Desde finales de la década de 1980, y durante la década de 1990, se han producido grandes reformas en el sector eléctrico a nivel internacional. Una de las reformas más recientes fue la realizada en el estado de California, EE.UU., a partir del año 1996.

Debido a serios problemas observados durante el año 2000 –fuerte incremento en los precios spot de la energía mayorista, cortes del servicio, serias dificultades financieras de las distribuidoras eléctricas, etc.–, la reforma de California ha generado en el país y el exterior distintos reparos y argumentos respecto de la conveniencia de reformar estas industrias previendo mayor participación de actores privados organizados en base a reglas de mercados competitivos, y concluyendo que los mercados son muy imperfectos y que por ende el Estado debe mantener un rol sumamente activo.

Dichos reparos y argumentos en muchos casos han demostrado ser sumamente improvisados y carentes de un análisis económico serio respecto de las particularidades de dicha reforma y otras circunstancias que explican los problemas observados. En particular, tienden a caer en el simplismo de interpretar una única dimensión del diseño (des)regulatorio –"más o menos participación del Estado"–, sin cuestionar otra dimensión fundamental –"qué tipo de intervención pública, y reglas, son eficientes".

Por ello, en esta nota se resumen los puntos salientes de la reforma del sector eléctrico llevada a cabo en California y se discuten las conclusiones derivadas.

En 1996 la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ordenó a las empresas eléctricas en todo EE.UU. a permitir el acceso a las redes a generadores y consumidores de cualquier parte del país, con tarifas y condiciones no discriminatorias, y requirió la separación de las actividades de generación, transporte y distribución (Order 888). Por medio de la Order 889, la FERC obligó a las empresas de servicios eléctricos a establecer sistemas electrónicos para compartir información sobre capacidad disponible de transmisión (Open Access Same-Time Information System, OASIS), desarrollando así el mercado mayorista de electricidad en Estados Unidos. Tal reforma resultaba particularmente importante en función de la gran diversidad de precios observada en ese entonces. En particular, California estaba ubicada décima (en orden descendente de precios) entre los 50 estados, con una tarifa promedio de 9,48 centavos/kW, mientras que el promedio para el país era 6,86 centavos/kW.

En ese mismo año se aprobó la reestructuración del sector eléctrico en California (por medio de la Electric Utility Industry Restructuring Act, Assembly Bill 1890), separando las actividades de generación, transporte y distribución de electricidad, y creando un marco competitivo en la etapa de generación. A partir del 31/3/1998 las IOU pasaron a ser compañías reguladas de distribución (Utility Distribution Companies, UDC), que compiten con compañías privadas de comercialización minorista (llamadas non-utility Energy Service Providers, ESP). Algunas IOU también participan (aunque en menor medida) en la generación de energía, formando parte de las compañías competitivas. Las líneas de distribución local siguen siendo operadas por las compañías pre-existentes.

El mercado mayorista de electricidad fue estructurado de la siguiente manera. Por un lado, se creó un Operador de Mercado (Power Exchange de California, CalPX o PX) en el mercado spot, donde los generadores compiten por la venta de electricidad en respuesta a las demandas de los compradores (UDC, ESP, mayoristas). El CalPX determina el precio spot en intervalos de una hora con un día de anticipación, a través de una subasta electrónica. También asigna los generadores según un orden de mérito para satisfacer la demanda. La participación de compradores y vendedores es voluntaria, excepto para las IOUs, quienes deben comprar toda la electricidad necesaria para satisfacer la demanda de los usuarios durante un período de transición de 4 años (a partir de marzo de 1998) en el mercado spot. Por otro lado, existe un Operador de Sistema (CAISO), encargado proveer el servicio de transmisión y balance del sistema a mínimo costo y de asegurar el cumplimiento de todos los estándares de transmisión del servicio (vgr., confiabilidad, etc.). Esto genera problemas de coordinación en el despacho de electricidad, en particular, debido a la ausencia de un sistema eficiente de tarificación de la congestión. Mientras que el CalPX se encarga de calcular las compras, ventas y precios con un día de anticipación, el CAISO debe asegurar el despacho (y redespacho) en tiempo real.

