de los sistemas eléctricos. Esto no significa que la propiedad de la red no

pueda estar repartida entre varios propietarios. Sin embargo, es fundamental percatarse que sin

una adecuada regulación la explotación y la propiedad conjunta de la red otorga un enorme poder

de mercado a quien la posea. Por tanto, es evidente que el servicio de transmisión debe ser

regulado, tanto en el modelo tradicional como en el modelo de libre mercado.

52

Una de las consecuencias de la desregulación de los sistemas eléctricos ha sido el

replanteamiento de las funciones y de la operación de la red de transmisión. Debido a que en los

sistemas que han realizado la reforma de sus sectores eléctricos existe libre acceso a la red de

transmisión de los agentes del sistema autorizados a participar del mercado mayorista de la

generación, ha surgido la necesidad de buscar y ejecutar nuevos procedimientos de asignación de

costes de la red. Asimismo, como consecuencia del libre establecimiento en la red de nuevos

productores y consumidores se han generado problemas en la planificación de las nuevas

instalaciones de transmisión, y el libre intercambio de energía por la red ha ocasionado

situaciones antes no conocidas en las operaciones de la red, tales como la búsqueda de nuevas

formas de solucionar los problemas de congestión en las líneas de transmisión.

Debido a la reforma de la industria eléctrica se han producido importantes cambios en la

nueva regulación de la red de transmisión, básicamente en los aspectos relacionados a las reglas

de acceso, a la determinación de los precios por el uso de la transmisión, y especialmente a las

inversiones.

Acceso

La condición necesaria para establecer un marco regulador competitivo es el libre acceso

a la red de transmisión, ya que de lo contrario se impediría la competencia al no poderse

desarrollar libres transacciones de energía entre los agentes del mercado mayorista de

generación. Al conjunto de reglas que establecen los derechos y obligaciones de los diversos

agentes de un sistema eléctrico y que permiten a dichos agentes utilizar la red de transmisión de

otros se le conoce con el nombre de Acceso de Terceros a la Red (ATR).

Dependiendo del tipo de regulación que se utilice, tradicional o de libre mercado, el ATR

se ha llevado a la práctica básicamente en dos formas:

Acceso explícito: Utilizado para introducir cierto grado de competencia en aquellos

sistemas eléctricos que se encuentran bajo la reforma tradicional (cuyo acceso se caracteriza por

ser restringido a los agentes del mercado regulado). Este tipo de acceso se caracteriza porque

está basado en transacciones o contratos físicos de potencia. Este tipo de transacciones de ATR

bilaterales fue inicialmente utilizado en el proceso liberalizador de la industria eléctrica en los

EEUU. En la actualidad, la directiva de mercado común de la electricidad de la Unión Europea

obliga a los Estados Miembros a permitir el uso de las redes de transmisión a terceros.

53

Acceso implícito: Este tipo de acceso normalmente se utiliza en sistemas eléctricos

desregulados que se encuentran organizados en torno a un mercado mayorista en modo de pool

obligatorio (tal es el caso, por ejemplo, de Chile, Reino Unido y Argentina), donde todos los

agentes tienen acceso a la red. Los contratos que se establecen en este tipo de acceso son de

carácter financiero (contratos por diferencias, contratos por congestión en la red), lo que permite

que la eficiencia de las operaciones de corto plazo del sistema no se vea afectada.

Cabe resaltar que ha aparecido en ciertos sistemas eléctricos (casos de España, Noruega,

o California) un modelo híbrido más flexible donde se permiten además transacciones bilaterales

físicas entre generador y demanda negociadas fuera del pool. En este modelo se necesita separar

las funciones de operador del mercado y las de operador del sistema (ente independiente

responsable de la seguridad del sistema).

Tarifas reguladas de transmisión

La nueva regulación de la red de transmisión eléctrica debe resolver las siguientes

cuestiones para realizar una eficiente remuneración de los servicios de transmisión: ¿qué es lo

que se debe pagar?; ¿quiénes lo deben pagar?; y ¿cómo se debe realizar la asignación de costes

entre los diversos agentes del sistema?

La respuesta a la primera de las cuestiones es la fijación de precios por parte de un

regulador independiente, ya que en el caso de la transmisión la competencia entre proveedores

alternativos no es factible. Los métodos de regulación más modernos para este sector hacen uso

de tarifas por los servicios de transmisión calculadas a partir de modelos teóricos como los

presentados en la sección anterior (basados en precios nodales, o derechos de uso de la capacidad

de transmisión), aunque en otros casos por razones de simplicidad en la práctica se opta por

soluciones de precios únicos sobre los cuales se aplican métodos de regulación más estándar

(como por ejemplo, price-caps o IPC-X).

Sobre el tema de quiénes deben pagar el servicio de transmisión, existen tres posturas: los

generadores, los consumidores o ambos. En la actualidad, en los sectores eléctricos liberalizados

no existe un acuerdo unánime en dicha elección, aunque en la gran mayoría el pago por los

servicios de transmisión es compartido por los generadores y por los consumidores.

En lo tocante a cómo se debe realizar la asignación de costes entre todos los agentes del

sistema, podemos decir que en el marco de un sistema eléctrico liberalizado ya no es eficiente

54

sumar todos los costes y dividirlos entre la totalidad de sus usuarios. De acuerdo al tipo de

acceso existente, existen dos formas de repartir los costes del servicio de transmisión: peaje por

servicio realizado y asignación íntegra de los costes entre todos los usuarios.

El peaje por servicio realizado se caracteriza porque el encargado de brindar los servicios

de transmisión cobra un peaje por cada transacción bilateral física que atiende en su sistema, el

número de transacciones que se realizan en el sistema de transmisión debe representar un

porcentaje reducido de la utilización global de la red y se requiere identificar los costes

incurridos en cada transacción para poderlos repartir posteriormente.

La asignación íntegra de los costes entre todos los usuarios se caracteriza porque se

realiza siguiendo un procedimiento imparcial y no discriminatorio, es decir, que todos paguen

cantidades distintas calculadas con el mismo criterio de reparto, no requiere contratos bilaterales

físicos (aunque debe ser capaz de admitirlos) y normalmente se utiliza cuando se ha adoptado el

acceso a la red de tipo implícito. Las tarifas que se impongan a los servicios de red deben

permitir cubrir la totalidad de los costes (criterio de viabilidad) y deben enviar señales

económicas eficientes (criterio de eficiencia) a los agentes del sistema de acuerdo a su ubicación

en la red, tanto en el corto como en el largo plazo.

Las pérdidas y la congestión en la red producen señales económicas que pueden

interpretarse como variaciones del precio del mercado en cada instante, por lo que el precio

único del mercado se convierte en distintos precios para cada nodo de la red (precios nodales),

que transmiten adecuadamente los efectos económicos de dichas restricciones (pérdidas y

congestión) a los diversos puntos donde se encuentran ubicados los usuarios de la red. Si se

prefiere mantener un único precio, la otra opción para internalizar las pérdidas en las ofertas de

los agentes es utilizar factores correctivos de los precios y/o de las cantidades realmente

generadas.

Inversión

La planificación tradicional del sistema de transmisión ha tenido como objetivo decidir

las ampliaciones en capacidad de la red para un espacio de tiempo específico sujeta a minimizar

el coste de suministro y a satisfacer condiciones técnicas, medioambientales, de confiabilidad,

etc.

55

El objetivo de la nueva regulación es que la red de transmisión se adapte a los

requerimientos de generación y de consumo con una confiabilidad adecuada y al mínimo coste.

Con la introducción de la solución de libre mercado se han introducido nuevos problemas que

hay que resolver y consecuencias que hay que tener en cuenta. Así, por ejemplo, debido a que

hay libertad de acceso a la red de transmisión, puede existir incertidumbre en la expansión de la

capacidad de generación. Esta incertidumbre hace difícil predecir los flujos de potencia que

circularán por la red, lo que hace complicada la labor de planificación de la misma.

Dependiendo del tipo de tarificación que se fije, podrían darse casos de inversiones que

elevasen el coste del suministro para el conjunto de usuarios, aunque se mejorase la capacidad de

transmisión entre dos puntos específicos de la red. Esto puede producirse, por ejemplo, con una

tarificación marginalista (precios nodales) estricta que podría ocasionar mayores ingresos cuanto

más congestionada se encuentre la red (Bushnell y Stoff, 1996).

En cuanto a la planificación de la red se refiere existen tres enfoques reguladores, los

cuales están relacionados con el tipo de acceso que se haya adoptado:

Responsabilizar completamente al operador del sistema, esté dedicado a la transmisión de

electricidad o no28. Este operador, dentro de un periodo de tiempo razonable; debe informar a los

usuarios de la posible congestión y de la “capacidad residual” de la red en sus distintas

localizaciones y encargarse de las ampliaciones. En el caso de que el operador del sistema y la

entidad de transmisión estén separados, la remuneración de la red es establecida por el regulador

o resulta directamente de los concursos de concesión de la construcción y/o del mantenimiento.

Si no existe separación entre las funciones de transmisión y gestión de la red, como es el caso de

la National Grid Company en Inglaterra y Gales, pude utilizarse la regulación IPC-X para

remunerar a la red.

Dejar la iniciativa de ampliación de capacidad de la red a los usuarios (generadores y

consumidores) de manera que puedan comparar los costes que les corresponde asumir por la

inversión frente a los beneficios (reducción de pérdidas y congestiones) de cada posible

ampliación. Luego que un número relevante de usuarios ha realizado la propuesta de expansión,

el ente regulador evalúa la utilidad pública de dicha instalación y si este es el caso organiza una

28 Existen dos enfoques reguladores: el primero se basa en la separación entre la entidad transportista y el operador del sistema y el segundo separa las funciones del operador del sistema y de las empresas transmisoras (las empresas poseen generación y transmisión, pero el control de la transmisión se confiere a un operador independiente).

56

57

licitación para su construcción y mantenimiento. La empresa transportista beneficiaria es

remunerada según los términos de su propuesta, y la operación de la nueva instalación queda en

manos del operador de la red. Este tipo de regulación está orientada a la solución del libre

mercado, es muy compleja de administrar y se basa en la existencia de señales correctas de las

tarifas de la red que promuevan la ubicación adecuada de los agentes del sistema.

Tomar las decisiones de inversión de forma centralizada. El Estado es el que delega y

autoriza al operador del sistema (verticalmente integrado) a realizar la labor de planificación, la

cual deberá ser ejecutada bajo criterios previamente establecidos que permitan seleccionar las

mejores opciones. La remuneración de la red se puede realizar igual que en el caso del primer

enfoque regulador (con operador de la red separado de la entidad de transmisión).

5. Efectos de la reforma de un mercado eléctrico: modelización teórica

El presente modelo tiene por objetivo mostrar los efectos de la reforma de un sistema

eléctrico sencillo, tal como el representado en la Figura 5.1, donde existen dos generadores (con

distintas tecnologías) situados en áreas geográficas distintas, los cuales están unidos por una

línea de transmisión. Todo el consumo se encuentra concentrado en una región próxima al

generador 2, y se encuentra unido a éste último a través de una red de distribución.

Figura 5.1. Esquema del sistema eléctrico modelado

5.1. Descripción del modelo:

Consumidor de Electricidad

Asumimos que los consumidores derivan utilidad a partir de la función .

Donde representa la función inversa de demanda de potencia por parte de los

consumidores, expresada en megavatios, cuya derivada de primer orden es . Además

suponemos que es una función estrictamente creciente y estrictamente cóncava, es decir:

.

( ) ( )dqqpqBq

0∫=

( ) 0q <

( )

( )( )

qp

B'y0

p'

qB

( ) 0q <'qB' >

Generadores

La estructura de costes del generador 1 viene dada por: ( ) 1111 qCGqC + ( )= , donde

representa la producción del generador 1, que viene expresada en megavatios. Asumiremos que

la función de coste variable C es estrictamente creciente y estrictamente convexa, es decir,

1q

( )1q

58

que sus derivadas de primer y segundo orden son 0q'C'y0qC' 11 >> respectivamente. Por

otro lado, el coste fijo G limitará la capacidad máxima de producción del generador 1, esto es: 1

( )1111 Gqqq =≤ .

1≥λ ( ) 222 GqC =

( )⋅C

2 q≤

T1c Tc

1 ( )Tqq L1 ≤

c+

dc

q=

( ) ( )

El generador 2 tiene la misma estructura de costes que el generador 1, pero con un coste

variable mayor, el cual viene medido por un parámetro : 2qCλ+ . Donde

representa la producción del generador 2, que viene expresada en megavatios. La función de

costes variables base es la misma que la del generador 1. Igual que antes, el coste fijo

limitará la capacidad máxima de producción del generador 2, esto es:

2q

2G

( )

( )

222 Gq=q .

( )

Línea de Transmisión

La estructura de costes de la línea de transmisión viene dada por la siguiente expresión:

. Donde T representa el coste fijo de la línea de transmisión, y el coste

variable de la transmisión viene determinado por “ q ”, siendo “ ” el coste marginal de cada

megavatio transmitido. La capacidad máxima de la línea de transmisión viene dada por:

T11T cqTqC +=

( )Tqq LL = , la cual supone una restricción para q : . Al igual que para la generación,

se hace notar que el coste fijo limita la capacidad máxima de la línea de transmisión.

Red de Distribución

La estructura de costes de la red de distribución está representada por la siguiente

expresión: ( ) qDqC dD = . Donde D representa el coste fijo de la red de distribución, y el

coste variable viene representado por “ ”, siendo “ ” el coste marginal de cada megavatio

distribuido. Así mismo, se asumirá que la red de distribución no tiene problemas de capacidad o

si se prefiere que tiene una capacidad muy grande.

qcd

Pérdidas de Potencia en el Transporte de la Electricidad

Se asumirá que las pérdidas en la línea de transmisión y en la red de distribución son

despreciables en todo instante. Por lo que: q q 21 + (balance de potencias).

59

Horizonte Temporal

El análisis de las operaciones del sistema es en el corto plazo. Se asume que las

capacidades de generación y de transmisión ya están dadas y que los costes fijos de dichas fases

no son modificables en el corto plazo.

5.2. Modelo de sistema eléctrico centralizado

Como punto de partida, vamos a obtener la solución en el caso de un modelo sencillo de

un sistema eléctrico centralizado (modelo tradicional). En este modelo se supondrá que G1 y G2

son plantas generadoras de una empresa pública, que también realiza las operaciones de

transmisión y de distribución. El sistema eléctrico se considera un monopolio natural

verticalmente integrado. Se analizarán dos casos: en el primer caso la línea de transmisión no se

encuentra congestionada y en el segundo caso la línea de transmisión se encuentra

congestionada.

