MODELOS TEÓRICOS SOBRE EL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD

Noviembre de 2007

Trabajo elaborado en el marco del proyecto PDT“Acuerdos y normativa para el comercio internacional de

electricidad de Uruguay”Área de oportunidad ENERGÍA

DEPARTAMENTO DE ECONOMÍAFACULTAD DE CIENCIAS EMPRESARIALESUNIVERSIDAD CATÓLICA DEL URUGUAY

Este informe forma parte de las actividades correspondientes al Hito 1 del proyecto “Acuerdos y normativa para el comercio internacional de electricidad de Uruguay”, financiado por el PDT.

El informe fue redactado por el Ing. Mario Ibarburu (responsable científico del proyecto) y la Ec. Ximena García de Soria (investigadora). María Fernanda Cuitiño realizó tareas de asistente de investigación.

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INDICE

1 OBJETO DE ESTE DOCUMENTO .............................................................................. 5 2 LA APLICABILIDAD DE LOS CONCEPTOS Y MODELOS ANALIZADOS AL CASO DE URUGUAY ..................................................................................................... 6 3 El COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA COMO CASO PARTICULAR DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE BIENES ..................................................... 8 4 LAS CARACTERÍSTICAS PECULIARES DEL SECTOR ELÉCTRICO Y DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD .............................................. 10

4.1 Carácter esencial del servicio eléctrico ................................................................. 10 4.2 Existencia en el sector de economías de escala .................................................... 10 4.3 Necesidad de una coordinación centralizada de la generación y transmisión ....... 11 4.4 Existencia de activos cuantiosos y específicos al sector ....................................... 12 4.5 Dificultad del transporte internacional o inter-regional de electricidad ................ 12 4.6 Necesidad de análisis de largo plazo de la expansión del sistema de generación . 14 4.7 Peculiaridades de los sistemas de generación hidráulica ....................................... 14 4.8 La idea de competencia en generación y comercialización ................................... 15 4.9 Particularidades técnicas del comercio internacional de energía eléctrica ............ 17

5 IMPORTANCIA DE LOS ASPECTOS INSTITUCIONALES EN EL ANÁLISIS DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 19

5.1 Los costos de transacción ..................................................................................... 20 5.1.1 Costos de coordinación ................................................................................... 21 5.1.2 Costos de negociación .................................................................................... 21 5.1.3 Costos de información .................................................................................... 21 5.1.4 Costos por la imperfección de la motivación o compromiso de las partes ..... 22 5.1.5 Características de las transacciones que son relevantes para determinar los costos de transacción asociados ............................................................................... 22 5.1.6 El principio de minimización de los costos de transacción ............................ 24

5.2 Las instituciones involucradas ............................................................................... 25 5.3 Consecuencias para el análisis del comercio internacional de energía de Uruguay ..................................................................................................................................... 26

6 ANALISIS Y MODELOS TEÓRICOS DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD ENCONTRADOS EN LA LITERATURA ....................................... 28

6.1 Problemas generales e institucionales en la integración de mercados ................... 28 6.2 Modelos microeconómicos acerca del efecto del comercio sobre el poder de mercado y el bienestar total ........................................................................................ 32 6.3 Problemas de asignación de capacidad de interconexión entre regiones y mercados ...................................................................................................................... 35

6.3.1 Estudios de caso y reseñas de estudios .......................................................... 36 6.3.2 Análisis principalmente teóricos y generales sobre asignación de capacidad de interconexión ...................................................................................................... 40

6.4 Problemas de los cargos por uso de las redes en transacciones internacionales en mercados interconectados ............................................................................................ 42

6.4.1 Los cargos de transporte en una red. Problema de sostenibilidad del óptimo de corto plazo. ......................................................................................................... 42 6.4.2 Soluciones empíricas para el problema de los cargos adicionales ................. 43 6.4.3 Complicación al tratarse de redes múltiples interconectadas ......................... 45 6.4.4 Importancia de las hipótesis institucionales .................................................. 47

6.5 Prueba estadística de la integración de mercados .................................................. 50

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7 Anexo I – LOS MODELOS BÁSICOS DE COMERCIO INTERNACIONAL DE BIENES ........................................................................................................................... 52

7.1 El modelo de Ricardiano de ventajas comparativas por diferencias tecnológicas de productividad ......................................................................................................... 52 7.2 El Modelo de Heckscher-Ohlin de comercio por diferencias en la dotación de factores productivos ..................................................................................................... 54 7.3 Las economías de escala y el comercio internacional ........................................... 57 7.4 Los beneficios del comercio y la variación de costos marginales y precios en el comercio internacional de electricidad ........................................................................ 59

8 BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................... 62

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1 OBJETO DE ESTE DOCUMENTO

El presente documento materializa el cumplimiento de la Actividad 1 prevista en la propuesta del proyecto, cuya descripción es la siguiente:

“Recopilación y análisis de modelos teóricos, fundamentalmente de raíz económica, que buscan explicar fenómenos relevantes para el comercio internacional de electricidad y establecer criterios normativos para los acuerdos de formación de precios y asignación de capacidad en las interconexiones internacionales.”

A su vez esa actividad contribuye al Objetivo 1 del Proyecto, descrito en la propuesta del mismo como:

1. Conclusiones sobre la aplicabilidad al comercio de electricidad de Uruguay de los modelos teóricos normativos para los acuerdos de formación de precios y asignación de capacidad en las interconexiones internacionales.

El contenido del documento se organiza como sigue.

En el punto 2 se resumen las conclusiones sobre la relevancia de las ideas y modelos teóricos considerados, para el análisis del comercio internacional de electricidad de nuestro país.

En el punto 3, se presentan de manera muy simplificada las consecuencias de las teorías del comercio internacional de bienes en general y se exponen los efectos del comercio sobre los precios de dos mercados eléctricos interconectados.

En el punto 4 se presentan algunas características del sector eléctrico que lo singularizan respecto a los demás sectores de la economía, que hacen que las teorías generales de comercio de bienes ofrezcan una visión muy parcial y pobre de un fenómeno mucho más complejo, como es el comercio internacional de electricidad. El intento de analizar el comercio internacional de electricidad como si fuera el de cualquier otra mercancía, olvidando esas peculiaridades, puede conducir a errores muy graves en la formulación de políticas públicas al respecto. El análisis de esas peculiaridades lleva a considerar dos problemas centrales que aparecen en el comercio internacional de electricidad: los problemas de negociación y los problemas de oportunismo. Esto hace que sea de interés considerar algunas nociones elementales de la teoría económica de los costos de transacción y del análisis institucional aplicadas al comercio internacional de energía eléctrica, que es el objeto del punto 5.

En el punto 6, se presenta una reseña bibliográfica de algunos trabajos de la literatura específica sobre comercio internacional de energía eléctrica. El objeto de esa revisión bibliográfica, que no puede ser exhaustiva dada la extensión de la literatura sobre la materia, es determinar cuáles son los problemas tratados y en qué medida los mismos son relevantes para el estudio del comercio de electricidad de nuestra región y de nuestro país.

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2 LA APLICABILIDAD DE LOS CONCEPTOS Y MODELOS ANALIZADOS AL CASO DE URUGUAY

La revisión de la literatura sobre comercio internacional de electricidad realizada sugiere que una buena parte de las conclusiones normativas encontradas depende del contexto institucional en el que tiene lugar el comercio, lo que permite mantener la hipótesis inicial de este proyecto, en el sentido de que las estrategias más adecuadas de inserción de nuestro país en el comercio regional de energía no resultan de la extrapolación inmediata de modelos normativos generales.

En efecto:

• Existe una interpretación teórica general, procedente de la economía de las instituciones, que por otra parte coincide con el sentido común, que atribuye una importancia central a los problemas de oportunismo, racionalidad limitada y costos de transacción en todas las transacciones en las que existen activos específicos involucrados.

En una actividad como el comercio internacional de energía eléctrica, los activos específicos son cuantiosos, lo mismo que los costos del oportunismo de una de las partes. Por lo tanto, es imprescindible considerar aspectos institucionales, que son propios de cada región en la que se comercia, descritos con mayor detalle en las conclusiones del punto 5.

• Por otro lado, la mayor parte de los análisis normativos de origen microeconómico respecto al comercio internacional, parten del supuesto de que el comercio tiene por objeto la integración de mercados, y con esa finalidad se busca conceder a todos los consumidores del mercado integrado iguales derechos, dar a todos los generadores un ambiente de competencia equitativa, y limitar el poder de mercado de los generadores dominantes en cada uno de los mercados nacionales preexistentes.

Estos propósitos tienen sentido cuando el proceso de integración eléctrica forma parte de un proceso de integración económica más amplio, cuyos valores son aceptados por todos los países involucrados, como ocurre con la Unión Europea. Aún así, algunos países de esa región supeditan en parte el intento de reducir el poder de mercado de las empresas dominantes, al interés de mantener o incrementar la capacidad de acción estratégica de las empresas nacionales, y de limitar el control de las mismas por empresas o estados extranjeros.

• Esa orientación de la mayor parte de los trabajos teóricos de análisis microeconómico sobre el comercio internacional de energía, supone que se presta una menor atención a dos problemas muy importantes para el caso de nuestro país:

o Los aspectos estratégicos, de negociación y de seguridad de abastecimiento en el comercio internacional de energía, que son esenciales para el caso de Uruguay, en las circunstancias energéticas actuales de la región.

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o El análisis del reparto entre los países de los beneficios del comercio internacional de electricidad.

No obstante, la literatura analizada y reseñada ha sido de interés para el caso de nuestro país en la medida en que:

• Una parte de la misma trata de problemas técnicos formales que se presentan en todas las situaciones de comercio de electricidad, como el de la determinación de los cargos de transmisión a aplicar.

Así por ejemplo, se puede recurrir a la experiencia de otras regiones, en la discusión respecto a la compatibilización de los regímenes de peajes de transmisión existentes actualmente en Uruguay y sus dos países vecinos, o la conveniencia teórica de su sustitución por un régimen unificado,.

• Las herramientas de análisis formal, los modelos y las simplificaciones adoptadas, pueden ser de interés para el estudio de los problemas del comercio internacional de Uruguay, en la medida en que se adecuen las premisas institucionales y las funciones objetivo a aplicar en los modelos.

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3 El COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA COMO CASO PARTICULAR DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE BIENES

En este punto se presentan de manera simplificada las conclusiones más básicas de la teoría económica del comercio internacional, que tratan de explicar las razones del comercio internacional, el sentido de los flujos de bienes entre dos países que comercian, y los impactos del comercio sobre los precios relativos de los bienes y sobre los beneficios de los participantes del comercio. La exposición más detallada se presenta en el Anexo I.

Las principales razones por las cuales los países realizan comercio internacional son fundamentalmente de tres tipos.

En primer lugar, los países comercian porque son diferentes entre sí en sus habilidades tecnológicas o lo que es equivalente, en la productividad de los factores de producción. Esta es la esencia del modelo clásico de comercio, o modelo de Ricardo.

Los países pueden beneficiarse del comercio, especializándose en la oferta de los bienes que producen con mayor productividad relativa de los factores empleados. Cada país tenderá a exportar los bienes para los que posee una ventaja comparativa. Por ejemplo, si se consideran dos países E y D y dos bienes, 1 y 2, el país D exporta el bien 1 y tiene una ventaja comparativa en su producción si aD1/aD2 es menor que aE1/aE2 , donde aPb es la cantidad de factor productivo empleado por el país P por unidad del bien b que produce. Un país tiende a exportar un bien para el que posee una ventaja comparativa, aunque esté en desventaja absoluta en cuanto a la productividad, es decir en los términos del ejemplo anterior, aunque aD1 > aE1.

En términos del comercio internacional de energía eléctrica, el modelo sugeriría que los países serán exportadores de energía en la medida en que puedan producirla con mayor productividad relativa que sus vecinos, respecto a los restantes bienes. En términos muy simplificados e idealizados, este modelo podría explicar las exportaciones originadas en ventajas tecnológicas. Por ejemplo, la exportación de electricidad generada a partir centrales nucleares de Francia hacia sus países vecinos, podría interpretarse como el resultado de una productividad superior en la tecnología de diseño y construcción de centrales nucleares. En la medida en que las tecnologías de producción de energía estén disponibles igualmente para todos los países de una región, si el comercio obedeciese solamente a este modelo, no sería esperable un flujo de comercio sistemático.

En segundo lugar, los países comercian porque cada país tiende a especializarse en la producción de los bienes cuya producción requiere factores productivos que el país posee en abundancia relativa respecto a las otras naciones. El modelo de Heckscher-Ohlin responde a esta idea.

En términos del comercio internacional de energía, el modelo sugeriría que en la relación entre dos países, será exportador de electricidad aquél que posea una abundancia relativa mayor de recursos naturales que sean fuentes primarias de energía adecuadas para la generación eléctrica, tales como combustibles fósiles, como gas

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natural y carbón, y la hidroelectricidad. Esta es la explicación probablemente más frecuente de los flujos de energía eléctrica en nuestra región, considerando particularmente la situación de Uruguay respecto a los países vecinos. Uruguay tenderá a ser importador de energía y en particular de electricidad, dada la escasez relativa de recursos primarios para la generación en Uruguay, como gas natural e hidroenergía para nuevos aprovechamientos, respecto a los países vecinos y al resto del mundo.

En tercer lugar los países comercian para obtener economías de escala en la producción. Es decir, si cada país produce sólo un limitado número de bienes y obtiene los restantes por el comercio, logrará una escala mayor de producción en los primeros y por lo tanto, una mayor eficiencia.

En términos del comercio de electricidad entre dos países, uno grande y otro pequeño, en la medida en que las tecnologías de generación eléctrica empleadas presenten economías de escala, existirá una tendencia a la especialización productiva, en la que el país mayor concentrará la actividad de generación eléctrica, a menos que otros fenómenos, por ejemplo la limitación en la capacidad de interconexión, limiten el efecto anterior.

Como se ve, los tres fenómenos descritos coinciden con la intuición económica respecto al origen de los flujos de comercio internacional de energía.

Un fenómeno observado en la teoría del comercio internacional es que el comercio tiende, al menos en el corto plazo, a favorecer a todos los países que participan de él.

Para el caso del comercio de electricidad ese beneficio es igual a la diferencia ente el costo de generación evitado en el país importador y el costo de generación incremental en el país exportador. Los dos países pueden acordar precios de transacción por la energía comerciada que den lugar a repartos muy diferentes de los beneficios generados por el comercio.

Dada la importancia que han adquirido los mercados competitivos de generación, un caso de interés para calcular ese reparto de los beneficios del comercio entre los países, es aquél en el comercio resulta de la formación de un único mercado competitivo que abarca los dos países, con un único precio spot de mercado, al cual venden todos los generadores y compran todos los consumidores. Esto ocurre si los dos países tienen una interconexión de capacidad suficiente, de modo que se ejecuten todas las transacciones potencialmente beneficiosas. En ese caso, al pasar de dos mercados competitivos separados, a uno sólo:

• Resultan beneficiados por el comercio los generadores del país exportador y los consumidores del país importador, y por el contrario resultan perjudicados por el comercio los consumidores del país exportador y los generadores del país importador.

• El comercio tiende a conceder al país cuyo sistema eléctrico es más pequeño, una parte mayor del beneficio total del comercio internacional de energía eléctrica.

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4 LAS CARACTERÍSTICAS PECULIARES DEL SECTOR ELÉCTRICO Y DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD

El sector eléctrico presenta algunas características técnicas y económicas muy especiales, que lo singularizan respecto a la gran mayoría de los sectores productivos. En lo que sigue de este punto se presentan esas características 1 y finalmente se extraen consecuencias para el comercio internacional de electricidad.

4.1 Carácter esencial del servicio eléctrico

El sector eléctrico proporciona un insumo que es imprescindible en casi todas las actividades productivas, y que se encuentra entre las necesidades básicas de las familias.

Las crisis en el suministro eléctrico a nivel de generación, que ocurren en ocasiones en algunos países, evidencian la existencia de una relación en el corto plazo, entre bienestar material y consumo de energía eléctrica. Los racionamientos en el suministro o aún los riesgos de desabastecimiento, si no son administrados de manera racional, pueden ocasionar un impacto muy fuerte en el nivel de actividad económica.

Las controversias sobre el abastecimiento internacional de electricidad tendrán entonces una importancia mayor que las de otros bienes cualesquiera, y el país vendedor podrá adquirir sobre el comprador una ventaja estratégica capaz de afectar todo el conjunto de las relaciones bilaterales.

4.2 Existencia en el sector de economías de escala

El sector eléctrico se caracteriza por la existencia de rendimientos crecientes de escala en gran parte de sus actividades, algunas de las cuales constituyen monopolios naturales. La generación de energía eléctrica presenta economías de escala, dentro de cierto rango de potencias y dependiendo de las circunstancias locales, si bien en general no se constituye en un monopolio natural en los sistemas eléctricos interconectados.

La generación térmica mediante gas natural, que representa en la actualidad la mayor parte de las ampliaciones de generación térmica en la región, presenta rendimientos a escala crecientes significativos en la tecnología de ciclos combinados hasta potencias del orden de 200-400 MW y en menor grado hasta 800 MW.

La generación hidráulica presenta en buena parte también un fenómeno de economías de escala. Una gran parte del potencial hidroeléctrico explotable comercialmente en el mundo y en la región, se concentra en centrales con potencias del orden de centenares o aún miles de MW de capacidad instalada. Un caso extremo a ese respecto es el de Paraguay, donde las dos centrales hidráulicas binacionales de Itaipú y Yacyretá serán capaces de abastecer la demanda de ese país por tiempo prácticamente indefinido, en la medida en que Paraguay vaya incrementando la toma de su cuota parte de energía en las 1 La descripción que sigue es adaptada en buena parte de M.Ibarburu (2005) Regulación y Mercados Competitivos en Generación”, Módulo 4 del Curso a distancia “Regulación de la Actividad de Generación y Mercado Mayorista” organizado por CIER.

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mismas. Otro ejemplo reciente es el de la explotación por Chile de los aprovechamientos hidroeléctricos en la región austral de Aysén, donde las dos principales empresas generadoras, Endesa y Colbún, han justificado a través de las economías de escala la unificación de sus esfuerzos para desarrollar un único proyecto que incluye varias centrales y abastecerá más del 20% de la demanda del país, pese a las consideraciones sobre el impacto anticompetitivo de esa asociación.