Se permite que nuevos generadores (Non-Utility Generators) puedan vender a los consumidores directamente a través de contratos. También comenzó a ser posible crear compañías o grupos de usuarios para realizar compras conjuntas y sacar ventaja en las compras de mayores volúmenes de electricidad.

Debido a la desregulación del mercado, se introdujo un período de transición para las IOUs que realizaron inversiones en infraestructura para satisfacer la demanda antes de la desregulación. La compensación a estas compañías por sus "stranded assets" (vgr., activos que no están en condiciones de operar competitivamente en el nuevo mercado con los activos pre-desregulación) se financia con un cargo de transición (Competition Transition Charge, CTC), que aparece como un cargo adicional en las facturas proporcional al consumo, tanto a través del CalPX como de contratos.

Las tarifas –reguladas– se congelaron a partir de Junio de 1996 hasta que las compañías IOU recuperen los costos relacionados al CTC, o hasta Marzo de 2002, en los sectores agropecuario, residencial, industrial y grandes clientes comerciales, si bien en Enero de 1998 las tarifas para consumidores residenciales y pequeños clientes comerciales se redujeron un 10%.

Una serie de problemas importantes han tenido lugar en el mercado eléctrico en California desde mediados del año 2000: i) altos precios mayoristas, ii) escasez intermitente de energía durante períodos de demanda pico, y iii) el deterioro financiero de tres grandes IOUs: PG&E, SCE y SDG&E. Pero por detrás de ellos aparecieron las deficiencias de diseño del mercado.

a) Problemas

i) Precios Mayoristas: el precio mayorista promedio de la electricidad pasó de U$S 29.7 por MWh en diciembre de 1999, a U$S 377 por MWh en diciembre de 2000 (casi 13 veces más alto). En el caso de SDG&E hubo un aumento transitorio en los precios minoristas, que se descongelaron en julio de 1999 (U$S 110 por MWh) vía un traslado de los precios mayoristas, para llegar a un valor de U$S 160 por MWh en julio de 2000. Por medio de una ley se estableció un precio máximo de U$S 65 por MWh para los clientes de esa compañía (efectivo a partir de junio de 2000).

Existen diferentes interpretaciones sobre los incrementos en los precios mayoristas. Por un lado, algunos estudios (Borenstein (1999) y Borenstein, Bushnell y Wolak (2000), entre otros) hallan que los generadores ejercieron poder de mercado vía reducciones de capacidad cuando las condiciones de mercado eran rígidas. La teoría detrás de esta interpretación es que el generador (o grupo de generadores) contrae la oferta de generación para afectar el precio y así obtener beneficios extraordinarios, particularmente debido a que la demanda es muy inelástica (porque los precios finales regulados no reflejan correctamente las variaciones del precio spot) y a la ausencia de contratos de largo plazo que resten incentivos a dicho tipo de conductas. Por otro lado, Hogan (2000) explica los incrementos en precios spot como el resultado de aumentos en los costos de generación (aumentos en el precio del gas y condiciones más rígidas en los permisos de emisiones) y escasez de insumos (baja hidraulicidad). Con respecto a la eventual conducta monopólica de los generadores, Hogan (2000) considera que si bien ellos se comportaron estratégica-mente al evitar el "mercado de un día" (retirando o reduciendo su oferta de generación) para vender toda su capacidad en el "mercado de tiempo real" a un precio mayor, ello no implica que gocen de poder de mercado. En efecto, esta es una respuesta racional a los incentivos generados por el mal diseño del mercado, en lugar de un ejercicio de poder de mercado. Hasta un generador de 1 MW de capacidad tenía incentivos a proveer en el mercado de tiempo real. Sin embargo, disponer de poder de mercado requiere algo más que realizar dicha conducta estratégica; requiere poder obtener beneficios supra-normales de manera permanente sin atraer nuevos generadores al mercado en el mediano plazo.