Asimismo, se asumirá que un ente regulador debe realizar la planificación y la

tarificación de las operaciones de corto plazo en el sistema. Es decir, el regulador deberá

determinar la cantidad óptima de consumo “q” y el reparto de la producción de los generadores

G1 y G2 tal que se maximice el beneficio social, así como también deberá establecer la

tarificación óptima.

El problema a resolver por el regulador es el siguiente:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( ) ( ) (

( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

)

qq

qq

qq:s.a

qcDqλCGcqTqCGqB

qCqCqCqCqB

qCqCqCqCpqpqqqpqBq,qπqECq,qWMax

L1

22

11

d22T111

D221T11

D221T112121q,q

2121

≤

≤

≤

−−−−−−−−=

−−−−=

−−−−++−=+=

Las condiciones necesarias de primer orden vienen dadas por las siguientes expresiones:

( ) ( ) )1.5(0.µµccqC'qB' 31dT1 =−−−−−

60

( ) ( ) )2.5(0.µcqλC'qB' 2d2 =−−−

En el equilibrio, el coste marginal de los generadores, corregidos por los precios sombra,

se iguala.

( ) ( ) 2231T1 µqλC'µµcqC' +=+++ . (5.3)

donde:

1µ : Precio sombra de la capacidad de generación del productor G1.

2µ : Precio sombra de la capacidad de generación del productor G2.

3µ : Precio sombra de la capacidad de la línea de transmisión.

La condición (5.3) toma una forma diferente si consideramos que las restricciones de

capacidad afectan o no a las operaciones del sistema. Ahora vamos a considerar como aplicación

dos casos: en el primer caso se considerará que la línea de transmisión no está congestionada, es

decir que está operando por debajo de su capacidad, y en el segundo caso se asumirá que existen

problemas de congestión en la línea de transmisión, es decir que la línea está operando en el

límite de su capacidad. Asimismo, se considerará que en dichos casos los generadores no tienen

problemas de capacidad.

Caso 1: Línea de Transmisión no Congestionada y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒=⇒<⇒=⇒<⇒=⇒<

ada.congestion está no línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

222

111

De las condiciones necesarias de primer orden se obtiene:

( ) ( )2T1 qλC'cqC' =+ . (5.4)

La ecuación (5.4) lo que nos dice es que en el equilibrio el coste marginal para ambos

generadores es el mismo. Además si “ ” es muy pequeño, para que la igualdad se satisfaga se

tendría que verificar que q

Tc

1>q2.

61

Caso 2: Línea de Transmisión Congestionada y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒>⇒=⇒=⇒<⇒=⇒<

ada.congestion está línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

222

111

De las condiciones necesarias de primer orden se obtiene: ( ) ( )23TL qλC'µcqC' =++ .

Como se puede apreciar, en este caso la regla de costes marginales se modifica por el precio

sombra de la línea de transmisión, el cual es:

( ) ( ) TL23 cqC'qλC'µ −−= . (5.5)

Factores que afectan al precio sombra:

• Si “λ ” se incrementa, entonces el valor de se incrementa, lo que significa que si

el generador 2 es más caro, esto hace que se incremente el valor social de invertir en

ampliación de capacidad en la línea de transmisión.

3µ

• Si “ c ” se incrementa, entonces el valor de µ disminuye, lo que significa que

cuanto más cara es la transmisión, menos interés social hay en ampliar la capacidad

de transmisión de la línea.

T 3

Tarificación

Se ha definido como la utilidad que obtienen los consumidores por el

consumo de “q” megavatios. A partir de esta expresión podemos obtener la regla de tarificación

óptima. Si derivamos respecto de “q”, se obtiene:

( ) ( )dqqpqBq

0∫=

( )qB ( ) ( )q'Bqpdq

qdB== . Por lo que de las

condiciones necesarias de primer orden tenemos que:

( )

( ) ( ) ( ) ( ) 2d231dT1 cq'CµµccqC'qpqB' µ++λ=++++== . (5.6)

Por tanto, la solución óptima con planificación centralizada ha consistido en fijar

conjuntamente el precio que se le cobraría a los usuarios finales por cada megavatio ( )qp

62

consumido, y las cantidades “q1” y “q2” que deberían producir ambos generadores. La expresión

(5.6) nos indica que el valor óptimo de qp es aquel en donde el beneficio marginal es igual al

coste marginal de producción del generador 1, más los costes marginales de transmisión y de

distribución, corregidos por los precios sombra de la capacidad del generador 1 y de capacidad

de la línea de transmisión respectivamente. De forma equivalente, la expresión (5.6) nos indica

que el valor óptimo de p es aquel en donde el beneficio marginal es igual al coste marginal de

producción del generador 2, más los costes marginales de distribución, corregidos por el precio

sombra de la capacidad del generador 2. Dependiendo de la situación en que nos encontremos

(trabajando por debajo o en el límite de las capacidades de generación y/o transmisión) algunos

de los multiplicadores podrían anularse. Los valores de “q

q

( )

1” y “q2” se podrían obtener a partir de

las condiciones de primer orden y de la condición de balance de potencias.

)q1qB' +

( ) ( )q1qB' +

( )

( )

( ) ( ( ) )7.5(.cqλC'ccC'qp :1 caso el Para d2dT +=+==

( ) ( ) )8.5(.cqλC'µccC'qp :2 caso el Para d23dT +=++==

5.3. Modelos de sistema eléctrico reformado

El objetivo del presente subapartado es determinar qué sucede si en el sistema eléctrico

simplificado (modelo centralizado) realizamos una reforma similar (en algunos aspectos) a las

adoptadas en diversos países. Dependiendo del modelo analizado, el proceso de reforma podrá

incluir una combinación de algunas de las siguientes políticas: desregulación (política de defensa

de la competencia, liberalización, reestructuración empresarial) y privatización. Nosotros vamos

a estudiar dos modelos: en el primer modelo el generador 2 tiene poder monopolístico y en el

segundo modelo se analizará un pool competitivo. Para el modelo con el generador 2 como

monopolista se analizarán dos situaciones: en la primera situación el generador 2 no tendrá

problemas de capacidad y en la segunda operará al límite de su capacidad. En el modelo de pool

competitivo se estudiaran dos variantes: en la primera variante los productores presentarán sus

ofertas competitivas al pool como si fuesen precio aceptantes, y en la segunda variante ambos

generadores compiten a la Cournot. Para los modelos de productores precio aceptantes y para el

modelo de Cournot se analizarán dos posibles casos: en el primer caso la línea de transmisión se

encontrará sin congestión y ambos generadores no tendrán problemas de capacidad, y en el

segundo dicha línea se encontrará congestionada y los productores no tendrán problemas de

capacidad.

63

5.3.1. Modelo con generador 2 como monopolista

Supongamos que se ha desintegrado verticalmente el sector eléctrico. La separación

vertical adoptada no es total ya que se ha separado la fase de transmisión de las fases de

generación y de distribución, pero la red de distribución de este modelo es controlada por el

generador 2. Asimismo, no se ha dado libre acceso al generador 1 a la red de distribución, por lo

que los consumidores no pueden elegir ser abastecidos por otro generador que no sea el

generador 2. Además, el generador 2 maximiza sus beneficios como un monopolista privado sin

regulación de precios. Este modelo pretende reflejar el caso de reforma de un país que no ha

considerado la separación entre la generación y la distribución y que no ha tenido especial

cuidado en la elaboración de adecuadas reglas de acceso a la red de distribución que permitan

una competencia efectiva en la generación.

El problema de optimización a resolver por el generador 2 se presenta a continuación:

( ) ( ) ( )

22

2d2222q

2

qq

:s.a

qcDqλCGqqpqMax π2

≤

−−−−=

La condición necesaria de primer orden que se obtiene al derivar el beneficio del

productor 2 respecto a la cantidad producida por dicho productor es:

( ) ( ) ( ) 0µcqλC'qpqdq

qdp2d222

2

2 =−−−+ . (5.9)

Caso 1: Generador 2 sin Problemas de Capacidad

Supongamos que no hay problemas de capacidad de generación, es decir que:

222 qq0µ <⇒= .

De la condición necesaria de primer orden, tenemos que:

( ) ( ) ( )2

2

2d22 q

dqqdp

cqλC'qp −+= . (5.10)

64

Se observa que el precio es mayor a los costes marginales de producción y de distribución

ya que ( ) 0dqqdp 22 < , por lo que se observa que el monopolista obtiene beneficios

extraordinarios.

De forma equivalente, tenemos que:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )( )

( )( ) p,q2

2

2

2

2

d222

2

2d22

1qp

qdq

qdpqp

cqλC'qpq

dqqdp

cqλC'qpε

=−=−−

⇒−=−− . (5.11)

La última expresión representa el índice de Lerner, el cual mide el poder de mercado de

la empresa monopolística. El generador 2, si no tiene problemas de generación, cobraría un

precio igual al coste marginal de producción de q2, más el coste marginal de distribución, más un

margen de monopolio que depende de la elasticidad de la demanda (cuanto menor sea p,qε ,

entonces el margen será mayor). Se puede observar que la tarifa cobrada a los consumidores es

más elevada que la tarifa de la solución centralizada.

Caso 2: Generador 2 con Problemas de Capacidad

Supongamos que: 222 qq0 =⇒>µ (el productor 2 está operando al límite de su

capacidad).

De la condición de primer orden, tenemos que:

( ) ( ) ( ) d2222

22 cqλC'qpq

dqqdp

µ −−+= . (5.12)

Factores que afectan al precio sombra:

• Si “λ ” se incrementa entonces el valor de 2µ disminuye, lo que implica que

mientras el generador 2 sea más caro, le resultará menos interesante realizar

inversión en mayor capacidad.

• Si “ c ” crece entonces el valor de d 2µ decrece, lo que significa que si el generador 2

es menos eficiente, le resultará menos atractivo realizar inversiones de ampliación de

capacidad.

65

• Cuanto más pequeño sea dqdp , entonces el valor de 2µ será mayor, lo que

significará que al generador 2 le resulte interesante ampliar su capacidad de

generación.

El generador 2 si tiene problemas de generación, cobraría un precio igual al coste

marginal de producción de 2q , más el coste marginal de distribución, más el precio sombra de la

capacidad de generación, más un margen de monopolio que en este caso depende de la pendiente

de la demanda:

( ) ( ) ( )2

2

22d22 q

dqqdp

µcqλC'qp −++= . (5.13)

En este caso, además de que el productor 2 le cobraría una tarifa más elevada a los

consumidores, podría haber problemas de suministro, ya que 2q podría estar por debajo de la

solución de modelo centralizado.

5.3.2. Modelo de pool competitivo

Modelo Con Productores Precio Aceptantes

En este modelo, las fases del sector eléctrico modelizado están separadas verticalmente,

hay libre acceso a la línea de transmisión y a la red de distribución, existe competencia en la

generación y los consumidores compran electricidad a través de un mercado mayorista. Las

ofertas realizadas por los generadores y la demanda agregada de electricidad se casan en un

“pool”, donde la intersección de la oferta y la demanda agregada proporciona el precio y la

cantidad de equilibrio en el Pool. Una entidad pública gestiona el pool, la línea de transmisión y

la red de distribución. Dicha entidad cobra una tarifa por los servicios de transmisión igual a sus

costes marginales de transmisión ( y por los servicios de distribución cobra una tarifa igual a

sus costes marginales de distribución

)Tc

( )dc . De forma equivalente, se podría pensar que la

distribución es realizada por una empresa privada que está regulada y que debe cobrar por sus

servicios el coste marginal de distribución, y que la entidad pública que gestiona el mercado y la

línea de transmisión cobraría por los servicios de transmisión una cantidad igual al coste

marginal de transmisión.

66

Ambos generadores optimizan sus beneficios eligiendo las cantidades que van a producir

considerando que no son lo suficientemente grandes como para influir en los precios del pool.

Pese a que esta simplificación es poco realista dado que en este modelo simplificado sólo hay

dos competidores, el objetivo que se persigue es determinar cuáles serían los resultados de un

sistema eléctrico reformado en el que hubiese verdadera competencia entre los generadores

(equivalente a que hubiese muchos pequeños generadores que compitiesen entre si).

A continuación se muestran los problemas de optimización a resolver por el generador 1

y el generador 2 respectivamente:

( )

( )

≤

−−−

≤

≤

−−−−

22

2d222q

L1

11

1d1T111q

qq:s.a

qcqCGpqMax

:2Generador

qq

qq:s.a

qcqcqCGpqMax

:1Generador

2

1

Las condiciones necesarias de primer orden del generador 1 y del generador 2

respectivamente, vienen dadas por las siguientes expresiones:

( ) 0µµccqC'p 31dT1 =−−−−− . (5.14)

( ) 0µcqC'p 2d2 =−−− . (5.15)

Donde los precios sombra (multiplicadores) son los mismos que se utilizaron para las

restricciones del modelo centralizado.

Caso 1: Línea de Transmisión sin Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒=⇒<⇒=⇒<

ada.congestion está no línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

( ) 0ccq'Cp dT1 =−−− . (5.16)

67

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

( ) 0cq'Cp d2 =−− . (5.17)

De las ecuaciones (5.16) y (5.17) se obtienen las ofertas de ambos productores, que

sumadas nos proporcionan la oferta agregada. De la intersección de la oferta y de la demanda

agregadas se obtienen el precio y la cantidad de equilibrio.

Caso 2: Línea de Transmisión con Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒>⇒=⇒=⇒<

ada.congestion está línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

( ) dTL3 ccqC'pµ −−−= . (5.18)

Lo más interesante a destacar de la ecuación (5.18) es que si los costes marginales de la línea de transmisión se incrementan, entonces el valor de decrece, por lo que al generador 1 le interesaría menos que se invierta en ampliación de la capacidad de transmisión.

3µ

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

La expresión que se obtiene para el generador 2 es idéntica a la ecuación (5.17). Se

deberá tener en cuenta que para este caso las ofertas de los generadores 1 y 2 serán L1 qq = y

L2 qqq −= respectivamente.

Se puede comprobar que este modelo de mercado competitivo replica la solución óptima

para un modelo centralizado (con precios iguales a los costes marginales).

Modelo de Cournot

En este modelo, las características de la reforma del sector son las mismas que en el caso

anterior de productores precio aceptantes. Supongamos que, ambos generadores optimizan sus

beneficios eligiendo las cantidades que van a ofertar en el pool teniendo en cuenta la producción

de su competidor (ambos productores conocen la estructura de costes de su competidor). Una vez

determinadas las cantidades ofertadas por ambos productores, se puede obtener la cantidad total

ofertada sumando las ofertas individuales. Con la cantidad total ofertada y con la curva de

demanda agregada se puede determinar el precio de equilibrio.