4.3 Necesidad de una coordinación centralizada de la generación y transmisión

El sector eléctrico, como ningún otro, requiere un ajuste muy preciso entre oferta y demanda, instante a instante, y esto hace necesaria una coordinación centralizada de las operaciones de generación y transporte de energía. Una vez producida la energía eléctrica no puede ser almacenada de manera económica. Cualquier variación instantánea de la demanda de energía eléctrica debe ser compensada por una variación en la energía mecánica que proporcionan los motores primarios de las centrales, pues de lo contrario los rotores de los generadores se acelerarían o frenarían, y la frecuencia del sistema variaría de manera inadmisible. Este balance instantáneo, además de requerir de controles automáticos en las centrales, hace necesario un monitoreo constante del sistema de generación, realizado en forma centralizada.

Por otra parte, dadas la energía demandada y la energía generada en cada punto del sistema, los flujos de potencia en los distintos elementos de la red de transmisión (líneas aéreas, cables subterráneos, transformadores, etc), no pueden asignarse arbitrariamente, como en un problema de transporte de cargas cualquiera. Por el contrario, la potencia trasmitida por cada elemento, resulta de leyes físicas, a partir de las potencias inyectadas y demandadas en cada punto de la red y de las características técnicas de líneas, cables y transformadores. A su vez, esos elementos de la red, tienen una capacidad máxima de transmisión de potencia. Si se intenta exceder la misma, corre riesgo la integridad de los equipos, o bien el sistema eléctrico en su conjunto puede ser incapaz de mantener su funcionamiento estable. Para el caso del comercio internacional, esto hace los tránsitos de energía puedan involucrar países que geográficamente no se encuentran entre los que comercian, y sigan trayectorias difícilmente predecibles sin realizar flujos de carga.

Por todo lo anterior, el sistema eléctrico de generación y transmisión, requiere la existencia de una función de control, coordinación y comando de la operación, realizada en forma centralizada por un operador técnico del sistema, que mantenga el balance entre oferta y demanda de energía en cada momento y la estabilidad eléctrica del sistema. Se requiere que los generadores presten al sistema una serie de servicios complementarios, además de la generación de energía. Este sistema no puede quedar librado a la suma de decisiones individuales no coordinadas.

Por las mismas razones, si en un sistema de generación se establece un mercado de corto plazo, por ejemplo horario, para la energía y otros servicios complementarios que prestan los generadores, deberá necesariamiente tratarse de un mercado regulado, por dos razones:

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• Por las restricciones técnicas descritas antes, que hacen necesario un orden que sólo puede provenir de alguna forma de regulación, establecida por las autoridades públicas o como resultado de un acuerdo del conjunto de los participantes del mercado.

• Porque los servicios complementarios son un bien público, es decir un bien cuyo empleo por un consumidor no excluye su usufructo por los otros consumidores. Es un resultado conocido de la microeconomía, que la producción de bienes públicos debe ser realizada en mercados regulados, pues de lo contrario se generan incentivos a los consumidores para actuar como "free riders", es decir para usufructuar del bien sin pagar por él, con lo que el bien se produciría en una cantidad inferior a la socialmente óptima.

4.4 Existencia de activos cuantiosos y específicos al sector

El sector eléctrico se caracteriza por el empleo de activos que son a la vez sumamente costosos y totalmente específicos a la actividad del sector.

Por una parte, el sector eléctrico es uno de los más intensivos en inversión. Un indicador de interés en este sentido es el cociente entre activos totales e ingresos anuales. La tabla siguiente presenta ejemplos tomados de la encuesta Información Económica y Técnica de las Empresas Eléctricas de la CIER del año 2000.

Por otro lado los activos que emplea el sector eléctrico son totalmente específicos al sector y en algunos casos específicos a una transacción en especial dentro del sector. En economía se emplea la denominación activos específicos, para calificar a aquellos que no tienen ningún uso alternativo fuera del sector o de la transacción para los que están destinados originalmente. Así por ejemplo, una línea de transmisión que vincula una central de generación a la red interconectada, es un activo específico a esa función. Una vez que se ha invertido en la línea, el costo y las pérdidas por su desmontaje para aprovechar parte de los equipos en otro uso es tan grande, que hace casi inviable la operación.

En el ámbito del comercio internacional de energía eléctrica esto da lugar a cuantiosos costos de transacción asociados el desarrollo de contratos internacionales de suministro, cuando el vendedor o el comprador deban construir activos específicos a esa transacción.

4.5 Dificultad del transporte internacional o inter-regional de electricidad

Empresa Areas Activos (MUS$)

Activos/Ingresos Anuales

Itaipú Generación 19919 8.7Edesur Distribución 1507 1.6Transener Transmisión 1034 5.8Cemig Integrada 6079 2.3Enelven Integrada 11129 9.2

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Los distintos productos energéticos ofrecen diverso grado de dificultad en su transporte y comercio internacional, o entre regiones distantes de un mismo país de gran dimensión.

La energía eléctrica es probablemente el energético con dificultades mayores para su transporte internacional: sólo puede transportarse mediante líneas de alta o extra alta tensión en corriente alterna o continua, o si se requiere atravesar superficies marítimas, lo que es mucho menos frecuente, mediante cables submarinos de corriente continua.

Las inversiones requeridas para la interconexión internacional son tan grandes, que los sistemas eléctricos de la mayor parte de los países del mundo se han diseñado históricamente como sistemas esencialmente aislados, o débilmente interconectados. Por lo anterior, los procesos de integración eléctrica entre naciones, están aún en una etapa inicial en la mayor parte del mundo.

En América del Sur la interconexión eléctrica internacional ha tenido impulso en los últimos veinticinco años, con la construcción de proyectos de generación hidráulica binacionales, y más recientemente con la realización de algunos proyectos de interconexión binacional.

La tabla y el gráfico siguientes, muestran la importancia relativa del comercio internacional en América del Sur y en la Unión Europea.

Magnitud del comercio internacional de cada país respecto a su generación - Año 2005(Fuente: Síntesis Estadística de CIER)

Energía generada G (GWh)

Importaciones I (GWh)

I/G Exportaciones E (GWh)

E/G

Argentina 106523 7777 7,3% 3514 3,3%Bolivia 4908 0 0,0% 0 0,0%Brasil 405100 38593 9,5% 1300 0,3%Chile 52479 2152 4,1% 0 0,0%Colombia 50430 38 0,1% 1758 3,5%Ecuador 13404 1765 13,2% 16 0,1%Paraguay 51047 0 0,0% 43973 86,1%Perú 25510 0 0,0% 7 0,0%Uruguay 7566 1585 20,9% 826 10,9%Venezuela 110370 0 0,0% 516 0,5%

Mas allá del enorme interés económico potencial de los proyectos de interconexión, lo cierto es que en el corto plazo,

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0

204060

80100120

140

SuizaAustriaHolandaGre ciaBélgicaAlemaniaPortugalFranciaIta liaEspañaReino Unido

Máxima capacidad nacional de intercambio / / Punta de demanda nacional

Fuente: Pérez Arriaga en www.ursea.gub.uy:8080/web/docs.nsf/Presentaciones_Web_E?OpenView

la capacidad de comercio internacional de energía eléctrica de la gran mayoría de los países es limitada y casi todos deben cubrir su demanda esencialmente con recursos propios.

Se observa que con ciertas excepciones, la importancia de la capacidad de interconexión en la mayor parte de los países es reducida.

La débil interconexión eléctrica entre países y el carácter esencial del suministro eléctrico hacen que la generación sea un sector crítico en la política energética: los errores de planificación o ejecución de inversiones, o la insuficiencia de los incentivos de mercado para la inversión, pueden ocasionar crisis de abastecimiento que se prolongan por meses o aún años.

Por la importancia aún reducida del comercio internacional en la mayor parte de los sistemas eléctricos, una gran parte de los marcos regulatorios de la actividad de generación y los mercados competitivos para la generación, se han diseñado inicialmente pensando en sistemas esencialmente autoabastecidos.

4.6 Necesidad de análisis de largo plazo de la expansión del sistema de generación

En la generación eléctrica la función de planificar el sector en el largo plazo es esencial, sea realizada por organismos públicos o bien por las empresas como parte de sus estudios de mercado y proyectos de inversión en el entorno competitivo. Los equipos de generación tienen vida útil muy prolongada, del orden de treinta o más años y una vez instalados no son ya removidos hasta el fin de su vida útil. Por otra parte, la demanda de energía eléctrica es en general creciente en todo el mundo, si bien las tasas de crecimiento varían mucho entre países. Los plazos de desarrollo de los proyectos de generación pueden ser muy prolongados. La instalación de turbinas a gas, motores de combustión interna o centrales eólicas tiene plazos de construcción y montaje del orden de uno a dos años (si no se considera la posibilidad de esperas entre la firma del contrato y el inicio de la construcción). El desarrollo de una central de ciclo de vapor a carbón insume cuatro o cinco años. Un proyecto de generación descentralizada con biomasas puede construirse en un par de años, pero si es necesario desarrollar plantaciones forestales específicas este plazo se multiplica.

En la generación eléctrica, los mecanismos de mercado competitivo que se han implantado en los últimos años tienden en algunos países a limitar o incluso a eliminar el papel de la planificación centralizada de las ampliaciones del sistema realizada por organismos públicos. No obstante, las empresas mantienen su necesidad de prever la evolución futura del sistema de generación, y de realizar proyectos de inversión con un horizonte de tiempo prolongado, funciones típicas de la planificación.

4.7 Peculiaridades de los sistemas de generación hidráulica

La disponibilidad de energía hidroeléctrica está frecuentemente sujeta a fuertes variaciones como resultado de la variabilidad de las lluvias. En América del Sur los

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fenómenos del El Niño o La Niña, según la región del continente de que se trate, están asociados a déficits persistentes y profundos de las precipitaciones.

Como consecuencia, en la regulación o planificación de los sistemas de generación hidráulica, está siempre presente un riesgo de falla, más prolongada y profunda que si el sistema fuese térmico, ya que diseñar el sistema para evitar casi por completo ese riesgo sería económicamente inviable.

La variabilidad de la generación hidráulica se traslada también a los costos marginales del sistema de generación, y a los precios del mercado spot de energía.

Las implicaciones sobre el comercio internacional de electricidad son muy fuertes:

• El país exportador en un contrato de suministro internacional esta expuesto con una probabilidad no despreciable a contingencias en las que peligra el suministro de la demanda local, poniendo en conflicto este objetivo con la exportación.

• Como los costos marginales del país exportador son aleatorios, puede haber riesgos significativos en los costos de abastecimiento que un generador o comercializador experimenta por exportar, con lo que puede aparecer un comportamiento especulativo al fijar los precios de los contratos de exportación, o incluso francamente oportunista, si el generador no está dispuesto a honrar el contrato cuando experimenta pérdidas.

• En el comercio spot, cualquier país puede llegar a situarse en una posición de extrema debilidad negociadora como comprador, si se encuentra en situación de riesgo de falla.

4.8 La idea de competencia en generación y comercialización

Hasta 1980 aproximadamente, en la mayor parte de los países del mundo, el sector eléctrico estaba formado principalmente por empresas integradas verticalmente, es decir empresas que realizaban las tres funciones de generación, transmisión y distribución, que en algunos países coexistían con otras que se dedicaban a la generación o a la distribución en forma exclusiva. En muchos países, existía una única empresa integrada verticalmente ejerciendo todas las funciones del sector como monopolista.

Las transacciones de energía entre empresas, cuando existían, tenían lugar en general mediante acuerdos bilaterales, no fundamentados en ningún esquema teórico, sino resultantes del poder de negociación de las partes, de trasladar los costos de generación, o algún otro criterio empírico.

Las empresas integradas verticalmente, eran reguladas como monopolios, si bien técnicamente la actividad de generación no constituía en la mayor parte de los países un monopolio natural.

El mecanismo más usual de regulación era la llamada regulación al costo del servicio o regulación cost-plus, cuyo objetivo es asegurar a la empresa eléctrica ingresos suficientes para cubrir sus costos.

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A su vez, la forma más usual de regulación al costo del servicio es la llamada regulación de tasa de retorno. Por este mecanismo, a la empresa regulada se le reconocen ingresos tarifarios iguales a la suma de:• Los costos operativos incurridos según la contabilidad de la empresa (excepto

intereses y otros cargos financieros)• La depreciación de los activos.• Una retribución al capital, igual al producto de una tasa de retorno regulada,

(considerada normal o adecuada por el regulador, dado el nivel de riesgo de la actividad), por el monto de los activos fijos netos de depreciación, resultantes de la contabilidad de la empresa. Esa tasa de retorno debía cubrir el retorno mínimo que los propietarios pedían por fondos propios y la tasa de interés por los fondos que la empresa tomaba en préstamo.

Así al estar reguladas por el mecanismo de tasa de retorno las empresas de generación tenían asegurado el cubrimiento de sus costos incluso la rentabilidad de sus activos, con lo que la actividad de generación tenía un riesgo reducido.

Este panorama se repetía tanto en países en los que el sector eléctrico era de propiedad estatal como en los que predominaba la propiedad privada. La existencia de empresas integradas verticalmente obedecía a tendencias económicas poderosas explicables por la naturaleza del sector. Cuando las inversiones son cuantiosas y constituyen activos específicos, sin ningún uso alternativo, es natural que las empresas deseen asegurar el control sobre toda la cadena productiva, desde la fuente primaria hasta el consumo final, para reducir los riesgos de toda la cadena. Por ejemplo, si una empresa desea invertir en una central de generación, la forma más natural de reducir los riesgos de colocación de su producto es poseer también la red de distribución que permite acceder a los clientes finales.

En muchos países la tecnología de generación más económica tendía a generar una concentración de esa actividad en una o unas pocas empresas. Por ejemplo, en nuestra región, el período 1960 a 1990 dio lugar al desarrollo de buena parte de los principales proyectos hidroeléctricos que están hoy en operación. En muchos países el tamaño de esos nuevos proyectos era una parte muy significativa de la demanda total del país: Salto Grande y Palmar en Uruguay, Paute en Ecuador, el Guri en Venezuela, Itaipú y Yacyretá en Paraguay, Itaipú para Brasil, etc.

En la región, las alternativas a la generación hidroeléctrica no se presentaban atractivas. El petróleo y sus derivados experimentaron subidas dramáticas en 1973 y 1979. La infraestructura de gas natural no estaba desarrollada en casi ningún país de la región. La tecnología de turbinas de gas presentaba escalas máximas de unas pocas decenas de MW y su rendimiento térmico apenas superaba el 30%. No se había extendido el empleo de los ciclos combinados a partir de las turbinas de gas.

Este panorama cambió más recientemente como resultado de cambios tecnológicos e institucionales y en el pensamiento económico predominante.

Por una parte, en los países que disponen de gas natural, la tecnología de turbinas a gas ha permitido aumentar los rendimientos y tamaños de esos equipos, con costos de inversión por kW instalado y costos medios totales relativamente bajos. La generalización de la tecnología de ciclo combinado, (que permite emplear los gases de

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escape de una turbina de gas, para producir vapor capaz de generar energía adicional en una turbina de vapor), permite obtener rendimientos del orden del 55% en el aprovechamiento de la energía térmica de los combustibles, muy superiores a los obtenidos en las centrales térmicas de la década de 1970.

Estos cambios tecnológicos, unidos a la mayor disponibilidad de gas natural por el desarrollo de la infraestructura necesaria, han hecho posible, en buena parte del mundo y en nuestra región en particular, disponer de centrales térmicas de tamaño relativamente pequeño, con costo de inversión relativamente bajo y costos medios reducidos. Como resultado, en un mismo sistema pueden ahora desarrollarse varios proyectos de nuevos generadores, cada uno de ellos con escala eficiente (con la posible excepción de los sistemas eléctricos de los países menores).

Las barreras a la entrada de nuevas empresas al negocio de generación, y la mínima escala eficiente de generación se redujeron significativamente, haciendo técnicamente posible la competencia.

El reciente incremento de los precios del petróleo y de los demás energéticos, en particular el gas natural, genera un cambio, tal vez estructural, en las condiciones técnicas que favorecen la competencia, al menos en los sistemas eléctricos de menor tamaño. En la medida en que la generación hidráulica, a carbón, nuclear o eólica resulten económicamente más convenientes que la que emplea gas natural, será necesario financiar proyectos de generación de mayor escala, mayor costo de inversión específico y mayor plazo de construcción y maduración del proyecto. Esto puede conducir a revisar la regulación de los mercados competitivos hacia soluciones que privilegien los contratos de largo plazo respecto a las transacciones en el mercado spot y permitan un mayor grado de integración vertical, como respuesta ante los mayores costos de transacción asociados a las tecnologías de generación.

La existencia de un mercado competitivo de generación en los países que comercian, crea las condiciones teóricas en las que, al menos en una visión ingenua, el comercio de electricidad puede asimilarse al de cualquier otro bien.

4.9 Particularidades técnicas del comercio internacional de energía eléctrica

Las características señaladas antes hacen necesario que junto a la energía eléctrica sea necesario identificar varios bienes asociados susceptibles de ser comerciados internacionalmente:

• La capacidad de generación en el largo plazo o potencia firme garantizada en el largo plazo, disponibles mediante un contrato, que puede ir asociada al suministro no condicionado de energía, o a una opción de compra de energía concedida al comprador

• Las reservas operativas rotante (centrales capaces de tomar carga inmediatamente ante contingencias) y fría (centrales capaces de arrancar en períodos breves).

• La capacidad de regulación primaria y secundaria de frecuencia• La capacidad de regular la tensión de la red, o lo que es equivalente, de inyectar o

extraer energía reactiva de la red

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• La capacidad de almacenar energía hidráulica en los embalses de un país interconectado

• Los servicios que la red de transmisión de un país puede prestar a otro, por ejemplo para tránsito de energía que es generada y consumida en un país pero que recorre las redes del otro, o bien el pasaje de la energía comerciada entre dos países por la red de un tercero.

Por otro lado la explicación de las causas del comercio internacional debe ser enriquecida. Junto a las causas de comercio debidas a las diferencias de capacidad tecnológica, a las diferencias en la dotación permanente de recursos primarios y a las economías de escala para la generación de energía, los países pueden comerciar por:

• La complementariedad de cuencas hidrológicas. Si las energías hidráulicas que generan dos países están correlacionadas negativamente, aparece un incentivo al comercio: el factor energía hidráulica es relativamente abundante en un país cuando en el otro se vuelve más escaso. En América del Sur se ha detectado en especial una complementariedad entre un conjunto de cuentas en la región sudeste del continente y la región noroeste, en el marco del llamado Proyecto CIER 02.

