Sistemáticamente corrijo a quienes, sin entender la conceptualidad económica propia de la industria eléctrica chilena, se refieren a los costos marginales de producción del KWHora de energía, los que usualmente se publicitan con ese nombre, como si ellos fuesen precios de la electricidad que pagan los consumidores que compensarían en forma justa los costos del productor generador de electricidad. Esto transmite, a quienes se informan superficialmente, un conocimiento erróneo que se hace necesario aclarar por las consecuencias que su ignorancia produce, particularmente en estos tiempos de abultados precios en un mercado eléctrico distorsionado en el que no se cumplen los principios de la teoría económica aplicada a mercados perfectos y sus sistemas marginalistas de tarificación que son eficientes en ellos, pero no en el chileno, que ha estado y seguirá por algún tiempo desadaptado tanto en tecnologías eficientes de generación ycomo también en el transporte.

Conforme define la teoría económica, costos marginales son costos de abastecer la última unidad de consumo en una cierta industria y particularmente para la energía NO SON los costos de abastecer la totalidad del consumo pues, obviamente, para abastecer las primeras unidades de electricidad demandada, en el caso que deseo explicar, los costos son solo aquellos de carácter variable asociado a la producción de máquinas generadoras muy baratas de producción, luego creciendo hasta el punto que la demanda del ultimo KWH consumido es satisfecho por la unidad mas cara y más ineficiente económicamente de las despachadas por el organismo coordinador del sistema, CDEC en nuestro caso, ello para satisfacer de este modo el consumo de energía del sistema eléctrico completo y de su demanda máxima de potencia, cuyo último KW lo satisface una máquina de baja inversión.

Así, conforme a la teoría económica, tarificar a costos marginales de expansión, para la máxima potencia demandada, y de operación para la energía, permite a los propietarios rentar tanto sus inversiones como la operación del sistema completo bajo el supuesto teórico que este está eficientemente adaptado en oferta y demanda, lo que para ambos grandes sistemas interconectados chilenos hoy no se cumple, ya que el parque generador de la oferta todavía funciona parcial pero ineficientemente con petróleos que sustituyen el gas natural, combustible insuficiente para abastecer las eficientes máquinas generadoras construidas hace 12 años para ello, pero racionadas de gas argentino desde 2004, sustituido por diesel primero y luego por gas natural licuado, GNL, de origen remoto vendido por las plantas regasificadoras de Quinteros para el SIC y Mejillones para el SING, pero a precios de petróleo abasteciendo máquinas no desarrolladas para ello.

Así entonces, recordemos que en el caso de centrales hidroeléctricas de pasada el costo de cada Kwh producido es casi nulo y para centrales a carbón hoy es menor a 60 US$/Mwh. Como la totalidad del consumo no se puede abastecer solo con máquinas muy baratas de producción, pues ellas son de alto costo de inversión, una vez aprovechadas a plena producción dichas hidroeléctricas (o nucleares en sistemas donde las hay), las demandas mayores de electricidad son abastecidas actualmente por las que siguen en eficiencia económica, esto es unidades generadoras a carbón. Esto ocurre tanto en nuestro sistema termoeléctrico del norte como en el hidrotermico de la zona central, llegando progresivamente a que el organismo coordinador del balance producción-consumo eléctrico, CDEC, a ordenar abastecer la demanda con unidades generadoras con GNL, y finalmente con diesel cada vez mas caras por sus costos variables de producción que superan los 250 US$/Mwh, pues aquí no importa el costo ya hundido de inversión, lo que determina así el costo marginal horario de producción de electricidad cuyas cifras son anormalmente altas en nuestros sietemas eléctricos interconectados.

Ahora bien, así descrito el sistema de operación del sistema eléctrico, deseo destacar lo que es el origen de este artículo, que es que la legislación eléctrica define expresamente que dichos costos marginales, también llamados precios spot, son aplicables como precios de intercambio de producción eléctrica entre las empresas generadoras, esto es afectando entonces a las que satisfacen sus déficit comerciales comprando a costo marginal a las otras generadoras oferentes que equilibran la demanda física de electricidad, que entonces producen en exceso respecto a sus propios compromisos comerciales de contratos con clientes finales. La normativa demuestra que el legislador jamás tuvo la intención de que dichos precios que varian horariamente llegasen a los clientes finales con la variabilidad propia de costos de combustibles, sequias, fallas en protocolos internacionales o cambios legislativos, cuyo riesgo la ley establece que debe tomar la empresa generadora que desea comercializar más allá de su propia producción y que es precisamente el motor moderador de los especuladores, cuyo interés no es precisamente que el sistema eléctrico opere económica y eficientemente en su conjunto sino más bien que presente restricciones y fallas, sequias y altos precios de combustibles para así mantenerse comercializando al precio spot con pingues ganancias.