68

Es importante resaltar, que se ha podido elegir que los productores compitan en precios

(Modelo de Bertrand) en lugar de que compitan en cantidades (Modelo de Cournot). Sin

embargo, el modelo de Bertrand supone una competencia muy agresiva entre las empresas, por

lo que a priori este modelo parece menos adecuado a la realidad de un mercado eléctrico.

A continuación se muestran los problemas de optimización a resolver por el generador 1

y el generador 2 respectivamente:

( ) ( )

( ) ( )

≤

−−−+

≤

≤

−−−−+

22

2d22221q

L1

11

1d1T11121q

qq:s.a

qcqCGqqqpMax

:Generador2

qq

qq:s.a

qcqcqCGqqqpMax

:Generador1

2

1

Las condiciones necesarias de primer orden del generador 1 y del generador 2

respectivamente, vienen dadas por las siguientes expresiones:

( ) ( ) 0ccq'Cqq

qqpp 31dT111

21 =µ−µ−−−−∂+∂

+ . (5.19)

( ) ( ) 0cq'Cqq

qqpp 2d222

21 =µ−−−∂+∂

+ . (5.20)

Donde los precios sombra (multiplicadores) son los mismos que se utilizaron para las

restricciones del modelo centralizado.

Caso 1: Línea de Transmisión sin Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒=⇒<⇒=⇒<

ada.congestion está no línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

69

( ) ( ) 0ccq'Cqq

qqpp dT111

21 =−−−∂+∂

+ . (5.21)

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

( ) ( ) 0cq'Cqq

qqpp d222

21 =−−∂+∂

+ . (5.22)

Las ecuaciones (5.21) y (5.22) se pueden reescribir de la siguiente forma:

( )pq,1

dT1

εγ1ccqC'

p−

++= (5.23)

( )pq,2

d2

εγ1cqC'

p−

+= (5.24)

Donde ( )21ii qqqγ +=( )

representa la cuota de mercado de la empresa “i” ( ) , y

donde

.2,1i =

( )qpqqp 21

∂∂+

p,q −=ε representa la elasticidad precio de la demanda.

De acuerdo a las ecuaciones (5.23) y (5.24), se puede notar que si tras la reforma del

sistema eléctrico se produce competencia a la Cournot, el impacto de dicha reforma podría ser

negativo en el sentido de que los precios podrían incrementarse y la producción decrecer. Sin

embargo, se debe notar que el resultado es muy sensitivo al valor de la elasticidad precio de la

demanda. Consecuentemente, si la demanda se hace más elástica, por alguna razón, la reforma

podría conducir a precios más bajos y a incrementar la producción en este caso.

De la ecuación (5.21) se obtiene la función de reacción del generador 1; , e

igualmente de la ecuación (5.22) se obtiene la función de reacción del generador 2; . El

equilibrio de Nash de este modelo son las producciones , tales que:

( 21 qq

( )12 qq

)

*2

*1 q,q

121211 qqqyqqq == . ( ) ( )****

Caso 2: Línea de Transmisión con Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒>⇒=⇒=⇒<

ada.congestion está línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

70

( ) ( ) dTLL1

2L3 ccqC'q

qqqppµ −−−

∂+∂

+= . (5.25)

Lo más interesante a destacar de la ecuación (5.25) es que si los costes marginales de la

línea de transmisión se incrementan, entonces el valor de decrece, por lo que al generador 1

le interesaría menos que se invierta en ampliación de capacidad de la línea de transmisión.

Comparando (5.18) y (5.25), se observa que en (5.25) aparece el término

3µ

( )L

1

2L qq

qqp∂+∂ ya que

ahora el generador 1 tiene en cuenta el efecto de sus decisiones en la demanda.

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

( ) ( ) 0cq'Cqq

qqpp d222

2L =−−∂+∂

+ . (5.26)

En este caso el generador 1 oferta L1 qq = y el generador 2 oferta L2 qqq −= , donde

pq −α= .

Es importante resaltar que para los modelos antes vistos, los generadores recibirían por

cada megavatio producido una cantidad igual al precio que pagan los usuarios finales menos los

costes marginales de distribución y de transmisión, según sea el caso.

5.4. Análisis de un caso particular

Con el objetivo de tener expresiones analíticamente comparables entre los diversos

escenarios vistos anteriormente, vamos a analizar un caso particular escogiendo una función

inversa de demanda agregada lineal y unos costes de producción cuadráticos. Se ha elegido este

tipo de funciones debido a que son sencillas de operar y a que permiten trabajar con pocos

parámetros. Asimismo, se resalta que los parámetros que aparezcan en las funciones de costes y

de demanda deberán ser escogidos de manera tal que el modelo tenga significado económico. La

función inversa de demanda agregada que vamos a utilizar es: qqp −α= , y las estructuras de

costes para los generadores 1 y 2 respectivamente son: y

.

( )11 qC 2111 qaqG ++=

( ) 222222 q2aq2GqC ++=

( )

71

Se hace notar que estamos utilizando un valor de 2=λ para los costes variables del

productor 2, con el propósito de penalizar a G2 de manera que el modelo resulte interesante y que

el productor G1 a pesar de encontrarse más lejos de los consumidores, les resulte

económicamente atractivo.

Luego de hallar los resultados para cada modelo, vamos a introducir un parámetro “e”

que represente la ganancia de eficiencia productiva en las estructuras de costes de ambos

productores, con el propósito de ver qué diferencias hay entre un modelo eléctrico reformado y

otro organizado tradicionalmente, bajo el supuesto más realista de que en un entorno competitivo

las empresas generadoras tratarán de operar lo más eficientemente posible.

A continuación se presentan los resultados obtenidos, para este caso particular, en cada

uno de los modelos antes vistos.

Modelo de sistema eléctrico centralizado

Caso 1:Línea de Transmisión no Congestionada y Generadores sin Problemas de Capacidad

14cc2a52

q,14

c4a3c54q Td

2dT

1+−−α

=−−−α

= (5.27)

.7

4α3c2c4ap,

73c4a2c3α

q dTdT +++=

−−−= (5.28)

Caso 2: Línea de Transmisión Congestionada y Generadores sin Problemas de Capacidad

5c2aqα

q,qq,5

q145c4c3a4αµ dL

2L1LTd

3−−−

==−−−−

= (5.29)

.5

c2aq44αp,

5c2aq4α

q dLdL ++−=

−−+= (5.30)

Modelos de sistema eléctrico reformado

(a) Modelo con Generador 2 Como Monopolista

Caso 1: Generador 2 sin Problemas de Capacidad

.6

c2a5αp,

6c2aα

q dd2

++=

−−= (5.31)

72

Caso 2: Generador 2 con Problemas de Capacidad

2d2 q6c2aαµ −−−= (5.32)

.qαp,qq 222 −== (5.33)

(b) Modelos de Pool Competitivo

Modelo Con Productores Precio Aceptantes

Caso 1: Línea de Transmisión sin Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

14c2c5a2α

q,14

4c3a5c4αq Td

2dT

1+−−

=−−−

= (5.34)

.7

4α3c2c4ap,

73c4a2c3α

q dTdT +++=

−−−= (5.35)

Es importante resaltar que en esta solución, los valores de “q” y “p” coinciden con los

valores del caso 1 del modelo centralizado.

Caso 2: Línea de Transmisión con Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

5c2aqα

q,qq,5

q145c4c3a4αµ dL

2L1LTd

3−−−

==−−−−

= (5.36)

.5

c2aq44αp,

5c2aq4α

q dLdL ++−=

−−+= (5.37)

Es importante resaltar que en esta solución, los valores de “q” y “p” coinciden con los

valores del caso 2 del modelo centralizado.

Modelo de Cournot

Los Generadores 1 y 2 respectivamente tienen que resolver los siguientes problemas de

optimización:

73

( ) ( )

≤

≤

−−−−+

L1

11

1d1T11121q

qq

qq:s.a

qcqcqCGqqqpMax

:Generador1

1

( ) ( )

≤

−−−+

22

2d22221q

qq:s.a

qcqCGqqqpMax

:Generador22

Donde: ( ) ( 2121 qqq,qp +−α )=

Las condiciones necesarias de primer orden del generador 1 y del generador 2

respectivamente, vienen dadas por las siguientes expresiones:

( ) ( )[ ]

( ) ( )[ ] (5.39)0.µc4q2a2qqαq

q,qπ

(5.38)0.µµcc2qaq2qαq

q,qπ

2d2212

21

31dT1211

21

=−−−−+−=∂

∂

=−−−−−−+−=∂

∂

Caso 1: Línea de Transmisión sin Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒=⇒<⇒=⇒<

ada.congestion está no línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

( ) ( )[ ] 0.cc2qaq2qαq

q,qπdT121

1

21 =−−−−+−=∂

∂ (5.40)

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

( ) ( )[ ] 0.c4q2a2qqαq

q,qπd221

2

21 =−−−+−=∂

∂ (5.41)

74

De las ecuaciones (5.40) y (5.41) se obtienen las funciones de reacción de los

generadores 1 y 2 respectivamente:

( ) ( )

( ) ( )(5.43).

6q2acα

qq

(5.42).4

qccaαqq

1d12

2dT21

−−−=

−−−−=

Para encontrar el equilibrio de Nash de este modelo buscamos producciones tales que:

121211 qqqyqqq == . ( ) ( )****

Reemplazando ( )12 qq en ( )21 qq tenemos que:

.23

c7a3c3αq,

236c4a5c5α

q Td*2

Td*1

+−−=

−−−= (5.44)

.23

5c11a8c15αqαp,

235c11a8c8α

qqq TdTd*2

*1

+++=−=

−−−=+= (5.45)

Si calculamos la diferencia de precios entre el modelo de Cournot [de (5.45)] y el modelo

de productores precio aceptantes [de (5.35)], se obtienen la siguiente expresión:

( )161

11c15acα13∆p Td −−−

= . (5.46)

Generalmente, será mayor que cero porque “α”, que representa el punto de corte de la

función inversa de demanda, debe ser mucho mayor en magnitud que “c

∆p

d”, “a” y “cT” para que el

modelo tenga sentido económico.

El resultado de no es válido para todos los casos, y la intuición es la siguiente: al

disminuir los generadores del modelo de Cournot un poco la producción con respecto a la

producción del modelo de productores precio aceptantes, los costes de producción también

disminuyen.

0∆p >

75

Caso 2: Línea de Transmisión con Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Suponemos que:

⇒>⇒=⇒=⇒<

ada.congestion está línea La 0µqq.generación de capacidad de problemas inS0µqq

3L1

111

( ) ( ) 0.ccq2aqq2αq

q,qπ3dTL2L

1

2L =µ−−−−−+−=∂

∂ (5.47)

Suponemos que: { .generación de capacidad de problemas inS0µqq 222 ⇒=⇒<

( ) ( )[ ] 0.c4q2a2qqαq

q,qπd22L

2

2L =−−−+−=∂

∂ (5.48)

De la ecuación (5.48) se obtiene:

6c2aqα

q dL2

−−−= . (5.49)

Reemplazando (5.49) en (5.47) se tienen que:

6q23c6c5a45

µ LTd3

−−−−α= . (5.50)

Por otro lado, sabemos que α−= qp , por lo que tenemos que:

6q5ca25

p Ld −++α= . (5.51)

Asimismo, sabemos que L1 qq = , por lo que tenemos que:

6q5ca2

qqq Ld21

+−−α=+= . (5.52)

76

Ganancias de Eficiencia

Si realmente al reformar el sector eléctrico se gana eficiencia productiva (se reducen los

costes de producción), es posible ver este efecto a través de un ejemplo donde a las estructuras

de costes de ambos productores se les introduzca un parámetro “e” que represente la ganancia de

eficiencia interna, donde: 0 < e < a. Con el propósito de poder tratar analíticamente los costes de

producción, de forma simplificada, se ha modificado dichos costes de la siguiente forma:

( ) ( ) .qqeaGqC 211111 +−+= (5.53)

( ) ( ) .q2qea2GqC 222222 +−+= (5.54)

Únicamente vamos a mostrar los resultados que se obtienen al introducir el parámetro “e”

en las estructuras de costes arriba mencionadas para el modelo de Cournot, debido a que es el

único modelo que desde el punto de vista económico tiene interés ver el tema de ganancia de

eficiencia (por ejemplo, en un modelo verdaderamente competitivo se obtendrían los mismos

resultados de un modelo tradicional, por lo que de hecho si los productores operasen de manera

más eficiente se mejorarían los resultados respecto al modelo centralizado).

Modelo de Cournot

Caso 1: Línea de Transmisión sin Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Los resultados que se obtienen al introducir la ganancia de eficiencia interna en la

función de costes de ambos productores son los siguientes:

32e7c7ac33α

q,23

e4c6a4c5α5q Td

2Td

1++−−

=+−−−

= (5.55)

.32

e11c5a11c815αqp,

32e11c5a11c88α

qqq TdTd21

−+++=−α=

+−−−=+= (5.56)

Ahora vamos a determinar la ganancia de eficiencia productiva e* tal que el precio del

modelo de Cournot resulte menor o igual al precio del modelo centralizado.

( )p

1123

7711c15acα13

e Td* ∆=−−−

≥ . (5.57)

77

Donde , definido en la ecuación (5.46), representa la diferencia de precios entre el

modelo de Cournot y el modelo de productores precio aceptantes si no hubiera ganancia de

eficiencia.

∆p

En este caso, si se verifica la ecuación (5.57), entonces la reforma del sector eléctrico

modelado beneficiará a los consumidores.

Caso 2: Línea de Transmisión con Congestión y Generadores sin Problemas de Capacidad

Los resultados que se obtienen al introducir la ganancia de eficiencia interna en la

función de costes de ambos productores son los siguientes:

6q2e2acα

q,qq,6

q23c56c4e4a5α Ld2L1

LdT3

−+−−==

−−−+−=µ (5.58)

.6

e2a2cq55αqp,

62e2acαq5

qqq dLdL21

−++−=−α=

+−−+=+= (5.59)

Ahora vamos a determinar la ganancia de eficiencia productiva e* tal que el precio del

modelo de Cournot resulte menor o igual al precio del modelo centralizado.

10qa2c

e Ld* −−−α≥ . (5.60)

En este caso, si se verifica la ecuación (5.60), entonces la reforma del sector eléctrico

modelado beneficiará a los consumidores.

Por simplicidad, en el presente modelo se ha utilizado una línea en lugar de una red de

transmisión para analizar diversas reformas en un sistema eléctrico. No obstante, nuestras

observaciones pueden generalizarse para el caso de un sistema que posea una red de transmisión.

Del análisis de los diversos casos antes vistos, podemos observar que si se separan las

fases del sector eléctrico se perderá economías de coordinación en las decisiones de optimización

del despacho de las centrales de generación. Además, se puede verificar que la competencia

(imperfecta) entre las empresas eléctricas depende en gran medida de las reglas de acceso a las

redes de transmisión y distribución que se adopten tras la reforma, y de la capacidad de la red de

transmisión.