• La complementariedad de demandas. Si las horas de punta (demanda máxima) en dos países no son coincidentes, existe un incentivo a exportar disponibilidad o capacidad de generación de punta.

• Las economías de escala en la disponibilidad conjunta de reservas de corto plazo. En general, cuanto mayor es un sistema, mayor la cantidad de centrales de generación y por lo tanto menos dispersa la distribución de probabilidad de la potencia disponible en un momento dado. Como resultado, un país grande requiere una proporción menor de capacidad de generación para ser destinada a reservas, respecto a su demanda. Al ser esas reservas un bien público, un país pequeño puede acordar con uno grande compartir reservas, con una ganancia significativa para el primero.

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5 IMPORTANCIA DE LOS ASPECTOS INSTITUCIONALES EN EL ANÁLISIS DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La visión abstracta del comercio internacional de energía eléctrica que aportan la teoría del comercio internacional y la microeconomía asociada, es insuficiente para analizar problemas reales. Las particularidades del sector eléctrico descritas en el punto anterior, hacen que el comercio de electricidad sea diferente al de otros bienes y que su análisis requiera conocer e interpretar la realidad institucional concreta en la que tiene lugar el comercio.

La economía ha intentado completar el análisis microeconómico mediante distintas disciplinas que pueden englobarse con el nombre de economía de las instituciones. Esta visión cualitativa de los fenómenos económicos incluye el estudio de las instituciones formales gubernamentales y de las normas de derecho, pero también el de las relaciones de poder, los valores e ideología de quienes participan en las transacciones, las formas que adoptan éstas, sus imperfecciones, los riesgos que corren quienes participan de ellas y las formas de mitigarlos.

Varios conceptos resultan entonces relevantes para analizar cualquier fenómeno económico complejo, como es el resultante del comercio internacional de energía:

• Racionalidad limitada. Los individuos, empresas y gobiernos actúan de acuerdo a criterios o procedimientos de racionalidad limitada, es decir que tienen información imperfecta sobre la realidad objetiva y sobre las otras partes que participan en las transacciones en las que actúan, y sus modelos sobre la realidad y en particular sobre la incertidumbre acerca de esa realidad son imperfectos.

• Oportunismo. Los individuos, empresas y gobiernos actúan de acuerdo a sus propios intereses, y no sometidos a imperativos éticos. Es imprescindible al analizar una transacción, considerar la posibilidad de oportunismo de ambas partes. Los únicos frenos al oportunismo radican en la existencia de instituciones, formales o informales, que hagan costoso a las partes actuar de forma oportunista.

• Costos de transacción. Como resultado de la racionalidad limitada y del oportunismo, las partes en las transacciones incurrirán en costos adicionales, bajo la forma de incremento en los costos de producción o de pérdidas de utilidades por transacciones que no pueden realizarse. La consideración de estos costos es esencial a la hora de elegir cómo se organiza una transacción o un sistema de transacciones.

• Mecanismo de organización o gobierno de las transacciones (traducción del inglés governance). Las formas de organización que se adopten, y en particular la propiedad de los activos involucrados, va a determinar en gran parte los costos de transacción y serán esenciales para el éxito o para la eficiencia de la transacción.

• Instituciones. Se trata de las reglas de juego formales e informales que restringen la conducta, en principio oportunista, de quienes participan de las transacciones.

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5.1 Los costos de transacción 2

Es frecuente que en los análisis microeconómicos se analicen las decisiones de individuos y empresas en hipótesis implícitas muy fuertes:

• Todas las partes de una transacción tienen información perfecta sobre las consecuencias de dicha transacción para cada una de ellas. Si no se conocen con certeza los resultados de una transacción porque son aleatorios, al menos se conoce su distribución de probabilidad.

• Cada parte de una transacción tiene información perfecta acerca del comportamiento en cada momento de todos los restantes participantes del acuerdo, es decir de la forma en que están cumpliendo con lo pactado. No existe el oportunismo o sus consecuencias pueden ser evitadas por completo.

• Cualquiera de las partes de una transacción que ha sido formalizada en un contrato, tiene forma de hacer cumplir a los demás participantes con el acuerdo firmado, sin ningún costo para sí misma.

• No existen costos explícitos de coordinación en el funcionamiento de los mercados y las organizaciones.

• Es posible llegar a acuerdos inmediatos entre las partes, sin costos de negociación.

El concepto de costos de transacción, fue creado por Ronald Coase en los años 30 del siglo XX y desarrollado más recientemente por Oliver Williamson y es un intento cualitativo de introducir realismo en el análisis de las organizaciones y mercados.

Las actividades de las empresas y organizaciones cuando se vinculan entre sí y las actividades de los individuos en el interior de las firmas y organizaciones se pueden imaginar como un conjunto de transacciones entre ellos. Los costos de transacción se originan por:

• Costos para lograr la coordinación de las actividades productivas y costos debidos a la imperfección de la coordinación lograda.

• Costos para conseguir la motivación e incentivos de las partes en las actividades productivas y costos por imperfección de la motivación e incentivos.

• Costos de negociación entre las partes.

• Costos para obtener información y costos derivados de la imperfección de la información de las partes.

El problema central de la economía de las instituciones, es analizar la forma que deben tomar los acuerdos entre individuos y organizaciones (y entre países en el tema que nos

2 Los contenidos de esta sección proceden principalmente de P.Milgrom y J.Roberts, “Economics, Organization and Management, Prentice Hall, New Jersey, 1992, Parte I.

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ocupa) de modo que si cada uno de ellos persigue su propio interés, se logre servir de la manera más beneficiosa un propósito predefinido.

5.1.1 Costos de coordinación

Son los que se originan en la planificación y organización de la producción de modo que más de un individuo o empresa actúen de manera ordenada, coordinada, para cumplir un propósito. Estos costos tienen lugar en el mercado, cuando la transacción se produce entre empresas u organizaciones distintas o en el interior de una empresa u organización. Por ejemplo, en el ámbito de las transacciones internacionales de energía, constituirán actividades de coordinación, que generarán costos de transacción, las que efectúan los despachos de ambos países para realizar de manera conjunta una programación óptima de los intercambios.

Además de los costos de las actividades de coordinación, existirán costos de transacción debidos a la imperfección de la coordinación, por ejemplo, suboptimización en los intercambios en el comercio internacional de energía debido a problemas de coordinación de los despachos.

5.1.2 Costos de negociación

No siempre es posible llegar a un acuerdo eficiente entre las partes interesadas en una transacción y aún si se llega al mismo, puede ser después de un proceso largo y costoso.

Por ejemplo la realización de un proyecto complejo y con fuertes inversiones en el que participan varios socios (estados o empresas), como suele ocurrir en el desarrollo de interconexiones y contratos internacionales de suministro de energía, puede dar lugar a negociaciones de varios años.

La negociación tiene costos de transacción directos, como los de obtener información y asesoría para regatear, y costos indirectos al postergar o impedir la obtención de beneficios para las partes.

5.1.3 Costos de información

Se trata de costos derivados de la imperfección y asimetría de la información de las partes que negocian:

• Costos para obtener información cuando al menos una de las partes no está informada.

• Costos por la no realización de transacciones que serían mutuamente ventajosas pero que no se realizan porque al menos una de las partes no tiene suficiente información. Por ejemplo, cuando la información sobre la calidad del bien a comprar no es conocida por el comprador, este puede no comprarlo aún cuando esa compra permitiese una mejora en sentido de Pareto para las partes involucradas. Otras situaciones en las que la asimetría de la información conduce a ineficiencia son las de selección adversa y moral hazard.

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Una buena parte de los costos de transacción originados en el motivo información resultan del desconocimiento de una de las partes respecto a la calidad de los bienes a comerciar.

5.1.4 Costos por la imperfección de la motivación o compromiso de las partes

Las partes en una transacción se obligan a prestar cierto servicio o a suministrar un bien de cierta calidad. Se establece una promesa, la mayor parte de las veces bajo la forma de un contrato, pero luego es posible que una de las partes no desee cumplir con el trato, actuando de manera oportunista, sin que haya forma directa, inmediata y sin costo de que la otra parte la obligue al cumplimiento.

La imperfección de los compromisos da lugar a costos para una de las partes cuando los compromisos se rompen, pero también se generan costos de transacción cuando las partes tratan de tomar precauciones ante la posibilidad de incumplimiento.

En términos generales, los dos mecanismos para limitar el oportunismo proceden o bien del sistema legal bajo el que las partes firman los acuerdos, o bien de la reputación, es decir de instituciones formales o informales.

En el caso del comercio internacional de energía, puede o no existir un marco jurídico supranacional que contribuya a poner en vigor un contrato ante una actitud oportunista de una de las partes. En el caso de la Unión Europea dicho marco existe y está dado por el conjunto de instituciones comunitarias. En el caso de nuestra región ese marco no existe de manera formal.

Los contratos entre empresas privadas pueden contener cláusulas de arbitraje en las que las partes se comprometen a someter sus controversias ante tribunales internacionales, como el CIADI, institución asociada al Banco Mundial. Sin embargo, en las controversias entre los estados de la región con motivo del comercio internacional de energía, no existe ninguna instancia supranacional. Por esta razón podría ser esencial el papel de la reputación.

Una hipótesis de trabajo es que la reputación resulta importante en el ámbito del comercio spot de energía eléctrica en nuestra región, porque como resultado de la aleatoriedad de la generación hidráulica cualquier país de la región puede encontrarse eventualmente en la necesidad de comprar energía cuando se encuentra al borde de la situación de racionamiento eléctrico. Es valioso para las autoridades energéticas de un país generar una reputación de actuar en forma cooperativa cuando un vecino se encuentra en una situación crítica. Esta reputación se volverá valiosa cuando el país se encuentre él mismo en una situación grave y requiera la cooperación de otro.

5.1.5 Características de las transacciones que son relevantes para determinar los costos de transacción asociados

Magnitud y especificidad de los activos asociados a la transacción

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Los activos son totalmente específicos a la transacción si son inútiles en cualquier uso alternativo. Cuanto mayor el monto y especificidad de los activos involucrados en una transacción, mayor es el costo de elaborar los contratos necesarios y mayor puede ser el costo de una acción oportunista de una de las partes.

El ejemplo clásico, estudiado por Joskow3 es el de una mina de carbón y la planta eléctrica que emplea el carbón de la mina. El costo de transporte por tierra del carbón es grande. Los activos son coespecíficos, la mina sin central pierde buena parte de su rentabilidad y recíprocamente. Esto tiende a que los propietarios de ambas empresas sean concientes de la dependencia recíproca y entren en contratos de largo plazo, muy elaborados y completos o bien se produzca la integración vertical, esto es que las dos empresas sean del mismo dueño.

Duración de los efectos de la transacción

Cuanto mayor la duración de los efectos de una transacción, mayores los costos de transacción. Las partes tenderán a la elaboración de contratos complejos y costosos, de largo tiempo de vigencia o aún en un caso extremo a la integración de la propiedad de las empresas que negocian.

Las transacciones que se hacen por una única vez y tienen efectos perdurables y significativos, dan lugar por lo general a contratos formales y de tipo estandarizado.

Por ejemplo, desde el punto de vista de un país comprador de energía en un contrato firme de largo plazo, la decisión de postergar la construcción de capacidad de generación a raíz de ese contrato, tiene un efecto perdurable y determinante, ya que de volverse necesaria esa capacidad por una falla del contrato de importación, el plazo de maduración y construcción del proyecto de una nueva central puede ser muy largo.

Incertidumbre respecto al resultado y complejidad de la transacción

Cuanto más compleja la transacción e incierto el resultado, más complejos serán los contratos que deben realizarse previendo las contingencias y mayor el compromiso mutuo requerido, pudiendo incluso ser necesaria la integración vertical de las partes. La transacción por la que un contratista se obliga a construir una central eléctrica o una línea de interconexión es un caso típico. Existe una gran complejidad del bien a construir e incertidumbre en cuando a factores externos (tasa de interés, regulación ambiental, mercados de materias primas, paros de empresas subcontratistas).

Conexión con otras transacciones

Cuando una transacción está vinculada a muchas otras, por ejemplo porque su resultado depende de los resultados de todas las restantes o por el contrario determina los resultados de las restantes, entonces los costos de transacción tienden a ser mayores. En esos casos las organizaciones tienden a reforzar la coordinación central e incluso a incorporar algunas de las transacciones vinculadas dentro de la organización, en lugar de realizarlas en el mercado.

3 Paul Joskow “Vertical Integration and Long-Term Contracts: The Case of Coal-Burning Electric Generation Plants” Journal of Law and Organization (spring 1985), Recopilado en Industrial Organization, de Oliver Williamson.

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Cuando una empresa quiere disponer de un activo muy complejo, como una central de generación o un proyecto de interconexión, se tiende a establecer un contrato único con un contratista, que a su vez coordina en forma centralizada las actividades de numerosos subcontratistas en forma rigurosa. Una demora, error o negligencia de uno de los subcontratistas, puede malograr el trabajo de muchos otros. Más aún, cuando se trata de desarrollar un proyecto de interconexión para un contrato de suministro, todas las etapas del mismo suelen estar relacionadas por una red de contratos vinculados entre sí: la construcción de la capacidad de generación para exportar, la construcción de la red de interconexión, y el contrato de suministro internacional.

5.1.6 El principio de minimización de los costos de transacción

Williamson plantea que existen tres estructuras de gobierno básicas de las transacciones: las que se realizan a través del mercado, las que se realizan dentro de las jerarquías (al interior de las firmas y organizaciones), y las estructuras híbridas.

En una visión extremadamente simplificada se suele presentar las características de esas estructuras mediante el siguiente cuadro4:

Mercado Híbridos JerarquíasInstrumentos:• Intensidad de incentivos• Control administrativo

FuerteDébil

MediaMedia

DébilFuerte

Atributos de funcionamiento:• Adaptación autónoma• Adaptación cooperativa,

conciente

FuerteDébil

MediaMedia

DébilFuerte

Régimen contractual Ley Contratos relacionales

Abstención

La estructura de la transacción a través del mercado se caracteriza porque:• el efecto de la realización de un mayor esfuerzo se refleja directamente en la utilidad

de la parte en la transacción que lo ejerce (incentivos económicos fuertes)• las partes tienen el máximo incentivo y facilidad para adaptar sus asignaciones de

recursos como respuesta autónoma de cada una de ellas a los cambios en las condiciones del ambiente económico; en cambio la adaptación cooperativa de las partes puede o no ocurrir.

• las relaciones entre las partes están regidas enteramente por disposiciones legales

La estructura de la transacción a través de las jerarquías se caracteriza porque:• dentro de las jerarquías de la empresa u organización, el impacto de un mayor

esfuerzo se refleja en general débilmente en la utilidad de la parte que ejerce el esfuerzo (incentivos económicos débiles)

• las partes son capaces de realizar con eficacia las adaptaciones cooperativas, coordinadas, ya que dentro de las jerarquías estas son impuestas.

4 Tomado de Oliver Williamson “The Mechanisms of Governance” , Oxford University Press, 1996, Capítulo 4.

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• el papel que las partes en la transacción dan a las normas legales es más bien de abstención, es decir que las partes recurren a esas normas sólo en casos excepcionales.

Las estructuras híbridas se caracterizan por valores intermedios de la intensidad de los incentivos y de la capacidad de las partes para realizar tanto adaptaciones autónomas como cooperativas. La estructura contractual asociada son los contratos relacionales. En los contratos relacionales las partes evitan establecer las conductas (es decir las formas de adaptación) de las partes, ante cada una de las contingencias posibles, y establecen en cambio objetivos generales del contrato, así como criterios para decidir de común acuerdo las conductas a seguir ante circunstancias imprevistas y mecanismos de resolución de disputas. Como se ve, si bien las partes no tienen un control común como en el caso de las jerarquías, se disponen a cooperar como forma de adaptación.

Según la magnitud y el grado de especificidad de los activos, la duración de sus efectos, las incertidumbres y la probabilidad de perturbaciones que afecten su ejecución, las transacciones tenderán a realizarse bajo la estructura que minimice los costos de transacción: mercados, jerarquías o formas híbridas. Esta es la idea del principio de minimización de los costos de transacción.

5.2 Las instituciones involucradas

Algunos economistas, en particular Douglass North, han dado un papel central en el análisis del crecimiento económico de largo plazo a las instituciones. “Las instituciones son las reglas del juego en una sociedad, o expresado más formalmente son las restricciones diseñadas por la sociedad que dan forma a la interacción entre las personas. Están compuestas por reglas formales (leyes, derecho tradicional, regulaciones), restricciones informales (convenciones, normas de conducta, códigos de conducta autoimpuestos, y las formas de coerción que las hacen cumplir.”5

Para la determinación de los costos de transacción, el marco institucional es en principio un dato.

Una descripción de las variables institucionales relevante para determinar los costos de transacción asociados a una forma de transacción concreta debería comprender entonces:• El papel del estado (o de los estados en el caso del comercio internacional)• La situación de los derechos de propiedad y los mecanismos para asegurar esos

derechos en el país (o los países en el caso del comercio internacional)• Las ideologías de los actores relevantes, incluso las autoridades competentes en el

país (los países en el caso del comercio internacional)• La capacidad de los grupos de presión relevantes, de incidir sobre las autoridades

del estado a favor o en contra de la realización de esa transacción.• Las restricciones que cada parte o grupo de presión involucrado se autoimpone en su

conducta respecto a esa transacción, como resultado de las normas y del papel de la reputación.

5 Douglass North “INSTITUTIONS MATTER” (revision 3/28/94) http://129.3.20.41/eps/eh/papers/9411/9411004.pdf

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5.3 Consecuencias para el análisis del comercio internacional de energía de Uruguay

Adaptando el principio de minimización de los costos de transacción, la pregunta que es relevante plantearse respecto al comercio internacional es: ¿cuáles serán las estructuras de gobierno de las transacciones, la forma y duración de los contratos si es que tienen lugar, y la distribución de la propiedad de los activos que reducirán los costos de transacción, dadas las instituciones vigentes en la región?

Si bien en etapas subsiguientes de este proyecto se analizará con mayor detalle este tema, es posible adelantar algunas consideraciones:

• En la medida en que una transacción requiera el desarrollo de activos específicos, como redes de interconexión, o centrales de generación, cuya producción no pueda de inmediato volcarse en el mercado interno del país importador, deberán existir contratos de largo plazo entre las partes, o bien será conveniente la integración vertical. Este último aspecto sugiere que una tendencia de los grupos multinacionales será a integrar dentro de la organización las distintas etapas del comercio internacional a través de contratos.