ii) Escasez de Energía: desde 1999 ha habido escasez de energía, provocando distintos cortes programados. La gravedad de este problema se puede visualizar con las "notificaciones de estado de emergencia" que se enviaron a los consumidores. Las notificaciones con posibles cortes de energía no programados aumentaron de 1 en el 2000 a 38 en los primeros 5 meses de 2001, mientras que las notificaciones con cortes programados aumentaron de 36 a 61 durante los mismos períodos.

iii) Errores de diseño y de regulación: los errores en el diseño de los precios de congestión llevaron a la FERC a intervenir en el sector. En diciembre de 1999, la FERC se refiere al tema: "el problema que enfrenta la CAISO es que el actual diseño del manejo de la congestión zonal es básicamente defectuoso y necesita ser reparado o reemplazado". Por medio de las Enmiendas 19 y 23 de las tarifas del CAISO, se modificaron los requerimientos de interconexión de nuevos generadores (los nuevos generadores en una zona deberán tomar medidas para mitigar la congestión dentro de la zona) y de determinación de precios (en particular, opciones para el pago ex-post de ajustes de balances); y por medio de la Enmienda 24, el CAISO propuso realizar pagos adicionales a los generadores localizados en áreas con restricciones de capacidad para inducir inversiones en generación y transmisión.

iv) Problemas financieros en PG&E, SCE y SDG&E: las finanzas de estas compañías (que cubren el 68% del mercado californiano) se han debilitado significativamente, de manera insostenible, debido a las grandes pérdidas causadas por la imposibilidad de trasladar los aumentos de costos a los precios finales.

b) Factores que llevaron a estos problemas.

En primer lugar, el diseño del mercado no provee incentivos para la inversión en generación. Mientras que la demanda aumentó un 2.5% promedio anual entre 1995 y 2000 (con un aumento inesperado en el 2000), la capacidad de generación disminuyó (con una marcada ausencia de construcción de nueva capacidad). Segundo, existía una fuerte dependencia de generación de energía de otros estados, en particular, de energía hidroeléctrica del Noroeste (que sufrió una caída debido a la reducción inusual del nivel de aguas). Por otro lado, el precio del gas natural sufrió aumentos superiores al 50%, debido a factores propios de esa industria. Además, existía una considerable capacidad de generación fuera de operación en necesidad de reparación. Estos tres factores explican una escasez de oferta importante. Tercero, la regulación de los precios minoristas impidió el traslado (passthrough) del aumento de precios mayoristas a los usuarios finales (quienes, a su vez, no respondieron a la escasez de electricidad reduciendo su consumo dado que los precios finales no se incrementaron). Cuarto, la línea de transporte (Path 15) que conecta el Sur y el Norte de California estaba congestionada, lo que reducía la posibilidad de transporte de energía excedente. Quinto, ante la incertidumbre de la capacidad de pago de las distribuidoras, algunos generadores negaron la provisión de energía a las compañías en problemas. Sexto, la falla del diseño regulatorio, por el cual se requería a las distribuidoras abastecerse en el mercado spot, exacerbó el problema. En particular, las IOUs no podían realizar contratos de suministro sino comercializar a través del CalPX, lo que les impidió realizar contratos a término, con precios más estables y previsibles.

A continuación se realiza un detalle de las medidas tomadas para contrarrestar la crisis en el sector:

LA FERC eliminó el requerimiento que obliga a las IOUs a realizar transacciones a través del CalPX. También terminó con el esquema de tarifas mayoristas del CalPX. CalPX dejó de funcionar en Enero de 2001.

La CPUC permitió a PG&E y SCE agregar sobrecargos transitorios (para el trimestre Enero-Marzo 2001).

El Gobernador de California autorizó al California’s Department of Water Resources a comprar energía a través de contratos y venderla a PG&E y SCE. Esto es, usó un intermediario para compensar a estas IOUs por la falta de oferta, atacando el riesgo de insolvencia que atemorizaba a los generadores.