78

79

Si una red de transmisión no posee suficiente capacidad, es muy probable que se

produzcan congestiones en algunas de sus líneas. La congestión de una o más líneas puede

limitar o impedir la competencia entre los productores que se encuentren conectados por

dicha/dichas líneas. Al estar una línea congestionada, para poder satisfacer la demanda requerida

por los clientes, será necesario que otro u otros generadores más caros (ubicados en otros puntos

del sistema y que no serían despachados en caso de que las líneas de transmisión no estuviesen

congestionadas) sean despachados, generándose ineficiencia económica.

Finalmente, si no se producen ganancias de eficiencia productiva tras la reforma, los

clientes finales tendrán que pagar precios más altos por la electricidad consumida respecto a los

precios que pagarían si el sistema fuese centralizado (tradicional). Sin embargo, si la ganancia de

eficiencia es lo suficientemente grande, es posible que se den situaciones donde los precios

disminuyan al reformar el sector.

6. Evidencia empírica: la experiencia internacional

En el presente trabajo no se ha realizado un análisis empírico debido a la dificultad de la

obtención de datos acerca de los costes de las empresas eléctricas y a las limitaciones de tiempo.

No obstante, con el propósito de comprobar que las conclusiones que se han derivado de nuestro

modelo teórico son contrastables con los resultados que se han obtenido en la práctica en

diversos países, presentaremos a continuación algunos trabajos realizados por diversos autores

que valoran los impactos de la reforma del sector eléctrico, y finalmente mostraremos algunos

problemas que se han presentado en determinados países tras la reforma de sus industrias

eléctricas.

6.1. Revisión de literatura

Para realizar una correcta elección entre las diferentes posibilidades de la reforma del

sector, es útil realizar una valoración de los resultados esperados de dicha reforma. Existen dos

metodologías para realizar tal valoración: la valoración econométrica y la simulación.

La aproximación econométrica: esta aproximación utiliza datos empíricos de diferentes

estructuras de mercado para construir un modelo explicativo de las variables de interés. Las

variables comúnmente empleadas son los niveles de precios y los costes de producción. Si una

característica específica del mercado se puede relacionar con la reducción de precios o con los

costes de producción, entonces se ha encontrado evidencia de que esta característica debería ser

considerada en una reforma del mercado.

Dentro de este tipo de aproximación, Pollitt (1997a) ha clasificado los trabajos de

investigación en cuatro grupos. Primero, existen estudios que examinan indicadores financieros y

físicos. Estos estudios consisten en examinar precios, la rentabilidad y la productividad del

trabajo a lo largo del tiempo. Por ejemplo, Yarrow (1992) estudió cómo los precios de la

electricidad en Inglaterra y en País de Gales cambiaban en relación a los costes de los

combustibles entre 1987 y 1991 mientras la industria era reestructurada y privatizada. En general

estos estudios demuestran que la liberalización ha conducido a mejoras en indicadores

financieros tales como la rentabilidad pero muestran resultados en distintas direcciones para el

efecto sobre los precios (Yarrow encontró precios mucho más elevados que los pronosticados

para 1991).

80

En segundo lugar, algunos estudios (por ejemplo: Bishop y Thompson, 1992 y Haskel y

Syzmanski, 1992) han contrastado la hipótesis de que la productividad del trabajo o la

productividad total de los factores se incrementaría significativamente después de la

liberalización. Para hacer este contraste se ha utilizado un análisis de regresión de las series de la

productividad. Ambos estudios encontraron que la liberalización realizada en 1983 no tuvo

ningún efecto sobre la productividad de las empresas públicas en el Reino Unido.

En tercer lugar, algunos estudios de frontera han comparado la productividad de empresas

liberalizadas a lo largo del tiempo o a través de sección cruzada. Estos estudios utilizan análisis

de la envolvente de datos (DEA) o análisis de fronteras estocásticas para generar indicadores de

eficacia para las empresas liberalizadas y para las no-liberalizadas. Burns y Weyman-Jones

(1994) encontraron evidencia de una mejora en la eficiencia tanto técnica como de costes de las

empresas de distribución de electricidad en Inglaterra y en País de Gales.

Steiner (2000), valora el impacto de la liberalización y de la privatización sobre los

resultados en la fase de generación de la industria eléctrica en diversos países. Este autor

construyó indicadores para un panel de 19 países de la OECD sobre un periodo de tiempo de 10

años (1986-1996) con el propósito de examinar la influencia de la reforma reguladora sobre la

eficiencia productiva de las plantas de generación, sobre los precios de venta al por menor de la

electricidad y para valorar la eficacia relativa de las diferentes estrategias de la reforma.

Mediante aproximaciones diferentes a los datos (sección cruzada y series de tiempo) este autor

logra identificar de forma separada los efectos de la regulación sobre cada país. Los principales

resultados a los que llega este autor son que mientras que los cambios en las reglas legales

pueden ser lentamente traducidos en cambios de conducta, la desintegración de la generación, la

propiedad privada, el amplio acceso a las redes de transmisión y distribución, y la introducción

de los mercados eléctricos afectan las medidas de los resultados de una manera estadísticamente

significativa. En particular, concluye que la liberalización y la privatización de la generación

pueden reducir los precios de la electricidad en el largo plazo, la expansión de derechos legales

de acceso de terceros a las redes de transporte y el establecimiento y operación de un mercado

spot de electricidad son efectivos en la reducción de precios (sobre todo en los precios

industriales antes que en los residenciales, debido a que los consumidores industriales al

consumir mayor electricidad que los residenciales pueden entablar contratos de wheeling

directamente con los generadores evitando así otras partes de la cadena de suministro eléctrico).

Finalmente, concluye que las empresas privadas son más eficientes que las públicas debido a sus

81

mejores prácticas administrativas y a su creciente esfuerzo por minimizar los costes, lo cual

apoya la introducción del parámetro de ganancia de eficiencia productiva en la estructura de

costes de los productores que compiten en cantidades (modelo de Cournot) en el sector eléctrico

modelizado en la presente tesina.

Delmas y Tokat (2002) han realizado una valoración del impacto en el corto plazo de la

desregulación de la venta de electricidad al por menor sobre la eficiencia productiva de 177

empresas eléctricas que representan el 83% del total de la producción de electricidad en los

EEUU desde 1998 hasta el 2001. Ellos estiman la productividad utilizando (DEA), esta medida

captura la eficiencia de cada empresa en la conversión de los factores de producción en

productos comparada con todas las otras empresas del grupo estudiado. De forma sorprendente,

estos autores encuentran que la eficiencia a corto plazo puede empeorar con la desregulación en

lugar de mejorar, como a priori se podría esperar. La explicación hay que buscarla en que las

empresas eléctricas se enfrentan a un ambiente incierto y a los costes de transición vinculados a

los cambios desde una industria regulada a una desregulada. Por otro lado, sus resultados

muestran que las estructuras organizativas verticalmente integradas así como también las

estructuras no integradas, en el corto plazo, pueden operar eficientemente en el nuevo ambiente

desregulado, aunque a través de diferentes mecanismos (estrategias). El primer tipo de estructura

se adapta al nuevo ambiente a través de la jerarquía, es decir, las empresas se aíslan de las

transacciones de mercado y por tanto de la incertidumbre. El segundo tipo de estructura se

adapta a través de los mecanismos de mercado donde las empresas se especializan en tratar con

complejas transacciones y evitar los costes de la pereza organizativa. No obstante, debido a la

falta de series más largas, este trabajo no nos dice si ambas estructuras organizativas seguirían

siendo eficientes en el largo plazo.

Yin-Fang y Kirkpatrick (2002) recientemente han publicado un estudio en el que han

realizado una valoración econométrica de los efectos de las políticas de privatización,

competencia y regulación en el funcionamiento de la industria eléctrica en 51 países en vías de

desarrollo durante el periodo 1985-2000. Estos autores han identificado el impacto de estas

reformas sobre la capacidad de generación, sobre la electricidad generada, sobre la productividad

del trabajo en el sector de generación, sobre el aprovechamiento de la capacidad, y sobre los

precios de los clientes industriales y de los clientes residenciales. Ellos han encontrado que la

competencia parece causar resultados favorables para una mejor captación de clientes, en la

ampliación de capacidad de generación, en la productividad del trabajo y en los precios de los

82

usuarios industriales. Al mismo tiempo, han encontrado que el efecto de la privatización y el

hecho de tener un regulador independiente, en forma separada, es estadísticamente insignificante

excepto en el caso del aprovechamiento de la capacidad y de privatización, mientras que la

coexistencia de estas dos reformas, parecen estar correlacionadas con una mayor disponibilidad

de la electricidad, con más capacidad de generación y con una elevada productividad del trabajo.

La principal conclusión a la que llegan los autores en este trabajo es que la sola privatización y

regulación no conducen a ganancias obvias en los resultados del sector eléctrico. Además

señalan que al privatizar la electricidad bajo condiciones de monopolio, se debe poner énfasis en

implementar un marco regulador eficiente y que la introducción de la competencia parece ser

más eficaz en llevar a mejores resultados, independientemente de los cambios en la propiedad o

en la regulación.

La característica que distingue a todos los estudios anteriores es que ellos están sujetos a

la crítica de que no tratan directamente la cuestión fundamental si es probable que la

liberalización del sector eléctrico sea socialmente beneficiosa. Los estudios que miran precios

descuidan la eficiencia productiva, aquellos que miran costes descuidan la eficiencia asignativa.

Ninguno procura calcular las beneficios netos que van a diferentes grupos dentro de la sociedad.

La mayoría de los estudios también descuidan la valoración de los importantes efectos

medioambientales y ninguno identifica explícitamente los costes directos de la liberalización no

reflejados en los costes de operación de las empresas. En cuarto lugar, un grupo de estudios trata

de resolver estas limitaciones de los estudios anteriores (Galal et al., 1994; Newbery y Pollitt,

1997; y Pollitt, 1997b). Estos autores han utilizado un análisis coste-beneficio para producir un

valor actual neto del proceso de liberalización.

En cuanto al objetivo principal de la reforma, la introducción de la competencia, muchos

estudios proporcionan interesantes resultados acerca de si una vez que ha sido implementada, ¿la

competencia resultará siempre efectiva?. A continuación se revisan algunos de los trabajos que

abordan este tema mediante simulación.

La aproximación mediante simulación: otra forma de valorar la importancia de una

reforma es simular diferentes estructuras de mercado y observar como las variables de interés

(usualmente también costes de producción y precios) se comportan en cada caso. El principio

básico de esta aproximación es construir un modelo analítico integrando las principales

características de la situación de interés y luego estudiar la solución obtenida. Esta metodología

83

ha sido utilizada en el Departamento de Energía Norteamericano (U.S: Department of Energy,

1998) para proporcionar un marco regulador federal que favorezca una mayor competencia al

por menor en el sector eléctrico Norteamericano. Se ha construido un modelo de competencia

perfecta, relacionado con otros modelos energéticos, para valorar las ventajas de una

competencia perfecta sobre un escenario de status quo. Los resultados de la simulación muestran

que el escenario de competencia perfecta da significativos mejores resultados que el status quo:

los precios decrecen en todos los Estados.

Sin embargo, en el caso de que no todas las condiciones para tener un mercado eléctrico

perfectamente competitivo (como en el modelo arriba mencionado) sean satisfechas, la

simulación de mercados oligopolísticos podrían ser de interés para observar cómo el poder de

mercado puede influir en los precios del mercado. Especialmente en una industria dominada por

monopolios durante largo tiempo y todavía con algunas economías de escala, un número

limitado de empresas probablemente será la característica del mercado. Por tanto, la hipótesis de

competencia oligopolística no es del todo irrelevante.

Muchos papers han tratado los temas de poder de mercado en la industria eléctrica. Por

ejemplo, Bolle (1992), Newbery (1995), Green (1996), Brennan y Melanie (1998). Todas estas

simulaciones utilizan un modelo de un mercado eléctrico verdadero en escenarios realistas y con

un número representativo de participantes. Estos autores concluyen que debido a la manipulación

de los precios del mercado, la tarificación a coste marginal no es suficiente para cubrir los costes

fijos dado el número de participantes observado. Consecuentemente, la eficiencia del mercado

no se consigue.

6.2. Problemas tras la reforma del sector: algunos ejemplos

Aparte de los trabajos académicos, resulta interesante analizar la experiencia de algunos

países tras la reforma de sus respectivos sectores eléctricos. Brevemente se va a comentar los

casos de California y Chile29.

Los mercados eléctricos han funcionado relativamente bien en periodos que no ha habido

problemas de escasez de energía eléctrica. En California, antes de que se iniciara la crisis, los

precios de la electricidad en el mercado mayorista fueron relativamente estables y competitivos.

29 Ver anexo 2 para más detalles acerca de la crisis eléctrica en California. Para más detalles de la crisis eléctrica en Chile ver Ariztía R., (2002).

84

En Chile, desde que se inició la reforma eléctrica en 1982 hasta 1998 en que se presentaron

problemas de escasez, el mercado de electricidad ha operado eficientemente incentivando

inversiones en ampliación de capacidad y promoviendo la reducción relativa de los precios de la

electricidad. Sin embargo, como lo han demostrado las crisis eléctricas que se han presentado en

California y Chile en situaciones de escasez de energía eléctrica el equilibrio entre la oferta y la

demanda se ha desestabilizado y ha sido necesario recurrir a cortes de energía eléctrica con el

propósito de garantizar la seguridad del sistema eléctrico.

Crisis eléctrica en California

La crisis Californiana se puede sintetizar en los siguientes problemas: incrementos

elevados de los precios de la electricidad en el mercado mayorista, la escasez intermitente de la

energía eléctrica durante períodos de demanda máxima, y el deterioro de la estabilidad financiera

de las tres principales empresas pertenecientes a inversionistas privados de California (IOUs).

El precio de venta al por mayor de la electricidad, en la recientemente creada California

Power Exchange (Cal PX), empezó a aumentar alrededor de junio de 2000 alcanzando niveles

sin precedentes durante el resto del año. Desde junio de 2000 hasta julio del mismo año los

precios de la electricidad en el mercado mayorista aumentaron en promedio en un 270% respecto

al mismo período en 1999.

Desde 1999, California ha experimentado un aumento significativo en las condiciones de

emergencia que en algunos casos ha hecho necesario realizar apagones rotativos (un apagón

rotativo es un corte involuntario del uso de la electricidad).