• En la medida en que existan mayores riesgos de oportunismo por parte de los gobiernos de los países que se vinculan por el comercio, mayores serán los costos de transacción si se trata de desarrollar activos específicos: más complejas las negociaciones, mayores los costos de garantías a constituir para el cumplimiento de los contratos, y en el límite, menos creíble el mantenimiento de los contratos de largo plazo. En este caso, las únicas formas de comercio internacional viables serán el comercio spot de excedentes, y los contratos de corto plazo empleando capacidad excedentaria transitoria del país vendedor. Por ejemplo, la situación de quiebra de los contratos de exportación de energía desde Argentina a partir de 2004, crea unas expectativas negativas respecto al oportunismo que pueden afectar a toda la región.

• Cuando el comercio internacional tiene lugar a partir de contratos con centrales de generación concretas, y la disponibilidad de las mismas es relevante, ya que el resto del sistema eléctrico del país exportador no puede respaldar adecuadamente la exportación, aparecen costos de transacción debidos a la imperfección de la información ya que el comprador desconoce la situación real y la confiabilidad que tienen las centrales.

• La información sobre la situación real en un momento dado del sistema de generación de alguno de los países vecinos no es absolutamente transparente. Conocerla y reducir los costos de transacción generados por esta situación es una línea de acción de interés en la cooperación entre los países, sobre todo cuando la complejidad del sistema de los países vecinos es mucho mayor que la de nuestro país.

• La situación de regateo bilateral entre dos países interconectados respecto a los beneficios del comercio puede conducir a un estancamiento, tras el cual no existe comercio. Podría citarse el caso de la interconexión Ecuador-Perú, que no ha sido empleada tras dos años de construida.

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• Para analizar las perspectivas del comercio de nuestro país sería necesario hacer conjeturas sobre las ideologías y valores de las autoridades públicas de los países que comercian con Uruguay y sobre las estrategias y papel a cumplir por los grupos de presión más notorios respecto al comercio internacional de energía (por ejemplo generadores y en particular empresas generadoras con presencia transnacional relevante en la región, proveedores actuales y potenciales de factores productivos, en especial el gas natural)

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6 ANALISIS Y MODELOS TEÓRICOS DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD ENCONTRADOS EN LA LITERATURA

En este punto, se presenta una reseña bibliográfica sobre algunos trabajos de la literatura específica acerca del comercio internacional de energía eléctrica. Esta revisión no puede ser exhaustiva dada la extensión de la literatura sobre la materia. El objetivo principal es determinar cuáles son los problemas tratados y en qué medida los mismos son relevantes para el comercio de electricidad de nuestra región y de nuestro país, más bien que describir los resultados de los modelos.

Por lo anterior, se presenta la reseña que sigue clasificando los trabajos de acuerdo a los problemas tratados en ellos.

6.1 Problemas generales e institucionales en la integración de mercados

Para analizar este tema es necesario tomar en cuenta los trabajos que consideran en forma global los procesos reales de integración de mercados eléctricos, con el fin de identificar los problemas a resolver y barreras a la integración, en particular los problemas institucionales.

Esta literatura es específica para cada caso concreto, y por lo tanto su amplitud es muy grande ya que los procesos de interconexión y comercio internacional en el mundo son muy numerosos. Se limitará el análisis a sólo dos ámbitos geográficos. Por una parte se consideran algunos trabajos sobre el caso de la Unión Europea6, y más en general los

6 European Regulators Group for Electricity and Gas – ERGEG (2006) “The Creation of Regional Electricity Markets” An ERGEG Discussion Paper The Creation of Regional Electricity Markets. An ERGEG Discussion Paper for Public Consultation 8 June 2005.http://www.ergeg.org/portal/page/portal/ERGEG_HOME/ERGEG_DOCS/ERGEG_DOCUMENTS_NEW/ELECTRICITY_FOCUS_GROUP/ERGEG_CREATION_OF_REM_%20DISCUSSIONPAPER_PUBLICCONSULT.PDF

Jean-Michel Glachant y François Lévêque (2005), “Electricity Internal Market in the European Union: What to do next?” Paper presented at the Conference “Implementing the Internal Market of Electricity: Proposals and Time-Tables” on Friday, 9 September 2005 in Brussels http://www.cerna.ensmp.fr/Documents/FL-JMG-SESSA-Report.pdf

Yannick Perez (2003) “La faisabilité des réformes électriques européennes, un cadre d’analyse néoinstitutionnel” ATER Université de Cergy-Pontoise. Groupe Réseaux Jean Monnet.http://grjm.net/documents/Yannick-Perez/wp_yp-2003vf.pdf

Leonardo Meeus, Ronnie Belmans y Jean-Michel Glachant (2006).“Regional electricity market integration France-Belgium-Netherlands.”ESAT- Katholieke Universiteit Leuvenhttp://www.esat.kuleuven.be/electa/publications/fulltexts/pub_1625.pdf

Jacqueline Boucher e Yves Smeers (2001). “Towards a common European Electricity Market – Paths in the right direction … still far from an effective design”.http://www.ksg.harvard.edu/hepg/Standard_Mkt_dsgn/Smeers_Interconnections1_4jni_3.do1.pdf

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contenidos del documento de este mismo proyecto sobre la experiencia del comercio de electricidad en la UE. La elección de la UE obedece a que este proceso de integración de mercados es el más ambicioso por su extensión territorial y la amplitud de sus objetivos. Por otro lado se toma en cuenta la experiencia concreta del comercio internacional de América del Sur, tal cual se analiza también en otro documento de este proyecto.

En lo que sigue se enumeran los problemas más relevantes tratados en esos trabajos. La importancia relativa de cada uno de ellos depende del contexto institucional. En Europa, los problemas vinculados al fomento de un mercado competitivo supranacional son los más relevantes. En nuestra región, serán de mayor importancia los problemas vinculados al reparto de beneficios entre países y a la garantía de suministro en las transacciones internacionales.

Apertura del mercado y limitación del poder de mercado de los generadores dominantes en cada país

Si se busca que los sujetos del comercio internacional sean las empresas y los consumidores individuales, en un mercado competitivo, los consumidores deben tener derecho a acceder libremente a distintos proveedores. En esta óptica el comercio internacional se intensifica en la medida en que se aumenta el grado de apertura del mercado. Esta es la visión en el proceso de integración de la UE.

El comercio internacional es visto también como un medio para limitar el poder de mercado de los generadores dominantes en cada mercado nacional, tanto en las transacciones spot como en los contratos de largo plazo.

En realidad, según cuál sea el marco regulatorio, una empresa integrada verticalmente puede o no tener incentivos para aprovechar todas las oportunidades de comercio que se presenten.

Por otro lado, más allá de la literatura teórica sobre el tema, se observa que los gobiernos de algunos países, aún en el marco de un proceso de integración como el de la Unión Europea, actúan para mantener e incrementar la capacidad de acción estratégica de las empresas dominantes en sus países, y para limitar el control por parte de estados o empresas extranjeras sobre esas empresas. Obsérvese por ejemplo las posiciones de los gobiernos de Francia y Alemania respecto a EDF y Eon, y de España respecto a Endesa.

Garantía de suministro en los contratos

La realización de comercio internacional de electricidad entre países requiere definir un régimen de garantía de suministro para las transacciones de largo plazo, ante situaciones de racionamiento. El régimen puede conceder iguales derechos a los consumidores de cualquier país, respecto a los recursos del país vendedor, o por el contrario reconocer que los consumidores del país vendedor tienen prioridad para el empleo de los mismos. Yves Smeers (2001) “What can the US lean from the European experience in the construction of a real integrated electricity market?” Harvard Electricity Policy Group, Washington D.C, September 2001.http://www.ksg.harvard.edu/hepg/Standard_Mkt_dsgn/smeers%20presentation%20paper%209-21-01HEPG.pdf

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En particular en América del Sur este problema toma una importancia central, ya que por una parte se han firmado un buen número de contratos de largo plazo internacionales, y por otro los sistemas eléctricos suelen enfrentar dificultades que comprometen su capacidad de mantener excedentes para la exportación.

Participantes en el comercio y derechos de uso de las interconexiones: resolución de congestiones.

Para la realización del comercio internacional es necesario determinar quienes tienen derecho a realizar transacciones a través de un vínculo internacional de capacidad limitada. Parte de esa capacidad suele estar reservada por contratos de largo plazo que tienen derecho a un empleo prioritario, en tanto que el remanente debe ser objeto de una asignación en el corto plazo, lo que suele denominarse resolución de congestiones. Para un generador o comercializador, el grado de firmeza en la posición de los derechos de uso de la interconexión es esencial para la ejecución de contratos de largo plazo y aún para la participación en los mercados spot de países vecinos sin incurrir en riesgos.

La asignación de capacidad de interconexión resulta de decisiones simultáneas de las autoridades de los sistemas interconectados, por lo que existe un problema de coordinación en las transacciones entre dos países, que se vuelve mucho más complejo cuando el mercado incluye muchos sistemas o países y los flujos físicos no respetan caminos determinados contractualmente.

Cargos de acceso a la red y peajes por las transacciones internacionales de energía

El comercio internacional requiere la definición de cargos de acceso a las redes para compradores y vendedores. Debe resolverse si estos cargos resultan de la existencia de un único sistema para los agentes de todos los mercados interconectados, o bien si se generan por la superposición de cargos en cada uno de los países afectados por una transacción. En este último caso, puede aparecer el problema del pancaking cuando una transacción implica el pago de cargos sucesivos en varios sistemas eléctricos, lo que tiende a desalentar las transacciones internacionales.

Por otro lado, cuando en un país se define el porcentaje de las redes de transporte que pagan los generadores, se está incidiendo en su competitividad frente los generadores de los restantes países, lo que establece otro vínculo entre cargos de transmisión y comercio internacional de energía.

Coordinación de la operación

La interconexión y la existencia de flujos de energía significativos entre los países requiere la existencia de protocolos de colaboración entre los operadores para definir puntos esenciales para la seguridad de operación de los sistemas en el cortísimo plazo, entre otros: compartir recursos para el control de frecuencia y seguimiento de la demanda, compartir reservas en situaciones de emergencia, procedimientos de corte de carga en emergencias, resolver apartamientos respecto al comercio pactado en los predespachos, etc.

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Compatibilidad de los procedimientos de los mercados y sus tiempos de cierre en el comercio spot

En cada mercado los procedimientos de casación de oferta y demanda para la fijación de precios (o de despacho centralizado si este existe) están pautados a lo largo del día. Un oferente en un mercado spot con energía procedente de otro país puede experimentar desventajas sistemáticas originadas en las diferencias entre los momentos de cierre de los dos mercados, vendedor y comprador, lo que le puede generar riesgos y costos por incumplimiento de su oferta.

Esos riesgos son mayores en los sistemas en los que las transacciones de energía y determinación de precios se manejan separadamente de la operación, (al no estar unificados en un pool el despacho y la fijación de precios de manera centralizada), lo que requiere un procedimiento iterativo de convergencia y balance, y más aún si los costos de desbalance entre transacciones pactadas y ejecución física son cobrados directamente a los responsables de esos desbalances. Estas dificultades deben atenderse en la regulación si se desea favorecer el comercio spot internacional.

Ampliación de las redes de interconexión

La ampliación de las redes de transporte dentro de cada país resulta en general de un contrato entre autoridades concedentes y empresas transportistas, en el que los ingresos tarifarios cubren los costos de inversión. En el caso de las redes de interconexión, en general no existe nada comparable. Los países involucrados deben por lo tanto determinar fondos específicos de origen tarifario, para permitir la expansión de la interconexión. De lo contrario, la misma sólo ocurre si existen contratos de largo plazo entre partes en países involucrados, que recojan la totalidad o la mayor parte de los beneficios del comercio, y de este modo sean capaces de cargar con los costos de la interconexión.

Información de los agentes involucrados en el comercio

Si el propósito del comercio es crear un mercado integrado a partir de varios mercados separados es necesario que las empresas participantes en cada uno de los mercados tengan información suficiente respecto a los otros.

Si los participantes en el comercio son los administradores de los mercados vale la misma afirmación para ellos, de modo que cada parte pueda verificar el cumplimiento de las condiciones pactadas para el comercio.

Por otro lado, los operadores del sistema deben tener información sobre el estado de los sistemas interconectados, para asegurar la confiabilidad de la operación.

Acceso a insumos para la generación

Las disposiciones nacionales respecto al empleo de insumos para la generación, principalmente gas natural y a su exportación, pueden producir ventajas sistemáticas para los generadores de un país respecto a los de otro. Algo semejante puede ocurrir y respecto al acceso a recursos del propio sistema eléctrico, como el mercado spot de

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energía. Es esperable que las autoridades de un país busquen eliminar las desventajas de este origen antes de permitir la apertura del mercado a los generadores de otro país,

Distorsiones externas

Las disposiciones nacionales respecto a impuestos, tipos de cambio y transacciones de moneda extranjera, requisitos ambientales, entre otras, pueden generar ventajas sistemáticas para los generadores de un país sobre los demás interconectados y vinculados por el comercio.

Por otro lado, el comercio se ve favorecido por la desgravación impositiva y arancelaria de las operaciones de comercio internacional y dificultado en caso contrario.

Existencia de un marco normativo supranacional

La solución de los problemas institucionales que se presentan en el comercio puede darse por dos vías: la existencia de una regulación supranacional, que predomine sobre las normas nacionales, o la búsqueda de una compatibilidad mínima suficiente entre las normas de los países.

Idealmente, la primera solución sería preferible, pero las dificultades para su obtención pueden ser tan grandes, que sólo la segunda sea factible. Una hipótesis de trabajo de este proyecto es que esta última situación es la que existe en nuestra región.

6.2 Modelos microeconómicos acerca del efecto del comercio sobre el poder de mercado y el bienestar total

En muchos trabajos se analiza de manera formal, mediante modelos económicos, los resultados del comercio entre mercados de generación competitivos. La creciente apertura a la competencia del negocio de generación, hace que esta preocupación sea predominante en algunos procesos de integración como el de la Unión Europea.

En general la idea es analizar cómo la existencia de la interconexión y el comercio reduce el poder de mercado de los generadores dominantes en cada mercado. En algunos de estos trabajos la referencia al comercio internacional es explícita, en tanto que otros trabajos están pensados en el contexto de un solo país en el que existen diferentes mercados regionales entre los que existe una interconexión. Estos últimos son igualmente aplicables al comercio internacional ya que formalmente el problema es el mismo.

Algunos de estos modelos son de carácter analítico y general, pero para lograr esta generalidad se representan los costos y el parque de generación de manera muy simplificada. En otros la resolución es de carácter numérico, para permitir un modelado más exacto de la oferta y demanda.

Una de las referencias citadas frecuentemente en esta literatura es el trabajo de Borenstein, Bushnell y Stoft (1999)7. El trabajo estudia el efecto de la existencia de una 7 S.Borenstein, J.Bushnell y S.Stoft (1999) “The competitive effects of transmission capacity in a deregulated electricity industry” National Bureau of Economic Research, Working Paper 6293. http://www.nber.org/papers/w6293

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línea de transmisión entre dos mercados desregulados de generación, en los que operan generadores inicialmente monopolistas, con curvas de costo marginal genéricas, no decrecientes, frente a demandas elásticas en ambos mercados. El modelo considera una única situación estática, por ejemplo representando la competencia en una hora dada del mercado, sin considerar los efectos de la repetición del juego. La variable estratégica es la cantidad y el precio es el que resulta de las cantidades ofertadas por las dos empresas en los dos mercados. El transporte entre los dos mercados es cobrado por el transportista por la diferencia de precios nodales. Se supone que el resultado de la competencia es el de Nash-Cournot, en un solo período, y se discute la existencia y características de ese tipo de equilibrio en los distintos casos de acuerdo a la magnitud de la capacidad de interconexión respecto a las demandas.

Aún cuando los flujos netos por la interconexión sean escasos, el impacto en la reducción de precios reside en la capacidad de interconexión, ya que el pequeño o nulo flujo neto en la interconexión resulta de ofertas de cada generador en el otro mercado. Se observa que si la capacidad de interconexión es pequeña, puede existir un incentivo en el generador del mercado importador a reducir su producción para saturar el vínculo. Los autores aplican los resultados de este modelo analítico a la representación de la crisis de precios de California de 2001, mediante un modelo numérico, explicando el comportamiento estratégico del generador del área importadora.

Arellano y Serra (2005)8 analizan una situación semejante a la anterior, pero en la que los precios de generación están regulados e igualan a los costos marginales. Se suponen dos países simétricos, cada uno con un generador inicialmente monopolista que puede emplear dos tecnologías, de base y de punta (la primera de menor costo variable y mayor costo fijo). La demanda se representa por una curva de duración de carga continua. La remuneración regulada de la generación es igual al costo marginal de energía en cada momento, más el costo de capacidad de la unidad de punta pagado a toda la potencia en servicio. Este tipo de remuneración es frecuente en el mercado spot de los países de nuestra región.

En una situación de monopolio, cada empresa en cada país tiene un incentivo para apartarse de la composición óptima base-punta, ofertando menos potencia de base que la socialmente óptima y elevando los precios regulados de energía en una parte del tiempo. Esta conducta puede interpretarse como menor construcción de plantas de base en el largo plazo, o restricción de la oferta declarando indisponibles algunas centrales de base en el corto plazo. Se supone que la existencia de una interconexión genera una competencia a la Cournot, en la que las variables estratégicas son las cantidades de ambas tecnologías que emplea cada generador en cada uno de los dos mercados. Se hace la hipótesis de que no hay costo variable por emplear la interconexión. Se prueba que el resultado de la existencia de comercio internacional, simétrico para ambos países, es que las dos empresas ofertan en ambos mercados, con lo que, si bien la interconexión no tiene flujos netos, los costos marginales en ambos mercados bajan y el bienestar aumenta. El resultado en ambos mercados se hace más semejante al caso competitivo cuanto mayor es la capacidad de interconexión. A pesar de que la interconexión no se

8 M. Soledad Arellano y Pablo Serra. The Competitive Role of the Transmission System in Price-regulated Power Industries. Centro de Economía Aplicada, Universidad de Chile. Documentos de Trabajo número 214, año 2005. http://ideas.repec.org/p/edj/ceauch/214.html

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emplea, la lógica del modelo de Cournot requiere que la interconexión tenga una magnitud mínima para que surta ese efecto.