Se llegó a un acuerdo entre el estado de California y SCE (falta la aprobación de la legislatura) para comprar el sistema de transmisión de esta compañía por U$S 2.76 billones. El objeto es ayudar a la compañía para su recuperación.

La FERC anunció un plan para lograr mayor estabilidad, un mejor control y un alivio en los precios en el mercado de energía de California. En particular, le da más control a CAISO sobre la escasez de energía en las plantas, se establecen requerimientos de provisión de información a la FERC para un mejor monitoreo futuro, y se establecen medidas para controlar los incrementos desmedidos en precios. En particular, se impone un "precio máximo blando" ("soft price cap") de $150. Los generadores que ofrecen un precio menor que $150 reciben el precio spot hasta $150. Los generadores que ofrecen por encima de $150 reciben su oferta, pero están sujetos a revisión y devolución de diferencias en caso que la Comisión (FERC) investigue y encuentre un costo de generación más bajo.

La CPUC acordó un aumento en el precio minorista para los usuarios de PG&E y SCE. El aumento promedio es del 19%, con máximos de 46% (y con algunas excepciones para usuarios residenciales con consumos bajos y usuarios de bajos ingresos).

El gobernador de California firmó el Senate Bill 6X creando la California Consumer Power and Conservation Financing Authority (CPA), con poderes para construir, poseer y operar generadores de energía, y financiar proyectos de conservación de energía. También firmó el Senate Bill 28X, acortando los tiempos para rever una solicitud para la creación de una nueva planta de energía o mejoras en una existente.

El Secretario del Departamento de Energía ordenó a la Administración de Energía del Area Oeste (que pertenece al Departamento de Energía) completar la planificación y buscar financiamiento para aumentar la capacidad de transporte de la línea Path 15 y así reducir el cuello de botella existente.

La conclusión general de esta experiencia reciente en el sector eléctrico de California es que los problemas fueron derivados a partir de una combinación de un mal diseño del mercado desregulado y de "mala suerte" (en particular, la escasez de energía hidroeléctrica y el fuerte aumento del precio del gas natural). No es que los mercados hayan funcionado distinto a lo esperado en base al análisis económico (en particular, muchos observadores –académicos y participantes de la industria– en EE.UU. ya habían anticipado y criticado los defectos de la desregulación al momento de debatir la reforma, a tal punto que en otros estados que reformaron su sector eléctrico antes del año 2000, aumentando también el rol de los mercados en la asignación de recursos, se adoptaron soluciones distintas en varios sentidos.).

Por un lado, la rigidez existente en el passthrough hasta el año 2001 y la prohibición implícita de realizar contratos (debiendo las distribuidoras comprar toda la energía por medio de CalPX) llevó a las compañías a sufrir pérdidas y a que los consumidores no reaccionen a precios más altos vía una reducción en el consumo. Por otro lado, el diseño de mercado no generaba incentivos a invertir en generación (como respuesta a las "malas noticias" de sequías en el Noroeste) ni en transporte (como se evidencia en la última medida del gobierno, que debió intervenir para expandir la capacidad de transporte Norte-Sur). Como respuesta a estos problemas, la FERC está analizando varias reformas estructurales: un mejor diseño del manejo de la congestión del sistema, cambios en el sistema de subastas, modificación de requerimientos de balance (manteniendo el balance en el despacho), etc.

Sin embargo, aún hay tareas pendientes con respecto a la organización del sistema (un ISO a cargo del mercado de energía y de la coordinación de la transmisión), determinación de precios, mejora de contratos y derechos de transmisión (para que los agentes puedan protegerse frente a variabilidad en los precios, y para incentivar la inversión privada en generación y transmisión).Cabe esperar que en breve exista una mejor comprensión de los motivos que llevaron a esta experiencia fallida de desregulación o reforma regulatoria pro-mercado, para no asistir a improvisaciones desinformadas que no contribuyen a mejorar los resultados futuros obtenibles en industrias de servicios públicos.

Auguste, S. y S. Urbiztondo: "El sector eléctrico de EE.UU.: la experiencia reciente en California", Novedades Regulatorias, Vol.3, Junio 1999.

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