Los precios fijos en el mercado minorista fueron determinantes en la acentuación de la

crisis eléctrica, enviando señales económicas incorrectas que ocasionaron que el consumo se

incrementase en lugar de que disminuyese, trayendo consigo que las principales empresas

distribuidoras (IOUS) afrontaran graves problemas financieros al no poder trasladar a los clientes

finales los elevados precios que pagaban por la electricidad del mercado mayorista. Al no estar

regulados los precios del mercado mayorista de electricidad, los generadores independientes

elevaron los precios de producción, y las empresas distribuidoras no pudieron actualizar sus

precios.

85

Los factores que han contribuido a la crisis eléctrica Californiana son complejos, revelan

una mezcla de mal diseño de mercado, malas decisiones reguladoras, cambios no previstos en la

oferta y en la demanda, y un comportamiento de los proveedores que conscientemente sacaron

provecho de las oportunidades creadas por esas condiciones para incrementar más los precios del

mercado. Entre estos factores destacan tres: las inversiones en capacidad de generación, la

insuficiente infraestructura de la red de transmisión y los defectos de la regla de mercado.

1. Las inversiones en nueva capacidad de generación de energía eléctrica no se han mantenido a

la par con el crecimiento de la demanda.

2. La insuficiente infraestructura del sistema de transmisión contribuyó a limitar las

oportunidades de transportar electricidad debido a problemas de congestionamiento.

3. Los defectos de las reglas del mercado mayorista de energía eléctrica contribuyeron al

aumento de los precios al por mayor, y las empresas distribuidoras no tenían otra opción más

que comprar la energía cara.

Crisis Eléctrica Chilena

Chile cuenta con dos sistemas eléctricos independientes: uno térmico y el otro

hidráulico-térmico. El primero, es el denominado Sistema Interconectado del Norte Grande

(SING), que abastece las regiones que van desde Arica hasta Taltal, y el segundo es el llamado

Sistema Interconectado Central (SIC) que cubre regiones que van desde Taltal hasta Chiloé. La

escasez de abastecimiento eléctrico se inició en Noviembre de 1998 y se prolongó hasta

mediados de 1999 únicamente en el SIC debido a la escasez de lluvias en los años anteriores.

Esto originó que en mayo de 1999 el sistema no pudiese hacer uso de su capacidad hidráulica

debido a que casi se habían agotado todas las reservas de agua con que contaba Chile. Además,

debido al retraso en la puesta en funcionamiento de tres centrales basadas en tecnologías de gas

de ciclo combinado el nivel de gasto de agua se incrementó por encima de los valores normales,

dadas las expectativas de que entrasen a operar centrales generadoras más eficientes.

El 11 de Noviembre de 1998, tras una falla de una de las centrales de gas de ciclo

combinado se produjo el primer corte energético de la crisis Chilena, por lo que el gobierno de

este país decretó el racionamiento del suministro eléctrico. En marzo de 1999, debido a una falla

en otra de las centrales de ciclo combinado, que permaneció fuera de servicio durante toda la

crisis, se produjo una nueva escasez que condujo a nuevos cortes en el suministro eléctrico. Los

86

problemas se mantuvieron hasta agosto de 1999, cuando los embalses de agua se habían

recuperado considerablemente, el gobierno eliminó el racionamiento del suministro de

electricidad.

Los cortes de electricidad que ocurrieron en Chile indican que el mercado no funcionó

adecuadamente. Las causas de este crisis son diversas, pero fundamentalmente se resumen en

dos: las inadecuadas señales de precios en situaciones de escasez y la excesiva responsabilidad

asignada a los reguladores.

Durante el periodo de escasez de electricidad (1998-1999), el sistema de precios no fue

capaz de enviar señales económicas adecuadas a los consumidores que les permitiesen percibir

cual era el verdadero coste de la electricidad de manera que los consumidores la utilizasen

correctamente durante el periodo de escasez. A través del decreto de racionamiento del

suministro eléctrico el gobierno buscó activar mecanismos de compensaciones30 para que el

mercado eléctrico se adecuase a las condiciones de escasez disminuyendo y ajustando el

consumo de electricidad, y dotar de facultades extraordinarias a las entidades reguladoras para

disminuir el consumo y obligar a los generadores a pagar compensaciones a sus clientes

regulados. No obstante, el efecto fue contrario al objetivo buscado por el gobierno, el consumo

no disminuyó y se produjeron cortes de electricidad para proteger al sistema, lo que hizo que el

déficit eléctrico se transformara en una crisis.

La causa de que el mecanismo de compensaciones no funcionase se debió a la existencia

de una ley que establecía que si la hidrología era menor que la del año más seco de la serie

histórica utilizada para calcular los precios fijos cobrados a los clientes regulados (1968), las

empresas generadoras deberían realizar compensaciones por la energía no suministrada sólo

hasta el nivel de déficit que se habría producido con dicha hidrología. El año 1998 fue más seco

que dicho año, y los generadores argumentaron que con sus inversiones y que con el nivel de la

hidrología de 1968 no se habría producido déficit, por lo que se negaron a pagar dichas

compensaciones. Gracias a esto el mercado quedó sin ninguna señal que proporcionase a los

consumidores el verdadero coste de la electricidad por lo que los clientes continuaron

consumiendo tal como si el coste de la energía fuese el precio fijo (regulado), por lo que el

30 Las compensaciones consisten en un pago por parte de los generadores a los clientes regulados por la energía no suministrada a un valor igual al coste de falla menos el precio fijo que pagan los clientes regulados (denominado precio nudo). El coste de falla es el coste de los usuarios por no recibir la energía y es establecido por la autoridad correspondiente.

87

consumo se incrementó en lugar de disminuir. Otro factor que contribuyó a incrementar el

consumo de electricidad fue la expectativa de precios más bajos en el futuro con la introducción

de gas natural (utilizado por las centrales de ciclo combinado) en Chile.

Por otro lado, la actuación de las entidades reguladoras en la crisis Chilena fue tardía y

lenta, sin brindar a tiempo las soluciones que el mercado requería en situaciones de escasez. Esto

se debió a que el gobierno retrasó el decreto de estado de racionamiento, recomendado por la

Comisión Nacional de Energía (CNE) ante la situación crítica de los embalses de agua en

septiembre de 1998, lo que impidió que la entidad reguladora cumpliese con las

responsabilidades que la ley elécrica le asignaba. Asimismo, cabe resaltar que las entidades

reguladoras no eran independientes del gobierno, por lo que sus actuaciones respondían a

criterios políticos de corto plazo, más que a criterios técnico-económicos que proporcionasen

soluciones de largo plazo.

Lecciones de las crisis

Las crisis eléctricas en California y Chile han mostrado que las legislaciones que

gobiernan sus respectivos mercados eléctricos no han sido capaces de proporcionar los

adecuados incentivos en tiempos de escasez de electricidad, de forma que la energía eléctrica sea

asignada de forma eficiente y así evitar los forzosos cortes de electricidad que acarrean elevadas

pérdidas económicas para los países afectados.

Los mercados competitivos de electricidad no funcionarán eficientemente si debido a la

regulación de los precios del mercado minorista, los consumidores se encuentran completamente

aislados de los costes reales del sistema. En ambos mercados eléctricos los consumidores no han

percibido los verdaderos costes de la electricidad, por lo que su consumo no es acorde al nivel de

escasez de la electricidad y por tanto fue necesario realizar cortes del suministro para garantizar

la seguridad del sistema. Los precios fijos del mercado minorista no sólo contribuyeron a

entorpecer el equilibrio entre la oferta y la demanda sino que además facilitaron el ejercicio de

poder de mercado por parte de los generadores quienes podían incrementar los precios de la

electricidad sin perder consumo gracias a una demanda inelástica. Por tanto, para que un

mercado reformado funcione correctamente en situaciones de escasez se requieren precios

minoristas flexibles, que transmitan al consumidor el coste real de la electricidad, además de

entidades reguladoras independientes, en las que primen los criterios técnicos y económicos

sobre los intereses políticos de corto plazo.

88

89

La falta de suficiente capacidad de generación de electricidad y de infraestructura de

transmisión pueden suponer resultados nefastos en relación a la calidad y a la seguridad del

suministro eléctrico si es que no se proporcionan los adecuados incentivos para promover nuevas

inversiones en generación y en transmisión que garanticen un crecimiento de la oferta a la par

con el crecimiento de la demanda de energía eléctrica.

Para que las empresas distribuidoras y comercializadoras puedan protegerse del riesgo de

la volatilidad de los precios de la electricidad en el mercado mayorista de corto plazo y para que

puedan asegurarse de poder abastecerse de la energía eléctrica necesaria para poder satisfacer sus

compromisos de venta, debe permitirse la existencia de un mercado financiero paralelo al

mercado mayorista de electricidad. Los productores y los compradores (comercializadores,

distribuidores y grandes usuarios) deben poder transar libremente el precio de la electricidad en

el largo plazo a través de contratos financieros que contribuyan a brindar estabilidad y seguridad

al mercado.

7. Conclusiones

En el presente trabajo, debido a la dificultad para obtener datos de costes de producción

de las empresas eléctricas y a limitaciones de tiempo, no se ha realizado un ejercicio empírico,

pero se ha abordado el tema de la reforma del sector eléctrico a través de la revisión de la

literatura y mediante una modelización teórica simplificada.

Las principales conclusiones que se derivan del presente trabajo son las siguientes:

Las economías de escala y las externalidades (asociadas a los flujos paralelos) producidas

por las restricciones técnicas de la red de transmisión condicionan la estructura de la industria

eléctrica. Las pérdidas de potencia y la congestión en el sistema de transmisión pueden limitar o

favorecer las transacciones de electricidad entre regiones distantes, y a pesar de que teóricamente

se puede plantear el cálculo de índices de concentración a partir del tamaño de las plantas

generadoras, dificultan la definición de la estructura de mercado y la medida de la concentración

de la industria eléctrica.

El papel que desempeña la red de transmisión tanto en el transporte de la electricidad

como en la coordinación de su eficiente suministro, a corto y largo plazo, es de suma

importancia. A través de la correcta ubicación y de la adecuada elección del tamaño de las

plantas generadoras respecto de los centros de consumo, la red de transmisión permite alcanzar

economías globales en el suministro eléctrico. Además la topología de la red, es decir, su

configuración física, influye directamente sobre los costes de cualquier sistema de generación, lo

que implica que las decisiones de generación estén íntimamente relacionadas con las de

transmisión.

A pesar de a las economías de escala de la red de transmisión y a las economías de

integración vertical presentes en el modelo tradicional (economías de coordinación de las

operaciones de corto plazo y de las inversiones en todo el sistema), muchos países se han

apartado de este modelo y han reformado sus sectores eléctricos con la esperanza de mejorar la

eficiencia de las empresas que operan en el sector y de reducir las tarifas eléctricas que pagan los

usuarios finales. No obstante, se han presentado crisis eléctricas en diverso países (como por

ejemplo: Chile, Brasil, California) que han puesto en tela de juicio los beneficios de la reforma.

Estos casos deben analizarse cuidadosamente para no cometer el error de afirmar que la reforma

eléctrica conducirá a crisis eléctricas con consecuencias desastrosas en las económicas de los

90

91

países que la adopten. De estos casos específicos, los gobiernos deben analizar los factores que

han generado dichas crisis y sacar enseñanzas provechosas para no cometer los mismos errores.

La evidencia empírica internacional muestra diversos resultados de la reforma del sector

eléctrico. En general, se puede decir que la valoración de diferentes estructuras de mercado

muestra que la competencia favorece la productividad del trabajo en la fase de generación, la

reducción de costes y de precios a nivel industrial y residencial, pero que el poder de mercado

podría impedir conseguir las reducciones esperadas. Una simple solución a este problema

consistiría en incrementar el número de empresas en la fase de generación, separando las

empresas existentes o fomentando la entrada de nuevas empresas sin olvidar aplicar políticas de

defensa de la competencia que eviten la formación de cárteles o la adopción de conductas

colusivas.

Las principales conclusiones que se derivan del modelo teórico simulado en la sección 5

son las siguientes:

Si se efectúa la reforma del sector eléctrico, por lo que ya no se realiza un

despacho económico planificado, se pierde coordinación en las decisiones acerca de

qué centrales deben operar para realizar la generación a un mínimo coste. Asimismo,

se puede observar que la competencia (imperfecta) entre las empresas depende en

gran medida de la red de transmisión.

Si no existen ganancias de eficiencia productiva (reducción de costes de

producción), los consumidores tendrán que pagar precios más altos por la

electricidad consumida respecto a los precios del modelo centralizado.

Si la ganancia de eficiencia productiva es lo suficientemente grande, es

posible que se produzcan situaciones donde los precios disminuyan tras la reforma

del sector.

Los escenarios analizados en el modelo simulado en la sección 5 son de corto plazo, por

lo que resultaría interesante analizar cuáles serían los efectos que produciría la reforma del sector

eléctrico en las inversiones en ampliación de capacidad de generación y de transmisión en el

largo plazo. Asimismo, sería de interés realizar una simulación para un sistema eléctrico que

posea una red de transmisión, y comprobar las conclusiones a las que se ha llegado para un

sistema con una sola línea de transmisión.

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Regulation”, University of Manchester and David Parker Aston University. Paper

Nº 31.

Anexos

1. ANEXO 1: Cálculo de los precios nodales

El operador de una red de transmisión de alta tensión, dado que dispone de toda la

información en tiempo real de la potencia inyectada y retirada de una red, y en qué nodos se

realizan estas operaciones, puede evaluar a partir de modelos matemáticos relativamente

complejos cuáles son los flujos de potencia que en cada momento t han circulado. A partir de

estos datos, es posible realizar el supuesto de existencia de un mercado en cada uno de los

nodos, y determinar los precios de equilibrio (precios nodales). Estos cálculos se basan en los

siguientes supuestosi:

- Existe un mercado eléctrico completo, en el que no hay asimetrías de información,

poder de mercado, ni costes de transacción. Los derechos de propiedad sobre la potencia

eléctrica generada están bien definidos.

- No se requieren derechos de propiedad para el acceso a la red de transmisión.

- Toda la demanda y la oferta están espacialmente localizadas.

- Los generadores pujan en el mercado spot al coste marginal de operación, de manera

que dichos costes excedan a sus costes variables medios de operación, por lo que los

beneficios permiten recuperar los costes de capital.

- El coste de mantenimiento de la transmisión no depende del nivel de los flujos de

potencia.

- Los beneficios de los consumidores y los perfiles de los costes de los productores son

constantes en el corto plazo.

- Se tienen en cuenta las pérdidas que existen en las líneas pero, por simplicidad,

únicamente aquéllas ocasionadas sólo por los flujos de potencia activa.

- Estas pérdidas en la línea i para un instante t son , donde R( )[ ] ( )[ 2iiii tqRtqL = ]

i es la

resistencia eléctrica de la línea i y qi(t) representa el flujo de potencia activa que

atraviesa la línea.