Parisio y Bosco (2006)9 estudian los resultados de la integración de dos mercados competitivos. Se derivan los resultados de una subasta entre generadores, cada uno con una central de base y una de punta, primero para los dos países en forma aislada y luego en una situación de interconexión de capacidad limitada. Los costos de los generadores son información privada, y se suponen extraídos de la misma población con distribución de probabilidad conocida propia de cada país. En uno de los países las distribuciones de probabilidad de costos de ambos tipos de centrales presentan costos sistemáticamente menores a las respectivas distribuciones en el otro país. Las distribuciones de costos entre ambos países son lo bastante distintas para que a priori se pueda suponer que se exporta la totalidad de la capacidad de la interconexión desde el país barato al caro. Las potencias de punta y de base de cada generador son idénticas.

En el equilibrio de Nash bayesiano de las subastas, los generadores ofertan el costo por su central de base y por encima del costo por su central de punta. El margen que cargan los generadores en su oferta de base es mayor cuanto menor el número de generadores, y cuanto mayor la capacidad de punta y de base de cada uno de ellos. Al tener lugar el comercio se identifican dos efectos: efecto volumen (se despachan unidades más caras y sube el precio en el país exportador y lo contrario en el importador) y efecto estratégico (de signo no siempre idéntico) como resultado de la interacción estratégica. Este último efecto no sería predecible de manera intuitiva.

Domínguez y Pérez Arriaga (2003)10 analizan numéricamente el impacto de un aumento del comercio internacional, en el caso concreto de las importaciones de España desde Francia. El empleo de modelos numéricos les permite representar con mayor detalle las características peculiares del sistema de remuneración a los generadores en España. Para computar los resultados de los equilibrios de mercado se recurre a modelos numéricos. Un ejemplo de estos modelos numéricos es el de Barquín (1999) 11. En él se supone una familia de funciones de oferta de potencia de los generadores, lineales con el precio, en la que al variar los parámetros se reflejan distintos grados de intensidad de la rivalidad en el oligopolio de generadores. Se estima luego el equilibrio de Nash donde los coeficientes de la función de oferta son las variables estratégicas de las empresas.

Willems (2003)12 estudia también el efecto de importaciones, pero en este caso suponiendo un único generador en el país importador. El país que actúa como exportador tiene un mercado competitivo y bajos precios de la energía y es lo bastante grande respecto al país importador para que no se vean afectados los precios por dicha importación. El generador del país importador compite con un gran número de 9 Lucía Parisio y Bruno Bosco. “Electricity prices and cross-border trade: volume and strategy effects.” Munich Personal RePEc Archive (MPRA). Octubre 2006. http://ideas.repec.org/p/pra/mprapa/473.html 10 Juan José Sánchez Domínguez, Ignacio J. Pérez-Arriaga (2003) “Analysis of the influence of the interconnections capacity in the Spanish electricity wholesale market” 8ª Jornadas Hispano-lusas de Ingeniería Eléctrica, Algarve,Vilamoura (Portugal), 3-5 July 2003 http://www.iit.upcomillas.es/docs/03JSD01.pdf11 J.Barquín (1999) “Cálculo del equilibrio de Mercado mediante optimización”, Informe interno del IIT Comillas, mayo 1999http://www.iit.upcomillas.es/docs/99JBG02.pdf 12 Bert Willems (2003) “Will an incumbent generator buy import transmission capacity”. Research Symposium European Electricity Markets. La Haya, septiembre 2003http://www.ecn.nl/fileadmin/ecn/units/bs/Symp_Electricity-markets/c2_1-paper.pdf

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comercializadores que son tomadores de precios, por comprar la energía barata del otro país y venderla en el mercado local. La capacidad de interconexión es limitada y una vez que es adquirida no existe otro costo por importar. Se consideran dos períodos de tiempo. En el primero se subasta el derecho a usar la capacidad de interconexión siendo los comercializadores y el generador los oferentes. En el segundo período tienen lugar las transacciones de energía en el mercado, y el generador define la cantidad de generación propia (más cara que la importada) que oferta. Se supone una demanda decreciente con el precio.

Dada la diferencia de costos de la energía, cuando el generador es el propietario de la capacidad de interconexión, tiene el incentivo para importar. Se prueba que si los derechos de importación son vendidos en un único paquete, el generador tendrá incentivos a comprarlos, ya que el valor de los derechos para él es mayor que para los comercializadores, dado su poder de mercado. No obstante el bienestar sería mayor si el generador no pudiese participar en la subasta y los derechos fuesen de los comercializadores. En cambio, si los derechos son vendidos de manera que los comercializadores pueden comprar si desean sólo una parte de los mismos, el generador no tiene incentivos a comprarlos, resultado bastante sorprendente.

En todos los trabajos reseñados anteriormente, el punto central que se considera es el poder de mercado de un generador o generadores y cómo éste se ve mitigado por la importación. El reparto de los beneficios del comercio entre los países no es considerado de manera explícita. Este último aspecto es en cambio central en el trabajo de Moitre y Rudnick (2000)13. Empleando modelos numéricos, determinan las utilidades para Argentina y Chile en la situación de operación separada de ambos sistemas, y la utilidad conjunta en el caso de operación óptima conjunta.

Para el reparto de los beneficios generados consideran el modelo de regateo bilateral de Nash generalizado, que determina el resultado de una negociación entre dos partes por el reparto de una suma fija, bajo ciertos axiomas de racionalidad de las partes. El modelo incluye parámetros que reflejan el poder de negociación de las partes. En esta aplicación el poder de negociación de cada parte es proporcional a su potencia instalada (mayor tamaño del sistema implica mayor poder) e inversamente proporcional a la falla esperada (mayor costo de falla esperado implica mayor aversión al riesgo en la negociación y menor poder de negociación).

6.3 Problemas de asignación de capacidad de interconexión entre regiones y mercados

En este conjunto de trabajos, el tema central es la comparación de distintos métodos de asignación de los derechos al empleo de la capacidad de interconexión entre dos mercados competitivos, cuando existe congestión en dicha capacidad, es decir cuando la demanda por su empleo es mayor que la capacidad existente. Nuevamente, en una parte de los trabajos se piensa en mercados interconectados dentro de un mismo país, pero los resultados formales son aplicables al comercio internacional.

13 D.Moitre, H.Rudnick (2000), “Integration of wholesale competitive electric energy markets: an application of the Nash bargaining generalised solution” Electric Power & Energy Systems -22 (2000)http://www2.ing.puc.cl/~power/paperspdf/moitre2000.pdf

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La elección entre métodos de resolución de las congestiones es un problema práctico de primera importancia, tanto en la reglamentación de la integración de mercados eléctricos de distintos países (como los de la Unión Europea), como de mercados diferentes dentro de grandes sistemas eléctricos (como Estados Unidos). Por esto, junto a análisis teóricos generales existen estudios de aplicación a casos y reseñas cualitativas hechas por instituciones regionales involucradas, que presentan recomendaciones de solución al problema de congestión.

6.3.1 Estudios de caso y reseñas de estudios

Estos trabajos permiten comprender intuitivamente la naturaleza de los problemas de congestión y sus soluciones posibles, a la vez que conocer casos concretos. Las principales alternativas en el diseño de soluciones al problema de congestión se describen por ejemplo en García de Soria (2006)14, en Frontier Economics y Consentec (2004)15, en Ehrenmann y Smeers16 y en Olmos y Pérez Arriaga (2004)17. Los mecanismos aplicados se pueden clasificar en mecanismos de mercado y mecanismos que no emplean el mercado.

Los mecanismos que no emplean el mercado reparten administrativamente la capacidad de interconexión entre los usuarios que desean emplearla, para enviar flujos físicos de energía por la interconexión. Los principales métodos usados son el orden de prioridad, en el que la capacidad de interconexión se atribuye en función del orden de llegada de las solicitudes, y el mecanismo de prorateo, en el que se reparte la capacidad entre los demandantes en proporción a sus demandas.

Dentro de los mecanismos de mercado existen dos categorías, las subastas explícitas y las subastas implícitas.

En los mecanismos de subastas explícitas, la entidad o las entidades administradoras del comercio por la interconexión, realizan una subasta para conceder el derecho a enviar flujos físicos de energía a través de la interconexión. La capacidad es otorgada a los ganadores por períodos que van entre días y años. Dentro de ese período, en cada instancia de corto plazo en que tiene lugar un mercado (por ejemplo diariamente), el propietario de los derechos puede emplearlos para transferir energía de un país al otro, sin pagos adicionales.

14 Ximena García de Soria (2006). Mecanismos de Asignación de Capacidad de Interconexión y Resolución de Congestiones en la Unión Europea: una revisión de la literatura. Tesina del Máster en Economía Industrial, Universidad Carlos III de Madrid.15 CONSENTEC (2004). Analysis of Cross-Border Congestion Management Methods for the EU Internal Electricity Market. Study commissioned by the European Commission, Directorate-General Energy and Transport.http://ec.europa.eu/energy/electricity/publications/doc/ec_congestion_management_methods_final_report_june2004.pdf 16 Andreas Ehrenmann e Yves Smeers (2004) “Inefficiencies in European Congestion Management Proposals” Harvard Electricity Policy Group. Research Papers. Lessons from abroad. 17 Ignacio J. Pérez-Arriaga Luis Olmos (2004) “A plausible congestion management scheme for the internal electricity market of the European Union” Instituto de Investigación Tecnológica- Universidad Pontificia Comillas-Working Paper, Ref. Number: IIT-03-037A (version 3.0, March 2004)1- http://www.ksg.harvard.edu/hepg/Papers/Olmos.congest.mgt.EU.03.pdf

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Cuando las interconexiones vinculan un gran número de mercados de forma mallada y normalmente una gran cantidad de interconexiones se encuentran congestionadas, las subastas explícitas, realizadas de manera independiente por cada par de administradores del sistema para las líneas que vinculan los mercados respectivos, conducen a ineficiencias y desorden. Los flujos de energía ocasionados por una transacción física bilateral entre un generador en el mercado i y un consumidor en el mercado j geográficamente contiguo o no, pueden ser relevantes para el estado de congestión de líneas en un tercer mercado k. Esto es obvio si los mercados i y j no son geográficamente contiguos.

Por lo anterior, en el contexto de un área de interconexión eléctrica que incluye muchos mercados, como la Unión Europea, Olmos y Pérez Arriaga (2004) han propuesto mecanismos más perfeccionados, como la subasta coordinada de todos los derechos de uso de capacidades de interconexión, en una única instancia diaria, previa a la realización de los mercados de energía. En la subasta, todos quienes quieren realizar transacciones entre mercados distintos en una hora dada del día siguiente, ofertarían una disponibilidad a pagar por MW de potencia de la transacción. El subastador aceptaría las transacciones cuyo valor total (disponibilidad a pagar por la potencia permitida) resulta máximo, sujeto al conjunto de restricciones de transmisión de todas las líneas de interconexión entre los mercados, susceptibles de congestionarse. Estas restricciones tienen en cuenta los PTDFijk factores de reparto de flujos de potencia, que indican qué porcentaje de una potencia inyectada en el nodo i, balanceada por una extracción en el nodo j, se adiciona al flujo por un elemento k de la red de interconexión susceptible de congestionarse.

Ehrenmann y Smeers (2004) estudian y enfatizan las dificultades prácticas de esa subasta conjunta, teniendo en cuenta que sus resultados serían óptimos sólo si en la subasta de capacidad todos los participantes tienen perfecta previsión del resultado de la posterior subasta de energía, hipótesis alejada de la realidad. Otras dificultades surgirían si se considerase también la existencia de poder de mercado en las subastas de energía.

En los mecanismos de subastas implícitas, la capacidad de interconexión no es asignada de manera explícita sino que su empleo resulta, en cada instancia de corto plazo en que tiene lugar el cierre de los mercados interconectados (típicamente en forma diaria), como producto de la generación y demanda óptimas en dichos mercados. Los operadores de los dos mercados (o el operador único si hay un único mercado en las dos regiones interconectadas), determinan los flujos por la interconexión que explotan al máximo el beneficio del comercio. En cada mercado puede existir un pool obligatorio con ofertas de generadores y de demandas, o bien bolsas en las que generadores y demandantes comercian entre sí, o mecanismos híbridos, pero en cualquier caso, los flujos de energía por la interconexión se determinan compatibilizando los resultados óptimos de los dos mercados de energía de modo que se respeten la restricción de interconexión. Según la forma de las transacciones en cada mercado, puede convenirse en que los generadores que están exportando son los generadores más caros del país exportador, o los generadores con transacciones bilaterales con demandantes de la otra región, o bien pueden no identificarse los exportadores, (y simétricamente con la importación). Otra forma de denominar a las subastas implícitas es decir que los mercados de capacidad de transmisión y de energía están integrados.

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Las subastas implícitas o mercados integrados de transmisión y energía pueden adoptar distintas formas para cerrar oferta y demanda en los dos mercados, a la vez que se respetan las restricciones de capacidad de interconexión. Las más frecuentes son las que se describen a continuación.

En el mecanismo llamado market splitting, los precios de la energía resultantes son distintos en ambos mercados, siendo mayor el precio del mercado importador y menor el del mercado exportador. La denominación market splitting sugiere la más frecuente aplicación de este método, en la que los dos mercados son en realidad dos partes de un único mercado desde el punto de vista comercial, cuyos precios se separan de acuerdo a las restricciones de transmisión. Estos dos precios son tales que en el mercado exportador la oferta excede a la demanda en la magnitud de la capacidad de interconexión y en el mercado importador la demanda excede a la oferta por la misma cantidad (a menos de pérdidas en las redes). Entre los dos nodos de cada línea de interconexión aparece una diferencia de precios o renta de congestión. Si se identifica a los participantes en la exportación, estos pueden ser obligados a pagar esa diferencia de precios de nodos, como precio por el uso de la interconexión. En realidad si en ambos mercados existen precios spot nodales, no habría un único precio en cada mercado sino uno por nodo.

La simplificación del market splitting es más aproximada cuando dentro de cada área con un único precio no existen restricciones de transmisión y cuando cualquier transacción física incremental entre dos puntos de uno de los mercados no ocasiona flujos significativos en el otro mercado, capaces de crear en este último congestiones en la transmisión.

De manera simétrica, se definen los métodos de market coupling, en los que dos mercados en los que existen operadores comerciales diferentes, comercian entre sí hasta que los precios de ambos y los flujos por la interconexión resultan óptimos y compatibles entre sí. Si las restricciones físicas a la interconexión son las mismas y coinciden con las fronteras comerciales entre los dos mercados originales a acoplar, market coupling y market spliting son métodos idénticos.

En el mecanismo de counter-trading, o redispatching se determina un único precio para los dos mercados que se integran, lo que genera ofertas y demandas en ambos mercados que pueden no respetar la restricción de capacidad de interconexión entre ambos. Como resultado el operador u operadores de los mercados deben subastar un redespacho de algunos agentes, para lograr una reducción de generación en el mercado exportador y un aumento de generación en el mercado comprador, que se superponen físicamente al resultado inicial del mercado hasta respetar la restricción de capacidad de interconexión. Los precios del mercado inicial no se ven afectados, es decir que quien haya vendido o comprado en el equilibrio inicial del mercado, técnicamente no factible, pagará o recibirá por la energía inyectada o extraída a dicho precio inicial, y a esas transacciones se superpondrán las del redespacho con sus propios precios. Como estos redespachos son costosos para el operador del sistema que los realiza, deben asignarse esos sobrecostos, bien al conjunto de los agentes del mismo, a una parte definida arbitrariamente (por ejemplo las demandas) o a los agentes a los que se identifique como responsables del desbalance. Estos pueden ser por ejemplo, los generadores del área importadora que estén generando en tiempo real menos que sus despachos programados, o los generadores del área exportadora que estén vendiendo en contratos

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físicos bilaterales a demandantes del área importadora. La denominación redispatching se suele aplicar al caso en que el operador del sistema puede disponer libremente a precios regulados de los recursos para redespachar, en tando que en el counter trading debe negociar su compra.

El reporte de Frontier Economics y Consentec (2004) elaborado para la Dirección General de Energía y Transporte de la Unión Europea, describe la situación de congestiones de esa región y discute los méritos de los distintos mecanismos de resolución de congestiones. Las principales conclusiones del mismo reporte (que no se prueban en forma general), son:

• En el caso de previsión perfecta y ausencia de poder de mercado, las subastas explícitas e implícitas son equivalentes y obtienen el resultado óptimo de maximizar los beneficios conjuntos por el comercio internacional. En efecto, si cualquier demandante puede adquirir los derechos de transmisión por la interconexión en una subasta explícita, en un mercado competitivo y con previsión perfecta, el precio de esos derechos por MWh trasmitido será igual a la diferencia de precios entre los dos mercados en el despacho óptimo conjunto.

• El mecanismo de counter trading da el mismo resultado que los anteriores en cuanto a bienestar total, sólo por la hipótesis que se toma en el trabajo de demandas inelásticas; de lo contrario se aparta del óptimo. En todo caso el counter trading implica una redistribución de utilidades respecto a las subastas explícita e implícita, ya que los generadores del país exportador y los consumidores del país importador se ven beneficiados al existir un único precio de mercado y a la inversa ocurre con los generadores del país importador y los consumidores del país exportador.

• En hipótesis más realistas el mecanismo de subastas implícitas es más eficiente que el de subastas implícitas.

Una primera causa se debe a la incertidumbre ante eventos que ocurran después de la subasta explícita y antes del cierre del mercado diario de energía en que se emplean los derechos adquiridos. Si los oferentes en la subasta explícita son adversos al riesgo podrían adquirir en conjunto menos derechos que la capacidad utilizable de manera óptima (no habría una asignación ineficiente si se asignan todos los derechos, aunque fuese a precio menor que bajo previsión perfecta).

Una segunda causa se debe a la existencia de poder de mercado. Bajo ciertas hipótesis (por ejemplo si los derechos se subastan en bloque), un monopolista en el mercado importador tiene mayor disponibilidad a pagar por los derechos que un conjunto de comercializadores tomadores de precio. El monopolista, habiendo adquirido esos derechos en una subasta explícita tendrá incentivos a fijar un precio mayor que en la situación de subasta implícita, reduciendo aún más el bienestar18.

En cualquier caso, si las subastas se repiten, el monopolista puede actuar estratégicamente para disuadir a los demás oferentes de participar en las subastas, bajando el precio en el mercado de energía respecto al de monopolio, cada vez que los derechos sean adquiridos por los comercializadores (una especie de predación

18 Esto se explica con claridad en el artículo citado de Willems (2003)

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frente a la entrada). De esta manera el monopolista puede adquirir una reputación de predador que inhiba a otros de participar en las subastas.