- Los flujos de potencia activa que circulan por todas las líneas pueden ser calculados por

un modelo de flujos a partir de los vectores de generación y de demanda en cada nodo,

haciendo uso de las leyes de la física.

i Para más detalles véase Schweppe et al. (1988).

i

- En este modelo, los cálculos de los flujos en una red con n nodos se realizan realmente a

partir de un desarrollo teórico en el que se emplea el artificio de definir un “nodo de

referencia”. La inyección neta de potencia en este nodo final se puede deducir a través

de la inyección que se ha realizado en los otros n-1 nodos: ésta es igual a la suma de las

inyecciones netas en los otros nodos más las pérdidas en la red.

- Para facilitar la deducción de los precios nodales, asumiremos que la unidad generadora

marginalii del sistema está localizada en el nodo de referencia, aunque los precios

producidos por el modelo no dependan de la elección del nodo de referencia.

El problema del cálculo de los precios nodales de una red con n nodos se resuelve a

partir de la búsqueda de soluciones al siguiente programa de optimización:

( ) ( )( )[ ] ( )[ ]

( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( )

( )[ ] ( )

( ) ( )[ ] ( )

( )[ ] ( )ividualación indn de generrestricció

total generación n derestricció

ividuallínea inddad en la de capaciestricción

nciace de poten de balanrestricció

j

maxjj

maxj

critcs

i

maxii

csi

iiie

jjj

kkk

tg , td

gtgµ

tgtgγ

r qtqµ

tgtqLtdtµ

tgCtdBMax

∑

∑

∑

∑∑

−+

−+

−−

−+−

−=rr

donde:

( )tdr

: Vector de todas las potencias activas demandadas en el periodo “t”.

( )td k : Demanda de potencia activa por el cliente del nodo “k” en el periodo “t”.

( )td : Potencia activa total demandada en el periodo “t” = ∑ . ( )k

k td

( )tgv : Vector de todas las producciones de potencia activa en el periodo “t”.

( )tg j : Producción de potencia activa del generador “j” en el periodo “t”.

ii La unidad generadora marginal es la última cuya oferta ha sido admitida en el mercado mayorista en un periodo t, y por tanto su coste marginal de operación es el más alto respecto a los costes del resto de unidades despachadas.

ii

( )tg maxj : Capacidad de generación de potencia activa en el nodo “j” en el periodo “t”.

( )tgcrit : Cantidad total de generación disponible en el sistema en el periodo “t”.

( )tg : Producción total de potencia activa en el periodo “t” = ( )∑j

j tg .

( )tqv : Vector de todos los flujos de potencia activa en las líneas de la red de transmisión en

el periodo “t”.

maxiq : Flujo de potencia activa máximo permitido en la línea “i” en el periodo “t”.

( )tqi : Flujo de potencia a través de la línea “i” en el periodo “t”, dada la demanda y la

generación en cada nodo de la red excepto en el nodo de referencia = q . ( ) ( )[ ]td,tg **iv v

]( ) ( )[ td,tg **vv : Nodo de referencia.

( )tg*v : Representa el vector g sin tener en cuenta la potencia activa generada en el nodo de

referencia.

( )tv

( )td*v

: Representa el vector d sin tener en cuenta la potencia activa consumida en el nodo

de referencia.

( )tv

t: Intervalo de tiempo. Puede utilizarse cualquier razonable corto periodo de tiempo.

Nosotros utilizaremos un periodo de una hora.

( )[ ] :tdBr

Beneficio total de todos los clientes en el periodo “t” = ( )[ ]∑k

kk tdB .

( )[ ]tdB kk : Beneficio del cliente del nodo “k” en el periodo “t”.

( )[ ]tgCr

: Coste de combustible y de mantenimiento para todas las unidades generadoras

en el periodo “t” = ( )[ ]∑j

jj .tgC

( )[ ]tgC jj : Coste de combustible y de mantenimiento de la unidad generadora “j” en el

periodo “t”.

( )[ ]tqL v : Pérdidas totales de potencia activa en las líneas de la red de transmisión para el

periodo “t” = ( )[ ]∑i

ii tqL .

iii

( )[ ]tqL ii : Pérdidas de potencia activa en la línea “i” en el periodo “t”.

Condiciones Necesarias de Primer Orden

( )[ ]( )

( ) ( )[ ]( )

( )( )

( ) ( )( )

( ) ( ) ( )tg 0.tµtγtgtq

tµ1tgtq

tqtqL

tµtg

tgCa) j

maxjcs

i j

icsi

j

i

i i

iie

j

jj ∀=−−∂∂

−

−

∂∂

∂∂

−∂

∂− ∑∑

( )[ ]( )

( ) ( )[ ]( )

( )( )

( ) ( )( )

( )tg 0.tdtq

tµtdtq

tqtqL

1tµtdtdB

b) ji k

icsi

k

i

i i

iie

k

kk ∀=∂∂

−

∂∂

∂∂

+−∂

∂∑∑

Despejando el beneficio marginal del cliente “k” de la condición de primer orden a),

tenemos:

( )[ ]( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ]( )

( )( )

∂∂

∂∂

++∂∂

=∂

∂ ∑∑ tdtq

tqtqL

1tµtdtq

tµtd

tdB

k

i

i i

iie

i k

icsi

k

kk . ( )td k∀

De la condición de primer orden b) tenemos que:

( )[ ]( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ]

( )( )( ) ( ) ( )

( ) ( )tg.tgtq

tµtgtq

tqtqL

1tµtµtγtg

tgCj

i j

icsi

j

i

i i

iie

maxjcs

j

jj ∀∂∂

−

∂∂

∂∂

−=++∂

∂∑∑

Se puede asumir que los clientes individuales consumen hasta el punto donde sus

beneficios marginales son iguales al precio que ellos pagan, lo que implica que el precio en el

nodo “k” deberá ser igual al beneficio marginal del cliente “k”:

( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ]( )

( )( )

∂∂

∂∂

++∂∂

=∂

∂= ∑∑ td

tqtqtqL

1tµtdtq

tµtd

tdBtp

k

i

i i

iie

i k

icsi

k

kkK . ( )td k∀

Supongamos que el generador “j” y el cliente “k” están compartiendo una misma

línea. Si el generador “j” incrementa su producción en 1 MW o el cliente “k” reduce su

consumo en 1MW, el impacto marginal para el sistema debería ser idéntico, lo que implica

que . Esto implica que el precio pagado al generador “j” debería ser el siguiente: ( ) ( )tptp Kj =

iv

( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )

( ) ( )[ ]( )

( )( ) ( ) ( )

( ) ( )tg .tgtqtµ

tgtq

tqtqL1tµ

tµtγtg

tgCtp

ji j

icsi

j

i

i i

iie

maxjcs

j

jjj

∀∂∂

−

∂∂

∂∂

−=

++∂

∂=

∑∑

De forma equivalente:

( ) ( ) ( )[ ]( )

( )( ) ( ) ( )

( ) ( )tptdtqtµ

tdtq

tqtqL1tµtp k

i k

icsi

k

i

i i

iiej =

∂∂

+

∂∂

∂∂

+= ∑∑ .

Ahora vamos a evaluar µ , el precio sombra asociado con la restricción de balance

de potencia activa. Calculando las derivadas de las condiciones de primer orden a) y b) con

respecto a la potencia activa generada por la unidad marginal ubicada en el nodo de referencia

y a la potencia activa demandada en dicho nodo, tenemos:

( )te

( )[ ]( ) ( ) ( ) ( ) 0tµtµtγtg

tgCe

maxcs*

**

*=+

++

∂∂

− . ( 1 )

( )[ ]( ) ( ) 0tµtd

tdBe*

** =−

∂∂ . ( 2 )

En el cálculo de las derivadas de las ecuaciones a) y b), se ha tenido en cuenta que:

( ) ( )

( ) ( ) ( )( ) 0tgtqtµ

tg

tqtµ

i*ics

i*i

icsi

=∂∂

=∂

∂

∑∑

y ( )[ ]( )

( )[ ]( )

( )( ) 0tgtq

tqtqL

tgtqL

*i

i i

ii* =

∂∂

∂∂

=∂

∂ ∑v

.

( ) ( )

( ) ( ) ( )( ) 0tdtqtµ

td

tqtµ

i*ics

i*i

icsi

=∂∂

=∂

∂

∑∑

y ( )[ ]( )

( )[ ]( )

( )( ) 0tdtq

tqtqL

tdtqL

*i

i i

ii* =

∂∂

∂∂

=∂

∂ ∑v

.

Estas cuatro derivadas son nulas ya que el nodo de referencia está excluido del

vector , por lo que ( )tqv( )( ) 0tgtq

*i =

∂∂ y

( )( ) 0tdtq

*i =

∂∂ .

Por lo que de ( 1 ) y de ( 2 ) podemos obtener:

v

( ) ( )[ ]( )

( )[ ]( ) ( ) ( )tµtγtg

tgCtd

tdBtµ max

*cs*

**

*

**

e ++∂

∂=

∂∂

= .

Definimos como el precio de la potencia activa producida por la unidad

generadora marginal que se encuentra en el nodo de referencia. Tal como se ha definido el

nodo de referencia, éste no debe afectar los flujos en la red de transmisión ya que está

excluido del vector q , por lo que deberá verificarse la siguiente igualdad: .

( )tp*

( )tv ( ) ( )tµtp e=*

( ) ( ) ( )[ ]( )

( )[ ]( ) ( ) ( )tµtγtgtgC

tdtdBtµtp max

*cs*

**

*

**

e* ++

∂∂

=∂

∂== .

Además, ya que g representa la producción de potencia activa de la unidad

marginal de generación ubicada en el nodo de referencia, ésta no debe estar generando a su

máxima capacidad, por lo que µ . Esto significa que si la capacidad de generación de

potencia activa de la unidad marginal se queda corta, entonces habrá una escasez global de

capacidad. Por tanto, reemplazando µ en la expresión de p obtenemos:

( )t*

( ) 0t* =

tmax*

max

*( ) 0= ( )t

( ) ( ) ( )[ ]( )

( )[ ]( ) ( )tγtgtgC

tdtdBtµtp cs*

**

*

**

e* +

∂∂

=∂

∂== .

Por lo que si hay escasez global de capacidad, el precio sombra γ es igual a la

diferencia entre el coste marginal de la generación y el beneficio marginal del consumo en el

nodo de referencia. A esta diferencia se le conoce con el nombre de “renta por capacidad”.

( ),tcs

( ) ( )[ ]( )

( )[ ]( )tg

tgCtd

tdBtγ *

**

*

**

cs ∂∂

−∂

∂= .

Si definimos: ( ) ( )[ ]( )tg

tgCtλ *

**

∂∂

= , entonces queda de la siguiente manera: ( )tp*

( ) ( ) ( ) ( )tγtλtµtp cse* +== .

A los costes variables marginales de la generación de potencia activa en el nodo de

referencia se les conocen con el nombre de “Lambda del Sistema”: . ( )tλ

vi

Por tanto, sustituyendo en , tenemos: ( ) ( ) ( )tγtλtµ cse += ( )tpk

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )[ ] ( )[ ]

( )( )( )

∂∂

∂∂

+++∂∂

= ∑∑ tdtq

tqtqL1tγtλ

tdtqtµtp

k

i

i i

ics

i k

icsiK .

De forma equivalente, tenemos:

( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( )[ ] ( )[ ]( )

( )( ) ( ) ( )

( )∑∑ ∂∂

+

∂∂

∂∂

+++=i k

icsi

k

i

i i

iicscsK td

tqtµtdtq

tqtqLtγtλtγtλtp .

Llamando:

( ) ( ) ( )[ ] ( )[ ]( )

( )( ) ( ) ( ) ( )

( )∑∑ ∂∂

=

∂∂

∂∂

+=i k

icsi

cs

k

i

i i

iics

L

tdtqtµtηy

tdtq

tqtqLtγtλtη

kk.

Finalmente, el precio que se cobra por la potencia activa consumida al cliente ubicado

en el nodo “k” en el periodo “t”, será:

( ) ( ) ( )

( ) ( )

( ) ( )

( ) ( )ón transmiside red la de líneas las de congestiónpor extra precio

red la de marginales pérdidas

generación la de suministro del calidadpor extra precio

generación de marginales variablescostes

tη

tη

tγ

tλtp

cs

L

cs

K

k

k

+

+

+

=

Deducción Alternativa del Precio Nodal en “k” a Partir del Precio en el Nodo de Referencia

Una vez se ha deducido que , en cualquier otro nodo el

precio de la electricidad puede ser visto como el valor de la electricidad en el nodo de

referencia más el coste de transportarla desde el nodo de referencia hacia dicho nodo. Si no

hubiese restricciones de transmisión en la red, se tendría que:

( ) ( ) ( ) ( )tγtλtµtp cse* +==

( ) ( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )[ ] ( )[ ]

( ) .tdtqL1tγtλ

tdtqL1tptp

kcs

k

*k

∂∂

++=

∂∂

+=vv

vii

Por ejemplo, si incrementamos la demanda en 1MW en el nodo “k” las pérdidas en el

sistema se incrementan digamos en pMW, entonces la generación en el nodo de referencia

tendría que incrementarse en (1 + p)MW, y así el precio en el nodo “k” debería ser (1 + p)

veces el precio en el nodo de referencia. En algunos nodos, la demanda extra reducirá los

flujos de potencia en el sistema de transmisión, y por tanto las pérdidas, por lo que el precio

debería ser menor al precio del nodo de referencia: en otros nodos, el precio deberá ser

incrementado para tener en cuenta la potencia consumida en el nodo y las pérdidas de

potencia que se han producido para llevar la electricidad hasta dicho nodo.

Las restricciones de la transmisión significan que los generadores más baratos podrían

no conseguir operar a su máxima capacidad, debido a que algunas líneas estarían demasiado

cargadas, y por tanto generadores más caros serían requeridos en su lugar. Para cada línea, el

término es el precio sombra de la restricción, basada en el coste de la generación cara

que se requiere menos el coste de la generación que no puede ser utilizada. Para convertir el

coste de una restricción sobre una línea en un precio para un nodo, debemos multiplicar el

precio sombra de la restricción por el flujo de potencia activa que circula por la línea, el cual

es causado por un MW adicional de la demanda en el nodo. Si incrementamos la demanda en

un nodo se reduce el flujo de potencia a lo largo de la línea congestionada, entonces el efecto

neto será negativo, reduciendo el precio en el nodo. Podemos volver a rescribir el precio del

nodo “k” de la siguiente manera:

( )tµ ics

( ) ( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )

( )∑ ∂∂

+

∂

∂+=

i k

icsi

k

*k td

tqtµtdtqL1tptp

v.

( ) ( ) ( )[ ] ( )[ ]( ) ( ) ( )

( ).tdtq

tµtdtqL1tγtλtp

i k

icsi

kcsk ∑ ∂

∂+

∂∂

++=v

Finalmente, se necesita considerar las reglas de operación de los generadores. Si el

precio en el nodo es menor que sus costes marginales de operación, ellos no deberían generar.

Si ellos pueden generar al nivel donde sus costes marginales de operación son iguales al

precio en sus respectivos nodos, ellos deberían hacerlo. El precio debería sólo exceder sus

costes marginales de operación si ellos están operando a máxima capacidad, y en ese caso, la

diferencia entre el precio y el coste es igual a µ , el precio sombra sobre la

capacidad.

( ) ( )tγt csj +max

viii

Análisis de las Componentes del Precio Nodal

Debido a que cada componente del precio nodal tiene su interpretación física y

económica, ellas están interrelacionadas. Por ejemplo, Las pérdidas marginales de la red

dependen de los costes marginales de combustible y mantenimiento de la unidad de

generación ubicada en el nodo de referencia. Dos clientes individuales, debido a su ubicación

espacial en la red tendrán precios nodales distintos. Como muestran los resultados

matemáticos, algunos usuarios pueden afectar significativamente el sistema cuando ellos

cambian su demanda, mientras que otros usuarios imponen costes mínimos o incluso

proporcionan beneficios. Para entender mejor el significado físico y económico de cada

componente vamos a detallarlas por separado.

( )tλ es el coste marginal del combustible y de mantenimiento de la unidad generadora

ubicada en el nodo de referencia. Este valor es típicamente llamado “Lambda del Sistema”.

( )tγ cs es la calidad del suministro de la generación, es decir, los costes incurridos por

proporcionar electricidad confiable a los clientes durante la hora “t”, o de forma equivalente,

representa la renta por capacidad basada en los límites críticos del sistema de generación,

gcrit(t).

( )tηLk

( )[ ]( )

es la componente de pérdidas en la red. Debido a que el sistema está integrado,

un cambio en el consumo del cliente “k” afectaría las pérdidas a través de toda la red.

tt

qqL

i

ii

∂∂ son las pérdidas marginales de potencia activa a través de la línea “i” cuando los

flujos de potencia activa cambian. ( )( )tdtq

k

i

∂∂

( )[ ]2i tq

son los cambios en los flujos de potencia activa a

través de cada línea “i” en la red cuando la demanda del cliente “k” cambia. Como nosotros

hemos asumido que , entonces las pérdidas marginales son lineales con

respecto a los flujos de potencia activa, esto es:

( )[ ] iii RtqL =

( )( )

[ ] ( )tq2RtqtqL

iii

ii =∂

∂

( )tλ

. Es importante resaltar

que la componente de pérdidas en la red depende de y de la calidad del suministro de la

generación.

ix

( )tηcsk

( )tγ cs

define los costes a corto plazo de las líneas de transmisión que están

congestionadas. Como se definió en el modelo de optimización, µ es el precio sombra

para la línea “i” siempre y cuando la línea llegue a ser congestionada y se limite su capacidad

de transmitir potencia. Ya que refleja los costes de oportunidad cuando la línea “i” está

en sus límites de operación, conduce a impactos similares al de la calidad del

suministro de la generación y puede ser valorado en un mercado competitivo. Por ejemplo,

supóngase que el cliente “k” necesita potencia adicional, pero está limitado por la capacidad

de transmisión de la red. El cliente “k” pujará hacia arriba el precio de la electricidad,

cambiando el despacho de los activos de generación, y subsecuentemente alterando los flujos

de potencia activa tal que éste reciba la cantidad deseada. En cuanto al precio extra por

capacidad del sistema o por calidad del suministro, a todos los clientes se les cobrará el

mismo , mientras que debido a la congestión de la red , a cada cliente se le cobrará un

dependiendo de su localización en la red.

( )tics

cs

cs

L cs

( )tµ i

(tµcsi )

( )tη k

El concepto de externalidad de la red es mejor capturado por los términos: η y

. Debido a la formulación que hemos adoptado, si < 0, entonces el cliente “k”

realmente disminuiría la congestión del sistema al incrementar su consumo. Este sería un caso

de externalidad positiva, donde el cliente “k” ayuda a otros usuarios al utilizar más potencia

activa.

( )tcsk

( )tη k ( )tη k

x

2. ANEXO 2: La crisis eléctrica en California

Antecedentes

A mediados de la década de los 90, la única industria de infraestructura que no se

había reformado en los EE.UU era la eléctrica, la cual era concebida como un monopolio

natural y que estaba sometida a la regulación tradicional de costes (cost Plus – Rate of Return

Regulation). No obstante, en la segunda mitad de dicha década varios Estados

Norteamericanos comenzaron a liberalizar sus sectores eléctricos y a introducir la

competencia en la generación y en las ventas al por menor, regulando a la transmisión y a la

distribución mediante la regulación por incentivos “Price Cap”.

Las empresas eléctricas en el Estado de California eran monopolios verticalmente

integrados y podían recuperar sus costes (de generación, transmisión, distribución y

comercialización) a través de las tarifas que cobraban a sus clientes, siempre y cuando el ente

regulador del Estado (California Public Utility Comisión: CPUC) verificase y aprobase sus

costes.

A principios de los años 90 los precios medios en el Estado de California eran un 50%

más altos que el promedio de precios del resto de Estados Norteamericanos. Los principales

factores que propiciaron los elevados precios en California fueron: exceso de capacidad

instalada de generación de electricidad, la necesidad de amortizar las inversiones realizadas en

la construcción de centrales nucleares, cuyos costes de construcción fueron muy altos respecto

a otras tecnologías de generación, y la existencia de viejas centrales ineficientes (Joskow,

2001). Asimismo, otro de los factores que contribuyó a que los precios de la electricidad

fuesen elevados fue la obligación impuesta en 1978 por la Public Utility Regulatory Policy

Act (PURPA) a las empresas eléctricas a comprar electricidad (mediante contratos de largo

plazo) a pequeños cogeneradores y a productores independientes que utilizaban tecnologías de

energía renovable, cuyos precios eran muy superiores a los de las tecnologías tradicionales.

La economía del Estado se encontraba en medio de una fuerte recesión, habían fuertes tasas

de desempleo y las principales industrias amenazaban con trasladarse a otros Estados con

servicios de infraestructura más baratos, en especial con electricidad más barata. Esta

situación hizo que se llegará a la conclusión de que la industria eléctrica Californiana requería

grandes reformas para conseguir reducir los precios de la electricidad a niveles similares a los

xi

de los demás Estados de EE.UU y de esta forma contribuir a que las empresas eléctricas

Californianas pudiesen competir con las empresas de los Estados vecinos.

Características de la Reforma del Sector Eléctrico

El 23 de septiembre de 1996, el Poder Legislativo Californiano convirtió en ley el acta

de reestructuración de las empresas de la industria eléctrica del Estado de California

(Asembly Bill 1890). El programa de reforma de la industria eléctrica Californiana se basó en

la reestructuración y en la competencia, pero no implicaba la privatización ya que la mayor

parte del sector ya era privado. Con esta reforma se busco reducir los precios de la

electricidad, producir nuevas inversiones, evitar la fuga de capitales a otros Estados, generar

empleo e impulsar el crecimiento económico del Estado. Sin embargo, como se verá más

adelante, esto no fue lo que sucedió.

Los elementos fundamentales de la reforma de la industria eléctrica en California se

detallan a continuación:

• Al iniciarse la reforma, en 1996, las Investor-Owned Utilities (IOUs): Pacific Gas

and Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE), y San Diego Gas and

Electric (SDG&E) monopolizaban el 75% de las ventas al por menor en California,

estaban verticalmente integradas y eran dueñas de generación, transmisión y

distribución. Con el propósito de eliminar los monopolios verticalmente integrados,

se obligó a las IOUs a vender parte de la generación térmica (al menos el 50%) que

poseían a productores independientesiii y a traspasar el control (no la propiedad) de

sus instalaciones de transmisión a una entidad independiente (California

Independent System Operator: Cal ISO) y así conformar tres mercados

completamente diferentes: un mercado de generación, uno de transmisión y otro de

distribución. El mercado de generación sería abierto y desregulado, mientras que

los mercados de transmisión y distribución funcionarían como monopolios

regulados. Las IOUs se siguieron ocupando de la distribución y en menor medida

de la generación de electricidad. Con el propósito de proteger a los pequeños

generadores del poder de mercado de las grandes IOUs, éstas fueron impedidas de

iii A las IOUs sólo se les exigió vender el 50% de sus activos de generación térmica, sin embargo ellas vendieron casi el 100% de sus activos de generación a ocho generadores independientes de electricidad, siete de los cuales funcionaban fuera del Estado Californiano.

xii

entablar contratos de largo plazo que les permitieran asegurarse de poder abastecer

a sus mercados. Después del periodo de transición, las IOUs podrían negociar a

través de los Scheduling Coordinators (SC).

• A las IOUs se les permitió recuperar los costes hundidos (28 millones de dólares),

que se preveía serían superiores a los precios futuros del mercado, que gastaron en

la construcción de dos plantas nucleares y en los contratos de compra con los

cogeneradores y con los productores de energías renovables, a través de un “cargo

por transición a la competencia” a los usuarios finales. Este cargo duraría cuatro

años.

• Para hacer políticamente atractiva la reforma, el gobierno Californiano decretó una

reducción del 10% de las tarifas minoristas y éstas permanecerían congeladas

durante 4 años (hasta el 31 de marzo de 2002) o hasta que las IOUs hubieran

amortizado todas sus inversiones pasadas. Las facturas de los consumidores finales

en realidad no disminuyeron ya que la reducción de las tarifas era menor al cargo

por transición a la competencia.

• Después del 31 de marzo de 1998, todos los clientes localizados en los territorios

de servicio de las empresas pertenecientes a los IOUs se les permitiría comprar

energía eléctrica en un mercado abierto de electricidad y tendrían la posibilidad de

poder elegir a su proveedor (se introduciría competencia en la comercialización de

electricidad mediante la introducción de comercializadores de energía). Debido a

que las empresas no podían ofrecer mayores descuentos debido al congelamiento

de las tarifas y al cargo por transición a la competencia, menos del 2% de los

consumidores residenciales ejerció su derecho de cambiar de proveedor.

• Creación de un ente operador del sistema (Cal ISO), independiente y sin fines de

lucro. Con la creación del Cal ISO se busca garantizar que los dueños del sistema

de transmisión no puedan favorecer a sus propias instalaciones de generación sobre

sus competidores (generadores) en la provisión del acceso a la red de transmisión.

El Cal ISO opera más del 75% de las instalaciones de la red de transmisión. Sus

principales funciones son: controlar y operar en tiempo real las redes de alto voltaje

del Estado a través de un correcto programa de despacho del suministro eléctrico,

coordinar la operación de esta red con el Western System Coordinating Council

xiii

(WSCC)iv, proveer libre acceso a las redes de transmisión a cualquier agente del

mercado, garantizar la seguridad de la red (mantener el balance entre la oferta y la

demanda en todo instante, para lo cual deberá mantener generadores de reserva que

provean energía adicional en casos de emergencias), proveer y gestionar un

mercado en tiempo real de servicios complementarios (para mantener la estabilidad

del sistema), proveer de información a todos los agentes del mercado, resolver los

problemas generados por las restricciones técnicas (congestión, límites térmicos,

pérdidas, etc.), administrar las cuentas de los usuarios de la red (para lo cual posee

métodos de pago establecidos que los agentes conocen y deben cumplir). Además,

el Cal ISO tenía la responsabilidad de garantizar la confiabilidad de las redes

locales de distribución, aunque estas redes continuarían siendo operadas por las

existentes empresas eléctricas. Las IOUs serían requeridas para operar el sistema de

distribución de manera tal que los clientes fuesen provistos de acceso directo a

cualquier vendedor de electricidad que operase en su área.

• Creación del California Power Exchange (Cal PX), que es una institución que

opera como un mercado de “commodities” donde los generadores compiten para

vender su electricidad generada en respuesta a las pujas presentadas por los

compradores. El Cal PX crea un “spot market” o “pool” donde la información está

disponible al público. El Cal PX solicita las pujas de los compradores y de los

generadores de electricidad y escoge las ofertas de generación más baratas hasta

que tiene suficiente oferta eléctrica para satisfacer los requerimientos de energía. El

proceso de subastas en el Cal PX se realiza bajo dos modalidades, con un día de

antelación al despacho (Day-Ahead: DA) y con una hora de antelación

(Hour-Ahead: HA)v. Este proceso se realiza dos veces, por lo que existe un precio

HA y un precio DA para la electricidad. Como los generadores y los consumidores

envían sus ofertas para las distintas horas del día, el Cal PX genera precios en base

a una hora, lo que le permite construir un programa de operación balanceado

(Balanced Schedule), el cual es posteriormente enviado al Cal ISO.

iv El WSCC es una unión de redes de transmisión que abarca el oeste de Canadá, parte del norte de México y casi todos los Estados al oeste de las Rocky Mountains v Según Joskow (2000), entre un 80 y un 90% de la electricidad que se negocia en el mercado Californiano, se vende en el mercado con un día de antelación.

xiv

• A parte de las IOUs, la participación en el Cal PX es voluntaria para todos los

compradores y vendedores. Al comienzo de la reforma (1996), se obligó a las IOUs

a participar en el mercado eléctrico mayorista, en calidad de vendedoras y

compradoras. Durante el periodo de transición (4 años), las IOUs estaban obligadas

a realizar la mayoría de sus ofertas de generación y a comprar la electricidad que

ellas necesitasen para satisfacer las demandas de sus clientes en el Cal PX. En

contraste, los nuevos generadores de energía eléctrica tendrían la opción de vender

electricidad directamente a los consumidores. Los clientes tendrían la posibilidad

de pagar por su consumo de electricidad precios que estuviesen basados en los

precios del Cal PX, directamente a través de su proveedor local o indirectamente a

través de contratos privados de suministro eléctrico con términos que estuviesen

sujetos al precio del Cal PX.

• Creación de los Scheduling Coordinators (SC), que son instituciones intermediarias

que pueden, al igual que los comercializadores, manejar un portafolio de contratos

financieros (no determinan despacho físico u obligación de consumo de

electricidad) con generadores y con consumidores y pueden programarlos como

mejor les convenga. La diferencia con los comercializadores radica en que los SC

deben enviar sus programas de operación al Cal ISO diariamente, y estos

programas deberán equilibrar la electricidad que produzcan sus proveedores con la

que demanden sus clientes para cada hora del día. Para efectos de programación de

cargas en el Cal ISO, el Cal PX es un SC más.