• Por razones de factibilidad institucional, para la Unión Europea, se recomienda el mantenimiento de un sistema híbrido, en el que se mantenga la asignación de capacidad explícita para los contratos bilaterales ya existentes, junto con subastas implícitas para la capacidad remanente.

• La asignación explícita de capacidad de interconexión debería hacerse no por pares de países sino para conjuntos mayores, reflejando la naturaleza de los tránsitos de energía generados por los contratos bilaterales, que pasan por terceros países.

6.3.2 Análisis principalmente teóricos y generales sobre asignación de capacidad de interconexión

Este tipo de trabajos bien podría considerarse una subfamilia de los del punto 6.2, en los que se enfatizan las alternativas en los métodos de resolución de las congestiones. El trabajo de Willems (2003) ya citado en el punto anterior puede ser visto también como un análisis de este tipo.

Joskow y Tirole (2000)19 son una referencia importante para los modelos teóricos sobre este tema. El problema que estudian de forma general y con un modelo analítico es la comparación entre dos formas de asignación de derechos de congestión: derechos físicos de transmisión y derechos financieros. En el caso que estudian existen dos mercados formalmente competitivos, uno con bajos costos de generación y efectivamente competitivo, y otro con costos mayores con un generador dominante.

Los derechos financieros correspondientes a una línea de transmisión entre dos mercados son activos puramente financieros cuyo valor es igual a la diferencia entre los precios de mercado entre los dos extremos de la línea. Por lo tanto su existencia no incide de manera directa en el despacho de la generación en ambos mercados. Los derechos físicos en cambio, permiten a su propietario el transporte de energía a través de la línea con prioridad en situaciones de congestión.

Los derechos financieros se han creado en algunos mercados para generar mecanismos de seguro, que se aplican cuando existen dos zonas que pueden tener precios spot diferentes debido a la congestión de una línea. Por ejemplo, si un generador situado en una de las zonas debe abastecer un contrato forward en la otra zona puede requerir esos derechos financieros para reducir sus riesgos.

Mientras que los derechos financieros son un seguro para los sobrecostos generados por la congestión, los derechos físicos aseguran el abastecimiento a través de la congestión. Los derechos físicos serían, en el lenguaje del punto anterior, el producto de subastas explícitas de derechos de capacidad de interconexión. Si no existen disposiciones de obligatoriedad de uso (use it or lose it), el generador dominante en un área importadora ante la congestión, puede restringir la importación.

19 Paul Joskow y Jean Tirole. “Transmission rights and market power on electric power networks” RAND Journal of Economics, Vol 31, No. 3, Autumm 2000. http://web.mit.edu/ceepr/www/2001153.pdf

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El propósito del trabajo es mostrar que la existencia de los derechos de transmisión financieros y físicos, tal cual se han desarrollado en algunos mercados eléctricos competitivos, aumenta el incentivo de los generadores (o compradores con poder de mercado si los hay) a emplear el poder de mercado preexistente. Si ningún generador o demanda tuviese poder de mercado en los mercados de energía y de derechos, los derechos físicos o financieros son equivalentes y generan un despacho Pareto óptimo.

En cambio si existe poder de mercado en el mercado importador de costos altos: i) un generador con poder de mercado en una región importadora, que posea derechos financieros, tiene incentivos a aumentar aún más los precios restringiendo su propia oferta de capacidad de generación en la región importadora; ii) el mismo generador con derechos físicos de capacidad tiene incentivos a no emplearlos, adicionando otra fuente de ineficiencia. El grado en el que un generador puede incrementar su poder de mercado por la posesión de derechos de transmisión depende de lo que los autores denominan “microestructura del mercado” en que se transan los derechos, que se refleja en la capacidad del generador de comprar los derechos por un monto inferior a su máxima disponibilidad a pagar por ellos.

Los derechos físicos generan una ineficiencia asignativa adicional al incentivar al generador a retenerlos, limitando la capacidad de transmisión. Por eso la recomendación regulatoria que resultaría es que cuando existen derechos físicos se establezcan reglas “use it or lose it” o “use it or get paid for it”. Los autores concluyen que ante la existencia del poder de mercado, los sistemas en los que no existe una oferta neta proporcionada por el regulador de derechos de transmisión, se comportan en cuanto a bienestar al menos igual y en general mejor que los sistemas con derechos financieros o físicos, ante la existencia de poder de mercado. Si los mercados de seguros bilaterales pudiesen mitigar los riesgos financieros no habría costos por la ausencia de una oferta de derechos emitida por el regulador.

Obsérvese que si se extrapola el concepto de derechos físicos al caso en que una entidad operadora del sistema en un país se enfrenta a la de otro país, el hecho de negarse al comercio, o su equivalente que sería retener los derechos físicos e impedir que sean usados por otro, es un medio de negociación para obtener beneficios para el país, ante la situación de un monopolio bilateral en el comercio. En ese caso retener los derechos físicos tendría sentido como estrategia negociadora para mejorar los precios en el comercio.

Neuhoff (2003)20 muestra las ventajas de las subastas implícitas, es decir de la integración de los mercados de capacidad de interconexión y de energía en una única instancia, respecto a la separación de la asignación de capacidad mediante subastas explícitas previas. Se considera el caso en que existe un generador dominante en cada uno de los dos mercados interconectados, pero dichos generadores no pueden participar en el mercado de subastas explícitas de derechos de transmisión entre los dos mercados, cuando dichas subastas existen.

Partiendo del supuesto de que la interacción estratégica es el equilibrio de Cournot, se prueba que la integración de los mercados de capacidad y energía reduce el poder de

20 Karsten Neuhoff (2003). “Coupling Transmission and Energy Markets Reduces Market Power” Student Best Paper Award, 26th IAEE International Conference, Prague, 2003http://www.iaee.org/en/students/best_papers/neuhoff_prague_2003.pdf

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mercado, cuando el resultado del equilibrio de Cournot es que la interconexión no se congestiona (equilibrio en estrategias puras) o cuando existe congestión parcial (un equilibrio en estrategias mixtas en uno de cuyos casos hay saturación y en el otro no).

La separación de mercados predetermina el flujo por la interconexión, es decir establece una restricción adicional en el problema. Esto impide que un generador situado en un mercado venda en el otro mercado cuando aumenta su producción, y por lo tanto reduce sus incentivos a producir más, lo que limita la competencia. Bajo integración de los mercados de capacidad y energía (es decir subastas implícitas), el incentivo para que el generador de un país importador abandone una estrategia de restricción de la producción y aumente su producción, es mayor cuando el país importador es pequeño respecto al país exportador, ya que el generador puede vender en un mercado mayor, que absorbe su producción con reducciones menores de precio.

Glachant y Pignon (2002)21 muestran que la discrecionalidad de los operadores de las redes al definir las congestiones en redes malladas, puede tener impactos redistributivos significativos entre generadores y consumidores, en los métodos de subastas implícitas, para lo que consideran el ejemplo del Nordel.

6.4 Problemas de los cargos por uso de las redes en transacciones internacionales en mercados interconectados

6.4.1 Los cargos de transporte en una red. Problema de sostenibilidad del óptimo de corto plazo.

El problema de definir los cargos por el uso de las redes de transmisión en las transacciones internacionales, es una generalización del problema de definir los cargos en un único sistema, por lo que es conveniente presentar este último brevemente antes de considerar las implicaciones del comercio internacional.

Definir los cargos de transmisión, aún dentro de un único mercado, es un problema de gran complejidad y que ha tenido en distintos sistemas eléctricos respuestas prácticas diversas. Para su descripción, se recurre a la exposición que le da Pérez Arriaga (2004)22

En un mercado de generación competitivo, o bien en un sistema de generación con precios regulados, los precios óptimos son los llamados precios nodales.

Los precios nodales son los precios de la energía activa, uno por cada nodo de la red, que maximizan la suma de beneficios de generadores y excedentes de consumidores, en el conjunto un mercado eléctrico, sujeto a las restricciones de red.

21 Jean-Michel Glachant y Virginie Pignon (2002) "Nordic electricity congestion’s arrangement as a model for Europe: Physical constraints or operators’ opportunism?" MIT Center for Energy and Environmental Policy Research - Working Paper N°2002-06http://www.ksg.harvard.edu/hepg/Papers/Glachant_Pignon_Nordic.elec.congest_9-29-02.pdf 22 Ignacio Pérez Arriaga (2004). Presentación en el Seminario sobre mercados regionales: Tratamiento regulatorio de los intercambios y de las transacciones internacionales, organizado por URSEA. Montevideo. Mayo 2004.

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kk DN

DLk

∂∂µ

∂∂γρ +

+= 1

Donde:

ρk es el precio nodal en el nodo kγ es el costo marginal de generación del sistemaL es la función de pérdidas totales del sistemaDk es la demanda en el nodo kN es el vector de restricciones de transmisiónµ es el vector de variables duales de esas restricciones

Los precios nodales permiten una asignación óptima de la generación y consumo en el corto plazo, y generan unos ingresos implícitos para las redes, como resultado de la diferencia entre el valor a precio nodal de los flujos salientes y entrantes a los elementos de la red de transmisión.

Expresado en términos aproximados, las diferencias entre los precios de nodo obedecen al valor de las pérdidas marginales por aumentar la demanda en cada nodo cuando no existe saturación, en tanto cuando existe saturación, en las diferencias de precios de nodo aparecen las variables duales de las restricciones de transmisión activas.

Es un hecho bien estudiado que, como afirma Pérez Arriaga (2004): “En sistemas eléctricos reales la aplicación de precios nodales sólo recupera una pequeña fracción de los costes de red (un 15% a 25% típicamente)”. Por esta razón es necesario en todos los sistemas en los que se trata cubrir la totalidad de los costos de transmisión (es decir en los que no se eliminan de la tarifa parte de los costos hundidos de las empresas), determinar cargos por el uso de los sistemas de transmisión que complementen o sustituyan a los cargos implícitos en los precios de nodo.

Este fenómeno no es más que un caso particular de un problema clásico de la teoría económica de la regulación de precios en un monopolio: la no sostenibilidad financiera de la solución de óptimo no condicionada, u óptimo primero, cuando existen rendimientos crecientes a escala. Una empresa, en este caso el transportista, regulada con las tarifas óptimas de corto plazo, no cubre sus costos totales.

6.4.2 Soluciones empíricas para el problema de los cargos adicionales

La complejidad del problema radica en que para cubrir los costos totales es necesario imponer a los usuarios de la red costos mayores que los costos de oportunidad de corto plazo que imponen al sistema, pero se trata de que dichos cargos adicionales alteren lo menos posible las decisiones óptimas de corto plazo, a la vez que orienten decisiones de inversión y localización de largo plazo de los usuarios de la red que tengan sentido económico. Las soluciones dadas a este problema son clasificadas por Pérez Arriaga (2004) en cuatro familias:

• Estampillado o sello de correo (postage stamp). En estos métodos se cobra a los generadores y a las cargas, o sólo a uno de estos grupos, un valor por MW o MWh

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inyectado a, o extraído de la red. Este valor se calcula como el costo medio que ocasiona cada tipo de usuario de la red. La determinación de este costo medio no es trivial, y permite un grado de discrecionalidad al regulador, en cuanto a qué categoría de usuarios es responsable de los costos y a qué período considerar como representativo para determinar los MW o MWh que se cobrarán a cada usuario. El problema de este método es que no da señales de localización diferenciadas entre puntos de la red, en tanto que su ventaja es la sencillez. Es un método adecuado cuando se tiene una red mallada sin restricciones sistemáticas. Es un método ampliamente empleado en Europa y en parte los países de América del Sur, que también ha sido empleado en Estados Unidos. Cuando en lugar de un único estampillado para toda una red se aplican varios cargos estampillados distintos según las zonas, se suele hablar de “license plate”.

• Cargos de conexión profunda o costos marginales de largo plazo. En estos métodos se define una red óptima para el estado de generación y cargas actual o de un plan de inversiones con un horizonte de largo plazo. Esto requiere un modelo de optimización de las redes. El criterio de dimensionamiento de cada elemento de la red suele ser aquél que le permite cumplir con las máximas prestaciones que se le exigen en un conjunto de escenarios de generación y carga que se incluyen en el modelo. Cada carga y generación en cada nodo paga un cargo que se calcula a partir del costo marginal de largo plazo que resulta del modelo, por un aumento unitario de dicha carga o generación. Métodos de este tipo se han empleado en Inglaterra y Gales (con la denominación ICRP) y en Brasil. Estos métodos darían señales de localización de largo plazo. Por las economías de escala en la capacidad de transmisión, aún luego de aplicar estos métodos pueden existir costos remanentes a repartir de manera arbitraria o por estampillado. En Brasil, este método ha dado lugar a señales consideradas inestables en el tiempo por los generadores, por lo que se ha debido adecuarlo.

• Cargos según el uso de la red. En estos métodos se trata de determinar la participación de cada carga o generación en el flujo que atraviesa cada instalación, en el conjunto de las situaciones de la red o en las situaciones más críticas para dicha instalación. Los criterios pueden tener en cuenta la participación media, o la participación marginal en el flujo es decir la que se origina en un incremento de la carga o generación. Luego el costo de cada instalación se reparte entre los agentes en proporción al uso así determinado. Los métodos de “áreas de influencia” usados en Argentina y Chile son un ejemplo de este tipo, lo mismo que el método de MW-milla o el de “contract path” (camino contractual definido intuitivamente) que son versiones más sencillas y sin pretensión de rigurosidad.

• Método de los beneficiarios. En este caso, la contribución de cada carga o generador para cubrir los costos de cada instalación (o los costos no cubiertos por la remuneración implícita en los precios de nodo) es proporcional al beneficio que la instalación reporta al agente. El beneficio que un elemento de la red reporta a cada agente se calcula considerando dos situaciones, con y sin dicho elemento, y calculando el aumento del beneficio de los generadores y del excedente del consumidor de las demandas que es atribuible a la existencia de esa instalación.

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Como se ve, en la mayor parte de los métodos descritos, los cargos por el uso de la red resultan de los flujos físicos que aparecen por la existencia de una demanda o una generación, y no de las transacciones comerciales pactadas por las empresas.

6.4.3 Complicación al tratarse de redes múltiples interconectadas

Al realizarse transacciones internacionales entre dos o más países, los criterios para incorporar esas transacciones al cálculo de los cargos de transmisión puede ser, o bien unificar el sistema de determinación de esos cargos entre los mercados (con lo que las transacciones internacionales no se distinguen de las locales) o bien aplicar un mecanismo específico para esas transacciones.

Unificar el método de cálculo de los cargos de transmisión suele ser muy difícil o incluso imposible por razones institucionales, ya que con certeza los cambios afectan negativamente a una parte de los agentes en alguno de los países. Por esto en general es necesario crear un mecanismo específico para atribuir cargos de transmisión como resultado de las transacciones internacionales.

Supongamos por simplicidad que dos países A y B tienen sólo un punto de interconexión I y que en ambos países los cargos de transmisión se aplican a las inyecciones y extracciones de la red. La forma más obvia de cargar costos de transmisión a una transacción física bilateral de potencia P entre un generador en el nodo G del país A y una demanda en el nodo D del país B, es adicionar cuatro cargos de transmisión:• El cargo que en el país A corresponde al generador por la inyección de P en el nodo

G• El cargo que en el país A corresponde a una demanda P en el punto de interconexión

I (suponiendo despreciables las pérdidas en las redes, la energía o potencia es igual a P en todas las etapas consideradas)

• El cargo que en el país B corresponde a un generador por la inyección de P en el punto de interconexión I

• El cargo que en el país A corresponde a una demanda por la extracción de P en el nodo D.

Este método es el aplicado actualmente en el comercio internacional entre Uruguay y sus países vecinos.

Cuando se calculan los cargos de transmisión en más de una red interconectada, y se aplica este criterio a una transacción física aparecen dos fenómenos:

• El aumento en los peajes al aplicar cargos estampillados que cubren costos medios incluso inversiones, cuando en lugar de considerar el total de las redes interconectadas a los efectos del estampillado, se las subdivide en distintos sistemas, cada uno sujeto a estampillado independiente. A este fenómeno se lo suele referir en la literatura como pancaking, por analogía con las capas sucesivas de un panqueque.

• El aumento en los peajes al aplicar cargos de transporte, cuando se consideran transacciones físicas cuyos puntos de origen y destino están cada vez más alejados, con lo que más redes de mercados intermedios se ven involucradas en los tránsitos.

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Por ejemplo, si una transacción consiste en un contrato de suministro de muy largo plazo, por el que un generador en Paraguay, abastece a una demanda en Montevideo, puede tener sentido que el peaje de tránsito incluya el costo medio de desarrollo de las redes de Argentina y Uruguay y que dicho peaje sea mayor que el que grava una transacción entre un generador y una demanda locales de Uruguay. Llamemos a este fenómeno aumento del costo medio con la distancia.

El siguiente ejemplo, tomado de Pérez Arriaga (2004) muestra el fenómeno de pancaking.

Se supone que se aplica en todo caso un estampillado por MW en el que tanto las inyecciones como las extracciones a la red pagan una tarifa igual al costo total del sistema de transmisión CTTA, dividido por la suma de inyecciones y extracciones.

Si existe un único sistema A que unifica dos mercados A1 y A2 idénticos, la transacción bilateral física de 1000 MW entre dos puntos del mismo paga cargos que sumados constituyen lo que podría denominarse un “peaje de tránsito” asociado a esa transacción.

Tomado de Pérez Arriaga (2004)

Si los dos mercados A1 y A2 se mantienen separados pero sus autoridades acuerdan aplicar en cada uno de ellos el criterio obvio de estampillado descrito antes, y la inyección de 1000 MW tiene lugar en el mercado A1 y la extracción en el mercado A2, el total de cargos de transmisión sumados en ambos mercados que grava la transacción es significativamente mayor, como se muestra a continuación.

2 x 1000 + 2 x 4500

1000 MW SISTEMA A1

Σ G = 4500 MW

Σ L = 4500 MW

1000 MW

~

SISTEMA A2

Σ G = 4500 MW

Σ L = 4500 MW

1000 MW 1000 MW

CTTA1 CTTA2

Peaje de tránsito = 2 x2 x 1000

x 0,5 CTTA = 0,182 CTTA2 x 1000 + 2 x 4500

1000 MW SISTEMA A1

Σ G = 4500 MW

Σ L = 4500 MW

1000 MW

~

SISTEMA A2

Σ G = 4500 MW

Σ L = 4500 MW

1000 MW 1000 MW

CTTA1 CTTA2

Peaje de tránsito = 2 x2 x 1000

x 0,5 CTTA = 0,182 CTTA

Tomado de Pérez Arriaga (2004)

46

SISTEMA A

Σ G = 9000 MW

Σ L = 9000 MW

~

~

~

~

1000 MW 1000 MW

~

COSTE TOTAL DE TRANSPORTE CTTA

Peaje de tránsito = 2 x 1000

2 x 1000 + 2 x 9000CTTA = 0,1 CTTA

SISTEMA A

Σ G = 9000 MW

Σ L = 9000 MW

~

~

~

~

1000 MW 1000 MW

~

COSTE TOTAL DE TRANSPORTE CTTA

Peaje de tránsito = 2 x 1000

2 x 1000 + 2 x 9000CTTA = 0,1 CTTA

Obsérvese que el costo medio que ocasionan las inyecciones y extracciones en cada uno de los dos mercados por separado es igual en ambos mercados, e igual también al respectivo costo medio del sistema integrado. Aún así, la superposición de los cargos estampillados independientes de los dos mercados aumenta el peaje de tránsito y dificulta la realización de la transacción, respecto al caso de un único sistema de peajes aplicado a los dos mercados. Este es el fenómeno denominado pancaking, que resulta tanto mayor, cuanto mayor es la cantidad de mercados distintos a través de los cuales se realiza el tránsito físico de la energía para realizar la transacción internacional.

6.4.4 Importancia de las hipótesis institucionales

Los problemas técnicos que aparecen en el diseño de los cargos por uso de varias redes interconectadas dependen de las directrices institucionales y de la prioridad que se de a los problemas económicos de expansión de las redes. Entran en consideración, en especial:

• La posibilidad de crear cargos por uso de las redes totalmente nuevos, adicionales o complementarios a los existentes, conceptualmente idénticos para todas las redes interconectadas, o por el contrario la necesidad de respetar normativas distintas preexistentes en cada uno de los sistemas.

• El interés de reflejar en los cargos por uso, señales de localización de largo plazo que incidan sobre las transacciones internacionales físicas, respondiendo al aumento del costo medio por la distancia descrito anteriormente, o por el contrario el interés de incentivar la competencia entre generadores de redes interconectadas, adoptando un criterio de estampillado o license plate, y de igualar los derechos de acceso de los consumidores a un mercado integrado, sin importar la localización de generadores y cargas.

En lo que sigue se describen tres casos: la reglamentación de acceso a las redes propuesta para la Unión Europea, la reglamentación propuesta por la FERC para la interconexión de transportistas diferentes en USA y los cargos por uso de la red del Mercado Eléctrico Regional de América Central.

En la normativa propuesta para la Unión Europea y en la propuesta por la FERC, predomina el interés en fomentar la competencia equitativa entre generadores y conceder igualdad de derechos de acceso a los consumidores, en tanto que no es posible diseñar un sistema totalmente nuevo de cargos de acceso, sino que se debe compatibilizar los existentes.

En América Central por el contrario, se busca trasmitir con los cargos de acceso señales de localización, y la situación institucional permite diseñar un sistema de cargos totalmente nuevo para la red regional.

Unión Europea

En la Unión Europea, con el fin de privilegiar la constitución de un mercado interno único para la energía, se ha optado por promover (para superar la situación existente de fragmentación en la regulación de los cargos de acceso) un esquema de cargos de transmisión (elaborado en gran parte en el Foro de Florencia de Reguladores) en el que

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según Pérez Arriaga, Olmos y Rubio (2002)23, se aplican entre otros los siguientes criterios:• Definir en cada país (o red operada independientemente), cargos G para generadores

y L para cargas, que proporcionen acceso a la totalidad de la red del mercado integrado (el IEM), sin necesidad de pago de cargos adicionales por traspasar fronteras. Es decir, se pasa a una lógica de sistema único.

• Establecer compensaciones económicas entre países por los costos que la existencia de generadores o cargas en un país generan en otro, por transacciones transfronterizas y tránsitos de energía. Esas compensaciones no afectan a cada transacción en forma individual sino que se realizan entre países y cubren pérdidas y costos por uso de la capacidad de redes, y deben tomar como base los flujos de carga reales en las redes.

• Trasladar el efecto neto de esas compensaciones sobre el conjunto de los cargos G y L de cada país.

Se observa, que como resultado de estos criterios, no existen cargos específicos para las transacciones internacionales, es decir que los agentes que deben pactarlas no perciben costos de red diferentes de los que experimentan en sus respectivos países, como generadores o cargas respectivamente.

Como resultado, se facilitan las transacciones internacionales ya que su realización por parte de un agente no le implica ningún costo adicional al cargo de conexión local. Por otro lado, en el largo plazo no se trasmite ninguna señal en el sentido del aumento del costo medio de transporte con la distancia, si es que las transacciones son contratos de largo plazo físicos y se producen entre un área exportadora y un área importadora muy alejadas entre sí y débilmente interconectadas.

El énfasis está puesto en las compensaciones de costos entre operadores de la red de modo que como resultado del comercio internacional, no existan sobrecostos indebidos para ninguno de ellos. El estudio de los fundamentos de estas compensaciones en el caso particular de Europa, y de los méritos de las soluciones propuestas por la Comisión Europea da lugar a trabajos académicos24 , y propuestas de organismos sectoriales 25.

Estados Unidos

Los problemas de la determinación de cargos de acceso cuando se interconectan distintos operadores de red dentro de un mismo país, son formalmente semejantes a los de la interconexión entre países, por lo que la experiencia de Estados Unidos es aplicable en ciertos aspectos al problema de interconexiones internacionales.

23 I. J. Pérez-Arriaga, L. Olmos Camacho y F.J. Rubio Odériz (2002). Report on Cost components of cross border exchanges of Electricity Prepared for the Directorate-General for Energy and Transport / European Commission.

24 Por ejemplo:Daxhelet y Smeers (2005) Inter TSO compensation Mechanismhttp://www.ksg.harvard.edu/hepg/Papers/Daxlet_Smeers_11.07.05.pdfJ. Boucher y Y. Smeers (2003) The European Regulation on Cross Border Trade: can one do without a standard market design? http://www.econ.cam.ac.uk/electricity/news/spring03/Smeers.pdf 25 Por ejemplo, los trabajos de la European Transmission System Operators Organization (ESTO):ETSO- Report on Inter-TSO Compensation mechanism among SEE TSOs ETSO -PROPOSAL FOR THE 2006 CBT MECHANISM

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La Federal Energy Regulatory Commission – FERC propuso en 2002 las líneas generales que deberían seguir los cargos de acceso a la transmisión en el marco de un diseño estándar del mercado (standard market design) para los mercados competitivos. Los principios generales propuestos incluyen26:• Para cada transportista, el establecimiento de cargos de acceso del tipo sello postal o

license plate, calculados para cubrir los costos medios del transportista.• Esos cargos de acceso deberían ser cobrados a las cargas exclusivamente, en

proporción a su demanda coincidente con el pico del sistema de transmisión en el que se conectan.

• Al pagar ese único cargo de acceso, la carga tendría derecho a realizar transacciones con cualquier generador del conjunto de los sistemas de transmisión interconectados, evitándose así el pancaking.

• Como resultado, si un generador en el sistema A vende a una carga en el sistema B, el único cargo de transmisión pagado es el que realiza la carga en B, el cual depende sólo de la carga real y no de la transacción comercial con el generador.

• Al cobrarse los cargos de transporte de esa manera, la realización de transacciones físicas entre generadores en una red de transporte y demandas en otra, ocasiona costos no reconocidos en los cargos de acceso. La FERC propone que cuando una transacción cuyo generador está conectado en un transportista A vende a una carga conectada en un transportista B, se determinen los costos ocasionados a A (que no se recuperan directamente ya que A sólo cobra a las cargas en su propio mercado) y se genere una transferencia de B a A, bilateral o por medio de un mecanismo de compensación entre los diversos transportistas interconectados. Ese sobrecosto para B debería ser recuperado con un aumento en el cargo estampillado cobrado a todas las cargas conectadas a B.

• La expansión de las capacidades de interconexión entre los distintos sistemas que sea económicamente beneficiosa pero que no haya sido proporcionada por el mercado (es decir por inversiones voluntarias de los transportistas), debería resultar de un proceso de planificación y expansión regional de las redes.

Como se ve, igual que en la propuesta para la Unión Europea realizada por el Foro de Florencia, la FERC propone una forma de definir los cargos de acceso en varias redes interconectadas, que privilegia la facilidad de realización de transacciones comerciales entre empresas de distintas áreas, con el objeto de aumentar el grado de competencia en los mercados, evitando dar cualquier señal en el sentido del aumento de los costos medios con la distancia entre generador y demanda. Es interesante observar que la propuesta de la FERC, cuya implementación se esperaba para 2004, fue objeto de intensa oposición y no se ha llevado a la práctica aún.

Mercado Eléctrico Regional de América Central

En este caso, a través de un proceso prolongado, el conjunto de los países de América Central estableció un Mercado Eléctrico Regional (MER) que se superpone y compatibiliza con los mercados nacionales de los seis países de la región.

Las reglas para el comercio de energía en este mercado y para la remuneración de las llamadas Redes de Transmisión Regional (RTR) es decir las redes nacionales 26 Detailed Summary of FERC'S Standard Market Design NOPR- FindLaw's Legal Professionals Channelhttp://library.findlaw.com/2002/Jun/25/132372.html

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preexistentes con importancia en el comercio internacional, y el nuevo sistema de 230 kV entre Panamá y Guatemala (el SIEPAC), se diseñaron de modo que las transacciones internacionales no están sujetas a la regulación de cada país, sino a una nueva regulación multinacional.

La existencia del SIEPAC, un proyecto de interconexión a construir por la multinacional Endesa España, con participación probable de ISA, fue seguramente un factor institucional definitorio para que se procediera de esta manera. La necesidad de asegurar ingresos estables para el proyecto hacía más sencillo trazar todo un diseño nuevo, antes que compatibilizar múltiples regulaciones nacionales.

Desde el punto de vista de los cargos de transmisión para el acceso a las redes, el MER crea un sistema único, en el que los agentes de cada país que inyectan o extraen energía de la RTR pagan según su generación o demanda efectivas, y tienen acceso al conjunto de la red, con la salvedad de los problemas de congestión, que generan un mecanismo de derechos físicos.

Los cargos que en cada país p pagan los generadores (g) y demandas (d) se expresan en dólares por MWh efectivamente generado o inyectado en un período. Estos cargos resultan de estampillar por la energía, los montos que correspondería pagar a cada una de las generaciones y cargas en cada nodo del país p, calculados individualmente de acuerdo a una metodología de asignación del uso27. Es interesante observar que para determinar el cargo unitario por MWh medido a regir en un semestre, que es un estampillado por país, dicho estampillado resulta de promediar cada uno de los cargos “exactos” individuales calculados según la metodología, para las inyecciones o extracciones históricas del año anterior, en cada nodo de cada país.

6.5 Prueba estadística de la integración de mercados

Un tema tratado en la literatura es el de la prueba estadística de la integración de mercados, es decir el estudio de la relación que guardan los precios entre mercados vecinos, y el grado en que se agotan las posibilidades de arbitraje que proporciona el comercio entre esos mercados. 28

27 La normativa con la descripción de la metodología aparece en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional. http://www.enteoperador.org/Reglamentos.jsp y un resumen de una versión preliminar en “Proyecto Siepac- Reglamento de Transmisión, Informe preliminar. SNC Lavalin, Statkraft-Groner. San Salvador, Julio de 2004. http://www.planpuebla-panama.org/documentos/SNC_PII_reglamento%20transmision.pdf 28 Por ejemplo:François Boisseleau y Christian Hewicker (2000) “European Electricity Market Design and its Impact on market Integration” http://www.dauphine.fr/cgemp/Publications/Articles/Boisseleau%20(2004)%20European%20Electricty%20Market%20Design.pdf

Bruno Bosco, Lucia Parisio, Matteo Pelagatti, Fabio Baldi (2006) “Deregulated Wholesale Electricity Prices In Europe” http://www.statistica.unimib.it/utenti/WorkingPapers/WorkingPapers/20061001.pdf

Georg Zachmann (2006) “Convergence of Electricity Wholesale Prices in Europe? A Kalman Filter Approach“. DIW Berlin Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung - Discussion Papers

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Desde el punto de vista regulatorio, la pregunta es de interés, ya que la existencia de arbitraje eficiente entre los precios de dos o más mercados estaría sugiriendo que las soluciones regulatorias del comercio son adecuadas, dada la cantidad de capacidad de interconexión existente.

En el caso de Uruguay el comercio internacional con los países vecinos parece estar alejado del arbitraje eficiente. Los precios locales en los países vecinos pueden no guardar relación con los precios de exportación.

Resulta de interés observar que el Reglamento del Mercado Mayorista, aprobado en septiembre de 2002, preveía en su sección XVI la determinación de una Condición de Integración Spot, con una finalidad comparable a la de estos trabajos teóricos, que se ponía a prueba con un mecanismo empírico. Es concebible que el perfeccionamiento de estas pruebas, pueda tener interés si mejoran significativamente las condiciones del comercio. Como parte de una política comercial podría supeditarse la apertura del mercado local a la existencia de comercio fluido en el mercado spot, entre otras condiciones.

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7 Anexo I – LOS MODELOS BÁSICOS DE COMERCIO INTERNACIONAL DE BIENES

7.1 El modelo de Ricardiano de ventajas comparativas por diferencias tecnológicas de productividad 29

Es el modelo más sencillo para explicar cómo las diferencias entre los países pueden generar comercio y este aportar beneficios a los países. Además es uno de los modelos que ha servido como pilar para las teorías modernas de comercio internacional. David Ricardo a comienzos del siglo XIX, incorpora un concepto que ha sido muy utilizado para explicar los patrones de comercio entre países como es el de las ventajas comparativas. El concepto de ventaja comparativa va asociado al concepto de costo de oportunidad utilizado por la teoría económica.

Por costo de oportunidad de un bien 2 en términos del bien 1 entendemos la cantidad de bien 1 a la que se debe renunciar para producir una unidad adicional de 2. El modelo plantea que un país doméstico tiene una ventaja comparativa para producir un bien con respecto a un país extranjero si su costo de oportunidad para producir ese bien en términos del otro bien es menor en ese país que en el extranjero.

El modelo parte de una simplificación radical de la situación del comercio: • Existen dos países: doméstico (D) y extranjero (E) y cada uno produce dos bienes

(bien 1 y bien 2)• Existe un único factor de producción, (en la explicación clásica el trabajo) y los

países difieren sólo en la productividad del factor en las diferentes industrias. Las diferencias en las habilidades tecnológicas de los países, son las que ocasionan las diferencias en la productividad. Sea aPi la cantidad de factor que se emplea en el país P para producir el bien i.

• La oferta del factor único es fija en cada país y las productividades del factor en la producción de cada bien también lo son. La productividad se expresa en términos de requerimientos de factor por unidad de producto

• En ambos países existe competencia perfecta en la producción de los dos bienes, es decir un gran número de empresas oferentes que no pueden incidir con su acción en los precios relativos del factor y los dos bienes de la economía.

• En cada país los consumidores, que son también quienes aportan el factor productivo, tienen una función de utilidad que depende en forma monótona creciente de ambas cantidades de bienes que consumen.

Dado que cada país tiene una cantidad limitada del factor de producción, existe una frontera de posibilidades de producción, que es una recta en un plano (q1, q2), ya que las cantidades de factor por unidad de producto, es decir las productividades en la producción de ambos bienes, son constantes. El costo de oportunidad del bien 2 en relación al bien 1 es constante. El costo de oportunidad del bien 2 en términos del bien 1 es la cantidad de bien 1 a la que la economía debería renunciar para producir una unidad más de bien 2.

29 La exposición de los modelos de Ricardo y H-O sigue en lo fundamental a Krugman y Obstfeld, Economía Internacional – Teoría y Política. Mac Graw – Hill, Madrid, 1995

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Un país tiene una ventaja absoluta en la producción de uno de los bienes, si en él se requiere menos cantidad del factor productivo para producir una unidad de dicho bien. Con esa definición, un país puede tener una ventaja absoluta sobre el otro en la producción de ninguno, uno o ambos bienes.

Un país, por ejemplo el D, tiene una ventaja comparativa respecto al otro país (en este caso el E) en la producción de un bien, por ejemplo el 1, si: aD1 / aD2 < aE1 / aE2

Es decir que en el país D, el costo de oportunidad del bien 1 en términos del bien 2 es menor que en el país E.

En una situación sin comercio internacional, los precios relativos de los dos bienes en los dos países serán aD1 / aD2 y aE1 / aE2 respectivamente. La cantidad de cada bien que se produce en un país dependerá de las preferencias de los consumidores del país, pero si se producen cantidades no nulas de ambos bienes, los precios relativos guardarán siempre las relaciones indicadas.

Si se abre el comercio internacional y el país D tiene una ventaja comparativa en la producción del bien 1, este bien será inicialmente más barato en términos del bien 2, en el país D que en E. Es natural pensar que el país D tenderá a aumentar su producción del bien 1 y a venderlo al país E, obteniendo a cambio unidades del bien 2. Este razonamiento es simétrico, ya que el país E encontrará conveniente aumentar su producción del bien 2, y venderlo al país D a cambio de unidades del bien 1.

Como resultado:

• Cada país exportará el bien para el que posee una ventaja comparativa, es decir, aquél bien que es producido en términos relativamente más eficientes que el otro bien. Obsérvese que un país puede exportar un bien para el que posee una ventaja comparativa, aunque esté en desventaja absoluta en cuanto a la productividad. Por ejemplo D exporta el bien 1 si aD1 / aD2 < aE1 / aE2 , aunque aD1 > aE1

• El precio relativo final del bien 1 en términos del bien 2 dependerá ahora de las preferencias del conjunto de los consumidores de ambos países y será un valor intermedio entre los precios iniciales de ambos países antes del comercio.

• Los dos países se benefician por el comercio, es decir que los consumidores aumentan su utilidad respecto a la situación previa al comercio. Esto resulta intuitivo si pensamos que el comercio resulta un método indirecto de producción. En vez de producir un bien por si mismo, un país puede producir otro bien e intercambiarlo por el bien que desea obtener. Si un bien es importado es porque esta producción indirecta requiere menos factor que la producción directa.

Obviamente este modelo es una simplificación gruesa del comercio entre dos países ya que en realidad existe más de un factor de producción, no se consideran las políticas de protección del comercio internacional de los países, ni los fletes, etc.