• Creación de un Oversight Board (OB), formado por un comité de cinco miembros,

quienes tenían como función principal supervisar el buen funcionamiento del Cal

PX y del Cal ISO.

• Libre acceso a la red de transmisión para todos los agentes del mercado. Las tarifas

de los consumidores al por menor serían reguladas por el regulador estatal

California Public Utility Comisión (CPUC), mientras que el regulador federal

Federal Electricity Regulatory Comisión (FERC) se encargaría de regular al Cal

PX y al Cal ISO.

• A las empresas municipales del Estado (que constituían al inicio de la reforma el

25% de las ventas al por menor y que tenían diversos grados de integración

xv

vertical) se les permitió participar en el mercado mayorista, pero la mayoría de

ellas se abstuvo de hacerlo.

• La legislación de la reestructuración también estableció el financiamiento de

programas de interés público (a través de un cargo de beneficio público: Public

Benefits Charge - PBC) que fuesen asignados durante el período de transición de

cuatro años: 48 millones de dólares para el Public Interest Energy Research

Program (PIER); 540 millones de dólares para el Renewable Technology Program;

y cerca de 912 millones de dólares para el California Board for Energy Efficiency.

Los Principales Problemas

El mercado mayorista de energía eléctrica de California, que comenzó a funcionar el

31 de marzo de 1998, trabajó bastante bien alrededor de dos años. La primera manifestación

de la crisis se produjo en el verano de 2000, cuando la demanda de electricidad se incrementó

repentinamente por el incremento del uso de aparatos de aire acondicionado a causa de una

fuerte ola de calor. Las IOUs tuvieron que pagar alrededor de 11 billones de dólares más que

en el verano de 1999, sin poder traspasar estos costes a los clientes finales. Los precios al por

menor de la electricidad en el sur de California alcanzaron precios muy elevados, y la escasez

de la capacidad de generación forzaron interrupciones temporales de electricidad en el norte

de California. La segunda manifestación de la crisis ocurrió en el invierno de 2000-2001,

cuando se tuvieron que despachar viejas plantas con altos costes operativos en lugar de

centrales hidroeléctricas, debido a la inusual disminución de los niveles de agua. Según el

gobernador del Estado de California, los principales beneficiarios de este incremento de

precios fueron las empresas generadoras de Estados vecinos que él calificó de “piratas”. Sin

embargo, más adelante se demostró que empresas del gobierno que operaban tanto dentro

como fuera del Estado eran las que cobraban algunos de los precios más altos en el mercado

mayorista.

La crisis Californiana se puede sintetizar en los siguientes problemas: incrementos

elevados de los precios de la electricidad en el mercado mayorista, la escasez intermitente de

la energía eléctrica durante períodos de demanda máxima, y el deterioro de la estabilidad

financiera de las tres principales empresas pertenecientes a inversionistas privados de

California (IOUs).

xvi

Altos Precios de la Electricidad en el Mercado Mayorista: El precio de venta al por

mayor de la electricidad, en la recientemente creada California Power Exchange (Cal PX),

empezó a aumentar alrededor de junio de 2000 alcanzando niveles sin precedentes durante el

resto del año. Desde junio de 2000 hasta julio del mismo año los precios de la electricidad en

el mercado mayorista aumentaron en promedio en un 270% respecto al mismo período en

1999vi. Los precios al por mayor de diciembre 2000 en el Cal PX ascendieron a 376,99

dólares por megavatio-hora (MWh), en promedio más de 11 veces más altos que los precios

promedio de 29,71 dólares por MWh en diciembre de1999vii.

Los elevados precios del mercado mayorista dieron lugar a un brusco, pero temporal

incremento en los precios de venta al por menor en el sur de California en el verano de 2000.

Lo que sucedió fue que en julio de 1999, el congelamiento de los precios de venta al por

menor de SDG&E fue eliminado por requerimiento del plan de desregulación de la industria

eléctrica Californiana, y los clientes de SG&E fueron expuestos a precios de venta al por

menor no regulados (en aquella época, las tarifas congeladas todavía protegían a los clientes

al por menor de PG&E y de SCE contra los altos precios al por menor impuestos por el plan

de reestructuración). SDG&E ahora podía trasladar los altos precios al por mayor a los

clientes al por menor, y para julio de 2000 las tarifas residenciales de la electricidad se habían

incrementado a aproximadamente 16 centavos de dólar por kilovatio-hora, más de 11

centavos de dólar por kilovatio-hora en relación a julio de 1999viii. Para detener el aumento de

los precios al por menor, la legislatura Californiana estableció un tope de 6,5 centavos de

dólar por kilovatio-hora en el componente de la energía de las cuentas eléctricas residenciales,

de pequeños comercios, y de los clientes de iluminación de SDG&E.

Escasez Intermitente de la Electricidad: Desde 1999, California ha experimentado un

aumento significativo en las condiciones de emergencia que en algunos casos ha hecho

necesario realizar apagones rotativos (un apagón rotativo es un corte involuntario del uso de

la electricidad). La etapa 3 de las notificaciones de emergencia, que puede hacer necesarios

los apagones rotativos, han aumentado desde 1 en el 2000 a 38 el 22 de mayo de 2001 (ver

Figura 1). Las notificaciones de las etapas 1 y 2 han aumentado desde 91 en 2000 a 127 el 22

vi California Public Utility Commission, California's Electricity Options and Challenges Report To Governor Gray Davis, Agosto 2, 2000. vii California Power Exchange website http://www.calpx.com. viii California Public Utility Commission and Electricity Oversight Board, California's Electricity Options and Challenges, Report to Governor Gray Davis, Agosto 2, 2000.

xvii

de mayo de 2001. En algunos casos la etapa 2 requiere el corte involuntario del uso de la

electricidad.

Figura 1. Declaraciones de Emergencia Eléctrica Efectuadas en California desde 1998 hasta el

22 de Mayo de 2001.

Las Tres Principales Empresas Pertenecientes a Inversionistas Privados Enfrentan

Problemas Financieros: Debido a los altos precios de la electricidad en el mercado mayorista

y a la imposición de “precios tope” al por menor que restringen la recuperación de sus costes,

las tres principales IOUs de California experimentan problemas financieros severos.

El peor caso es el de PG&E, que el 6 de abril de 2001, ante una acumulación de

pasivos sin financiamiento previsto de varios miles de millones de dólares, se vio obligada a

declararse en quiebra. La PG&E estimaba que desde junio de 2000 había gastado 9 mil

millones de dólares en electricidad al por mayor sin recibir reembolso alguno para dichos

xviii

gastos (denominados costes de electricidad no recuperados)ix. SCE se encontraba en una

situación similar a la de la PG&E con respecto a los costes de compra de electricidad. En

noviembre de 2000, SCE estimaba sus costes no recuperados de compra de energía eléctrica

en 2,6 mil millones de dólaresx. SDG&E estimaba sus costes no recuperados de energía

eléctrica en 447 millones de dólares antes de diciembre de 2000xi.

Los Factores que Contribuyeron a la Crisis Eléctrica

Los factores que han contribuido a la crisis eléctrica Californiana son complejos,

revelan una mezcla de mal diseño de mercado, malas decisiones reguladoras, cambios no

previstos en la oferta y en la demanda, y un comportamiento de los proveedores que

conscientemente sacaron provecho de las oportunidades creadas por esas condiciones para

incrementar más los precios del mercado. Aunque no hay acuerdo unánime acerca de las

causas de los problemas de California, existe un consenso general acerca de un grupo de

importantes factores que han contribuido a la crisis eléctrica en California.

• Las inversiones en nueva capacidad de generación de energía eléctrica no se han

mantenido a la par con el crecimiento de la demanda de electricidad. La capacidad

de generación eléctrica de California disminuyó en un 1,7% desde1990 hasta 1999,

mientras que la demanda de electricidad se incrementó en un 11,3%, gracias al

crecimiento económicoxii. La ausencia de incremento de la capacidad de generación

se debió principalmente al exceso de capacidad que había a comienzos de la década

de los 90, a la incertidumbre del largo proceso de reforma del sector, a las

expectativas que se tenían en los pronósticos de descenso en los precios de la

electricidad y a la falta de incentivos a invertir en nueva capacidad de generación

debido a que a los productores Californianos no se les permitió incluir capacidad de

reserva en sus modelos de tarificación (no se les permitió incrementar sus ingresos

cuando la oferta de electricidad fuese escasa, ya que a dichos productores se les

impidió cerrar contratos de suministro eléctrico a largo plazo). Así mismo, los

trámites para construir centrales generadoras no fueron modernizados de acuerdo a

ix Pacific Gas & Electric Company, Press Release, Abril 6, 2001. x Southern California Edison Press Release, Noviembre 17, 2000. xi San Diego Gas and Electric Press Release, Febrero 6, 2001. xii A partir de 1994 California comenzó a crecer a tasas muy altas, llegando a crecer en el año 1998 un 6,3%. Fuente: U.S. Department of Commerce, Bureau of Economic Analysis.

xix

los requerimientos de la nueva estructura de mercado. Esto contribuyó a que por

más de una década no se construyera ninguna nueva central de generación en

California. Recién en el año 2001 entraron en funcionamiento tres centrales

generadoras.

• Para satisfacer su demanda de energía eléctrica, California depende de unos 7 a 11

gigavatios de capacidad de generación que se encuentran fuera del Estado, de los

cuales una porción significativa es capacidad hidroeléctrica situada en el noroeste

de los Estados Unidos. La reducción de generación de energía hidroeléctrica,

durante el invierno de 2000-2001, fue ocasionada por los niveles del agua

inusualmente bajos en el noroeste, lo que dio lugar a una reducción de las

importaciones de electricidad al norte de California.

• Durante el año 2000, aproximadamente 10 gigavatios de capacidad de generación

estuvieron fuera de operación durante algunos periodos de alta demanda, lo que

contribuyó a la escasez de electricidad.

• La insuficiente infraestructura del sistema de transmisión contribuyó a limitar las

oportunidades de transportar electricidad de ciertas regiones del Estado a otras. La

trayectoria 15, la línea de transmisión de alto voltaje que conectaba el sur de

California con la región norte de dicho Estado, frecuentemente se congestionaba,

reduciendo el flujo de capacidad eléctrica excedente en el sur de California que

normalmente se utilizaba para satisfacer la escasez de electricidad en el norte de

dicho Estado.

• Agravando la escasez de electricidad, muchos generadores independientes de

electricidad eran renuentes a vender energía eléctrica a PG&E, y a SCE debido a

sus apuros financieros y a la incertidumbre de recibir el pago por la energía

eléctrica vendida.

• Los defectos de las reglas del mercado mayorista de energía eléctrica establecido

bajo el plan de reestructuración del Estado contribuyeron al aumento de los precios

al por mayor. Específicamente, bajo las reglas del mercado, PG&E, SCE, y

SDG&E (las principales distribuidoras) fueron obligadas a comprar toda su energía

en el Cal PX. No podían entablar contratos (Forward) de electricidad a largo plazo

para asegurarse de tener la potencia necesaria para satisfacer su demanda y para

protegerse de la volatilidad de los precios. Cuando los precios al por mayor del

xx

mercado spot se incrementaban a causa de la escasez de electricidad y a los

crecientes costes de generación, las empresas distribuidoras no tenían otra opción

más que comprar la energía cara.

• Un aumento en los precios del gas natural y los altos costes de resolver los

requisitos de las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx) de las centrales eléctricas

de California también contribuyeron al aumento de los precios al por mayor de la

electricidad. Las centrales de generación térmica constituyen el 58% del parque de

generación de California. De todas las centrales térmicas, las que emplean el gas

natural (el 66% del total de la generación térmica) como combustible producen el

38% del total de la energía consumida en California. Por lo general, las plantas que

utilizan gas natural o petróleo son las que suelen ser las plantas marginales

(aquellas que tienen costes marginales más altos entre todas aquellas plantas que

son despachadas, y que por lo tanto fijan el precio de la electricidad en el mercado

spot) durante la estación de verano. Los costes del gas representan el 90% de los

costes variables de una central térmica, lo que justifica que un incremento en los

costes del gas natural tenga una repercusión directa en los costes finales del

sistema. En el verano de 2000 los precios del gas ascendieron a 6 dólares por miles

de pies cúbicos (2,4 veces más que los precios del verano del 99) y en diciembre

del mismo año alcanzaron cifras cercanas a los 20 dólares por miles de pies

cúbicos, lo que en cierta forma explica el incremento de los precios de la

electricidad. En California, los productores para poder generar deben comprar

permisos de emisiones de NOx en el mercado local, por lo que un aumento en los

precios de dichos permisos afectaría de forma indirecta los costes de todo el

sistema, sobretodo cuando en situaciones de escasez debe recurrirse a viejas plantas

con tasas de emisión elevadas (50 veces mayor que los productores menos

contaminantes). A principios del año 2000 los precios de los permisos de emisión

oscilaban alrededor de 1 a 2 dólares por libra. Sin embargo, a finales de agosto los

precios alcanzaron los 35 dólares por libra. Este incremento en los precios de

dichos permisos afectó considerablemente a los productores que contribuían a

satisfacer la demanda del sistema durante las horas pico.

• Las tres IOUs pagaron altos precios en el mercado mayorista por sus compras de

electricidad, pero no podían recuperar sus costes porque los precios al por menor

de la electricidad fueron congelados (no podían trasladarlos a los consumidores

xxi

xxii

finales). Esta situación, según lo observado arriba, dio lugar a la acumulación de

enormes deudas por parte de las tres IOUs. Estos problemas financieros, a su vez

restringieron la capacidad de compra de electricidad de las IOUs en otros Estados.

Lecciones de la Crisis

Durante la crisis vivida por el Estado Californiano, como medida cautelar, diversos

Estados Norteamericanos retrasaron sus calendarios previstos para la liberalización de sus

mercados eléctricos (Nueva York, Arkansas, Oklahoma, Nuevo México, etc.) e incluso otros

Estados detuvieron el estudio de planes de reforma de sus respectivos sectores eléctricos

(Carolina del Norte, Alabama, Minnesota, etc.). La experiencia negativa de la reforma del

sector eléctrico en California ofrece enseñanzas provechosas para los países que tienen

planeado reformar sus sectores eléctricos. Es importante señalar que ante este particular

resultado negativo no se debe generalizar y concluir que la puesta en marcha de la reforma

eléctrica en otros países tendrá resultados catastróficos, más bien, es fundamental analizar a

profundidad cuales han sido los factores que han contribuido a que el modelo de competencia

y/o el marco regulador adoptados en California no funcionasen de forma eficiente. No

obstante, no debemos olvidar que no todos los problemas se explican por los cambios

reguladores y que cada crisis tiene su origen particular.