En términos del comercio internacional de energía, el modelo sugeriría que los países serán exportadores de energía en la medida en que puedan producirla con mayor productividad relativa que sus vecinos, respecto a los restantes bienes. En términos muy

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simplificados e idealizados, este modelo podría explicar las exportaciones originadas en ventajas tecnológicas. Por ejemplo, la exportación de electricidad generada a partir centrales nucleares de Francia hacia sus países vecinos, como resultado de una productividad superior en la tecnología de construcción de centrales nucleares. En la medida en que las tecnologías de producción de energía estén disponibles igualmente para todos los países de una región, si el comercio obedeciese solamente a este modelo, no sería esperable un flujo de comercio sistemático.

7.2 El Modelo de Heckscher-Ohlin de comercio por diferencias en la dotación de factores productivos

El modelo de Eli Heckscher y Bertil Ohlin plantea que el comercio internacional puede surgir a partir de la diferencia de abundancia en recursos y factores productivos entre los países, aunque no existan diferencias de productividad o habilidad tecnológica.

El modelo de Heckscher-Ohlin (H-O) en su forma más simplificada plantea los siguientes supuestos simplificadores:

• Cada país puede producir dos bienes (por ejemplo bien A alimentos y bien M máquinas) y la producción de estos bienes requiere de la utilización de dos factores, por ejemplo t tierra y l trabajo).

• La tecnología de producción de ambos bienes es de coeficientes fijos, es decir hay sólo una forma de producir cada bien combinando cantidades fijas de ambos factores. Sean aAt y aAl las cantidades de los factores t y l para producir una unidad del bien A, y análogamente aMt y aMl para producir una unidad del bien M. Estos coeficientes son los mismos en lo dos países, doméstico (D) y extranjero (E), es decir que la disponibilidad de tecnología es igual para ambos.

• La producción del bien A (por ejemplo alimentos) es intensiva en el factor tierra en tanto que la producción del bien M (por ejemplo máquinas) es intensiva en el factor trabajo. Esto significa que: aAt / aAl > aMt / aMl , o lo que es equivalente, aMl / aAl > aMt / aAt

• Cada país tiene una cantidad fija de cada factor de producción, por lo que las cantidades de los dos bienes producidas en un país están sujeta a dos restricciones dadas por la disponibilidad máxima de cada uno de los dos factores. Sean T y L las cantidades de factor tierra y trabajo del país doméstico y T’ y L’ las cantidades de ambos factores del país extranjero. Supongamos que el país doméstico es en términos relativos, abundante en tierra, en tanto que el país extranjero es abundante en trabajo. Esto significa que T/L > T’/L’. Obsérvese que la abundancia se considera en términos relativos, y que alguno de los dos países puede tener más abundancia absoluta de ambos factores.

En una situación sin comercio internacional, la frontera de posibilidades de producción del país doméstico está dada por la superposición de las restricciones de ambos factores:

aAt . QA + aMt . QM ≤ T y aAl . QA + aMl . QM ≤ L

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donde QA y QM son las cantidades producidas de los dos bienes en el país.

Como resulta de observar las fronteras de posibilidades de producción, en el país doméstico D, la disponibilidad del bien A relativa a la del bien M va a ser más abundante, y a la inversa en el país extranjero E. Las restricciones debidas a la dotación de cada factor son paralelas en los gráficos correspondientes a los dos países.

Admitamos que a igualdad de preferencias de los consumidores de ambos países, antes del comercio, en el país D el bien M va a tender a ser más caro respecto al bien A, que en el país E, ya que la frontera de posibilidades de producción permite en el país M una producción menor del bien M respecto a la producción posible del bien A.

Es decir que como el país D es abundante en el factor tierra, y el bien A alimentos es intensivo en dicho factor, en la situación previa al comercio se cumplirá:pM/pA > p’M/p’A donde nuevamente la notación prima indica el país extranjero.

Cuando tenga lugar el comercio internacional, el país D exportará entonces bien A e importará bien M.

Es decir que en el comercio internacional, cada país tenderá a exportar los bienes que son intensivos en el factor productivo que es abundante en el país relativamente a los otros países.

Si se supone adicionalmente que en ambos países la producción de ambos bienes tiene lugar en competencia perfecta, en cada uno de ellos los precios de los bienes A y M serán iguales a los respectivos costos de producción.

Llamando w a la remuneración del factor L trabajo, y r a la remuneración del factor T tierra, se cumplirá en el país doméstico:pA = aAt . r + aAl . w

T/aM,t

QA

QM

T/aA,t

L/aA,l

L/aMl

Q’M

T’/aA,t

L’/aA,l

L’/aMl

Q’A

T’/aM,t

55

pM = aMt . r + aMl . w

Este par de ecuaciones puede representarse en el gráfico siguiente, para unos precios iniciales p0

A y p0M de ambos bienes, y para un aumento en el precio del bien A, que pasa

a p*M:

Como se cumple aAt / aAl > aMt / aMl , entonces:(p0

A/ aAl) / (p0A/ aAt) > (p0

M/ aMl) / (p0M/ aMt) , y por lo tanto la recta que representa la

ecuación del precio del bien A tiene una pendiente negativa mayor que la que representa la ecuación del precio del bien M.

Antes del comercio internacional, en el país D rigen los precios p0M y p0

A para los dos bienes y los precios de los factores son wo y ro.

Puede demostrarse, y se observa gráficamente, que si se produce un aumento del precio del bien A, que pasa en el gráfico anterior a ser p*A , respecto al precio del bien M, la remuneración del factor tierra r aumentará respecto a los precios de los dos bienes, y la remuneración del factor trabajo w descenderá respecto a los precios de ambos bienes.

Antes del comercio vale pM/pA > p’M/p’A , por lo que, al producirse comercio internacional, el país D venderá alimentos (bien A) al país E y el país E venderá máquinas (bien M) al país D. Como resultado del comercio las relaciones de precios entre los dos bienes en los dos países tenderán a igualarse, y se igualarán bajo ciertas hipótesis.

Como resultado del comercio, en el país D los alimentos se encarecerán respecto a las máquinas, o lo que lo mismo las máquinas se abaratarán en relación a los alimentos, pasando esta última relación de precios de p0

M/p0A a p0

M/p*A.

Puede probarse también que como resultado del comercio internacional, en el país D aumentará la retribución de la tierra respecto a los precios de ambos bienes y disminuirá la retribución del trabajo respecto a los precios de ambos bienes.

w

p0M

/aMl

p0A/a

Al

p0A/a

Atp0

M/a

Mt

p*A/a

Al

wo

w*

r*ror

p*A/a

At

56

Es decir que como resultado del comercio internacional, los propietarios del factor que era inicialmente escaso en términos relativos perderán poder adquisitivo en términos de los dos bienes, y los propietarios del factor que era inicialmente abundante, ganarán poder adquisitivo en términos de los dos bienes.

En un modelo ideal el comercio internacional llevaría a la igualación de precios de los factores, en la realidad esta igualación de precios no se observa a causa de enormes diferencias en recursos, barreras comerciales y diferencias internacionales en la tecnología.

La evidencia empírica sobre el modelo H-O en cuanto a que las diferencias en los recursos son la principal fuente de determinante de los patrones de comercio es generalmente negativa. Por el contrario, las diferencias en las tecnologías entre países desempeñan un papel clave. No obstante, el modelo H-O sigue siendo útil como vía de predicción de los efectos del comercio sobre la distribución de la renta y también para explicar el comercio de bienes homogéneos (que en principio no admiten atributos de diferenciación) como la energía eléctrica, y para cuya producción son esenciales los recursos naturales.

En términos del comercio internacional de energía, el modelo sugeriría que en la relación entre dos países, será exportador de energía aquél que posea una abundancia relativa mayor de recursos naturales que sean fuentes primarias de energía adecuadas para la generación eléctrica, tales como combustibles fósiles, como el gas natural y el carbón, y la hidroelectricidad.

7.3 Las economías de escala y el comercio internacional

La existencia de economías de escala en la producción en algún sector puede generar incentivos para el comercio internacional, aún cuando los países no difieran en sus dotaciones relativas de factores de producción o en la productividad de los factores. Se dice que en la producción de un bien existen economías de escala, o lo que es equivalente que la producción presenta rendimientos crecientes a escala, si con la tecnología disponible el costo medio de producción es decreciente al aumentar la cantidad producida.

Las economías de escala en un sector en un país dado, pueden ser internas o externas. Las economías de escala internas (o simplemente economías de escala) se originan a nivel de las empresas, cuando debido a la naturaleza de la tecnología que emplean las mismas, los costos unitarios se reducen al aumentar la escala de producción. Por ejemplo, en la producción de energía eléctrica, la generación térmica exhibe economías de escala para la generación en centrales de carbón hasta capacidades del orden de 500 o 1000 MW, y la generación hidráulica puede presentar economías de escala, cuando los aprovechamientos hidroeléctricos mayores son los de menor costo unitario de producción.

Las economías de escala externas se producen cuando el costo unitario del bien que se produce en cada empresa de un sector depende del tamaño de la industria en su conjunto. Puede deberse a que al aumentar el tamaño del sector en su conjunto, esto permite la existencia de industrias proveedoras de mayor tamaño, y son éstas las que

57

presentan economías de escala. Por ejemplo, la existencia de una infraestructura y un plan nuclear, que se logra si existe un gran número de centrales de ese tipo. Las economías de escala externas pueden ocurrir también debido a la existencia de externalidades positivas del nivel de producción de unas empresas sobre otras, o de la cantidad de empresas sobre la producción de cada una de ellas, como ocurre cuando existen “derrames” de conocimiento tecnológico. Por externalidades positivas sobre una empresa se entienden efectos positivos sobre su producción, que no resultan del empleo de insumos que la empresa haya comprado sino de la actividad de otras empresas o individuos en la economía.

Cuando existen economías de escala internas, la estructura del sector en el que esto ocurre tenderá a la concentración, es decir a la formación de oligopolios (mercados con pocas empresas) o monopolios. La hipótesis de competencia perfecta en un sector con economías de escala muy significativas, ya no será adecuada, a menos que la regulación gubernamental conduzca a las empresas a actuar como tomadoras de precios.

Un conjunto de modelos económicos en los que las economías de escala son causantes del comercio internacional, requieren considerar productos diferenciados, esto es bienes en los que además del precio, existen otros atributos relevantes para los consumidores en el momento de optar entre bienes que compiten entre sí. (por el contrario, se dice que los bienes en competencia son homogéneos, si la única variable relevante para los consumidores es el precio). Krugman (1990)30 presenta un modelo en el que dos países pueden producir bienes diferenciados, y la producción de cada uno de ellos exhibe economías de escala. Las empresas compiten entre sí en competencia monopolística, es decir que cada una de ellas toma como dados los precios de sus competidores, y existe libre entrada y salida del mercado. La utilidad de los consumidores crece al aumentar la cantidad de bienes disponibles, ya que los consumidores aprecian la variedad. Existe un único factor de producción en cantidad limitada en cada país. Debido a las economías de escala, que responde a la existencia de un costo fijo asociado a la producción de cada bien, en el equilibrio de competencia monopolística, cada país puede producir un cierto número máximo de bienes diferenciados, para que las empresas tengan beneficios no nulos. El comercio internacional entre dos países con estas características, permite que cada país se especialice en la producción de una parte de ellos, aumentando la escala de producción, en tanto que los consumidores de cada país pueden disponer de todos ellos, parte producidos localmente y parte importados. Debido a la existencia de economías de escala, ningún país puede producir por sí mismo toda la variedad de productos que resulta cuando hay comercio internacional.

Este tipo de modelos que requieren considerar la diferenciación en los productos no es de particular interés al explicar el comercio de electricidad, ya que ésta difícilmente pueda ser considerada un bien sujeto a diferenciación de productos.

Krugman (1990)31describe también una situación en la que las economías de escala generan incentivos al comercio internacional, suponiendo bienes homogéneos. Se consideran dos países, D y E, que producen dos bienes 1 y 2. El bien 1 es producido con economías de escala externas o internas. El bien 2 es producido con retornos constantes a escala. Existe un único factor de producción, en cantidades fijas en cada uno de los

30 Paul R. Krugman. Rethinking International Trade, The MIT Press, 1990. Capítulo 131 Paul R. Krugman. Rethinking International Trade, The MIT Press, 1990. Capítulo 5.

58

países. El país E es mayor por lo que posee una mayor dotación del factor y cantidad de consumidores, en la misma proporción.

En la situación sin comercio, cada país producirá ambos bienes. La cantidad de cada bien que producirá cada país, dependerá de la dotación total del factor de producción y de la función de utilidad que represente las preferencias de los consumidores del país por distintas combinaciones de consumo de los dos bienes. Supongamos que las preferencias de los consumidores son idénticas en los dos países, pero que la cantidad de consumidores en el país E es mayor que en el país D. En la situación de equilibrio de cada país previa al comercio, el sector 1 tendrá entonces un mayor tamaño en el país E, con lo que la cantidad de factor por unidad de bien 1 producida será menor en el país E, o lo que es lo mismo, el precio del bien 1 en relación al precio del factor será menor en E. Si a partir de esa situación se abre el comercio internacional, el país E partirá de una situación de mayor competitividad del sector 1. En el equilibrio resultante del comercio internacional, el sector 1 tenderá a concentrarse en el país E. Dependiendo de la cantidad de factor de cada país y de la función de utilidad de los consumidores, en dicho equilibrio, la producción del bien 1 estará concentrada en un solo país o repartida en ambos, pero en cualquier caso, el sector 1 tendrá menor costo medio en el país E de mayor tamaño.

En términos del comercio de electricidad entre dos países, uno grande y otro pequeño: en la medida que las tecnologías de generación eléctrica empleadas presenten economías de escala, existirá una tendencia a la especialización productiva, en la que el país mayor concentrará la actividad de generación eléctrica, a menos que otros fenómenos, por ejemplo la limitación en la capacidad de interconexión, limiten el efecto anterior.

7.4 Los beneficios del comercio y la variación de costos marginales y precios en el comercio internacional de electricidad

Al analizar el comercio internacional resulta relevante considerar algunas variables macroeconómicas:

• Los precios antes y después del comercio de ambos países• Las ganancias o pérdidas de utilidad de los consumidores y los productores de

electricidad (los generadores) que resultan del comercio.

El gráfico siguiente representa esas variables.

59

Se está suponiendo que las curvas de costo marginal de generación de ambos países son continuas, y que no existe un costo variable por el comercio internacional, es decir que el mismo se realiza a través de una red sin pérdidas.

El gráfico presenta las generaciones y demandas de dos países que comercian, en el eje horizontal. La generación y demanda de A se miden a partir del punto OA y crecen hacia la derecha. La generación y demanda de B se miden a partir del punto OB y crecen hacia la izquierda. CMgA y CMgB son las curvas de costo marginal de generación en función de la cantidad generada.

En la situación sin comercio, las generaciones de ambos países GinA y Gin

B coinciden con las demandas respectivas. Los costos marginales de ambos países en esa situación son pin

A y pinB. Si en los dos países existiese un mercado de generación en competencia

perfecta o un mercado regulado a precio óptimo (en el sentido de maximizar la suma de excedentes de generadores y consumidores de electricidad), el precio en cada país antes del comercio coincidiría con el respectivo costo marginal.

Para la situación con comercio, supongamos que los dos países consiguen implementar una solución eficiente o Pareto óptima, en la que todas las ganancias potenciales del comercio para el conjunto de ambos países se consiguen efectivamente, lo que requiere que las generaciones sean Gin

A y GinB, para las que se cumple que el costo marginal de

generación termina siendo igual en ambos países. Esas cantidades óptimas corresponden al punto c del gráfico, donde se cortan las dos curvas de costo marginal. El país B resulta exportando una cantidad EB→A al país A.

Aún cuando los dos países hayan definido un régimen de comercio que permita lograr una situación eficiente, no está determinado el reparto de los beneficios creados por el comercio. Dichos beneficios son iguales al área (abc), es decir la integral de la diferencia de costos marginales barrida por el rango de la exportación EB→A.

Son posibles infinitos acuerdos de reparto de beneficios, que resultan de distintos regímenes de precios de la energía en el comercio entre ambos países.

GfinB

DA=Gin

A

GfinA

DB= Gin

B

CMgA

CMgB

pinB

pinA

EB→A

pfin pfin

c

b

a

OA

d

e

60

OB

En particular, si los dos países acuerdan la formación de un único mercado y este es competitivo, o bien a precio regulado igual al costo marginal resultante, común a ambos países, el precio único que regirá será igual al costo marginal final, que coincide en ambos países pfin.

En ese caso en el país exportador B:• el conjunto de los generadores del país exportador B experimenta un aumento de sus

beneficios igual al área (c d pfin pinB b)

• el conjunto de los consumidores del país exportador B experimenta una reducción de utilidad igual al área (d pfin pin

B b)• el conjunto de todos los participantes del mercado, generadores y consumidores, del

país B exportador experimenta un aumento de utilidad igual a (cdb), es decir que la ganancia para el conjunto del país exportador es igual a la integral del precio final pfin menos el costo marginal CMgB, en el rango de exportación EB→A.

Mientras que el el país importador:• el conjunto de los generadores del país importador A experimentan una reducción

de sus beneficios igual al área (a c pfin pinA e)

• el conjunto de los consumidores del país importador A experimentan un aumento de utilidad igual al área (a pin

A pfin d)• el conjunto de todos los participantes del mercado generadores y consumidores

experimentan un aumento de utilidad igual a (adc), es decir que la ganancia para el conjunto del país exportador es igual a la integral del costo marginal CMgA menos el precio final pfin en el rango de exportación EB→A.

La suma de beneficios del conjunto de participantes de ambos mercados es el área abc, igual a la integral de la diferencia de costos marginales en el rango de exportación EB→A.

Esto ilustra que el comercio internacional de energía, para el caso de fijación de precios que resultaría de un único mercado competitivo genera ganadores y perdedores, a menos que se creen mecanismos de compensación a los consumidores del país exportador y a los generadores del país importador.

Por otro lado, puede observarse que si la curva de costo marginal del país importador, CMgA, tiene pendiente mayor en valor absoluto que la del país exportador CMgB, en el tramo barrido por la cantidad exportada, entonces, el beneficio del comercio es mayor para el país B. Obsérvese que la curva de costo marginal tiende a tener pendiente mayor en el país cuyo sistema eléctrico es de menor tamaño.

Es decir que la existencia de un único mercado, con un precio único como resultado del comercio tiende a conceder al país menor una parte mayor del beneficio del comercio internacional de energía eléctrica.

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