En concreto, dichos precios de transferencia aplicaron en el pasado sobre grandes volúmenes de energía transada en que los comercializadores de electricidad se esforzaban por reducirlos, ya que valores altos de los costos marginales reducen o incluso pueden hacer negativa la renta de los contratos de ventas a grandes industriales y mineros, e incluso a las distribuidoras. Sin embargo, cuando hoy hay numerosos contratos de suministro celebrados con los principales consumidores finales basados en costos marginales se pierde el motor moderador antes mencionado, lo que está promoviendo una reducción del interés de operadores existentes en acelerar inversiones eléctricas eficientes que rebajarían dichos altos costos marginales de suministro de electricidad.

En efecto, cuando las empresas generadoras están con sus carteras comerciales equilibradas, esto es con contrataciones comerciales similares a su producción segura, los volúmenes netos de electricidad transada a costos marginales son cifras reducidas que, paradójicamente, les hace muy atractivo a los operadores que existan razones de mercado que alcen los costos marginales, compensando entonces ampliamente sus notablemente menores costos de producción y también los de su comercialización con clientes finales. Esto último se evidencia especialmente cuando como producto de renegociaciones y de nuevos contratos de suministro, los costos marginales han sido traspasados, como precios de suministro eléctrico a grandes clientes finales y sorprendidos dramáticamente en algunos casos. Me refiero a singularidades como la sorprendente conceptualidad de aplicación de una resolución ministerial –RM39- diseñalado por los operadores del SING para traspasar a los mineros sobrecostos de ineficiencias de operación sino que vergonzosamente además, beneficios de oportunidad transformados así en rentas reales. Esto amerita que la autoridad reguladora intervenga corrigiendo esa distorsión.

Lo descrito sin duda no ha sido voluntad de los clientes finales sorprendidos con contratos erróneamente hechos u obligados por ausencia de oferta e incluso aplicados a las ventas de empresas generadoras a las distribuidoras de electricidad como consecuencia de la validación hecha por la propia legislación que rige los procesos regulados de licitación de estas últimas. Repito que la legislación nunca pretendió que estos precios aplicasen a clientes finales, pues de haberlo considerado entonces habría dado acceso a los clientes industriales y mineros a comprar en el mercado spot mayorista parte o el total de sus demandas a dichos costos marginales, lo que hoy debería ser uno de los cambios de ley que se estudien y que podría acelerar el interés de operadores existentes por readaptar eficientemente la oferta y la demanda desadaptadas desde el racionamiento de gas natural que nos impuso argentina y por eventos económicos mundiales.

Como ejemplo demostrativo de lo anterior es que a una empresa eléctrica generadora le convendría hoy desarrollar perversamente solo 2 tecnologias, pero de extremos costos de inversión y de operación. Así conseguiría que las transferencias entre generadores a costo marginal sobrerentasen las tecnologías baratas de los que están en posición vendedora y, por otra parte, resultando indiferente o incluso rentable, a aquellos proveedores que en su gestión comercializadora deben adquirir en el mercado mayorista el suministro, pero esta vez indiferentemente a costo marginal pues traspasan via contrato dichos altos costos a sus clientes consumidores.

Aún más parecería que en este mercado eléctrico chileno conviniera a las empresas operadoras que persistiera esta condición actual de entrabamiento del desarrollo eléctrico de centrales y líneas de transporte, pues ello mantiene en el tiempo la desadaptación entre oferta y demanda y sus costos marginales elevados, permitiendo los ejercicios antes descritos y que hasta ahora se traducen en altos precios de electricidad sostenidos en el tiempo más allá de lo esperable y que tienen a nuestro país en niveles de precios que mas que duplican el de países vecinos con mercados eléctricos de gestión similares al nuestro.

Así entonces, este es uno más de los desafíos que espero enfrente la comisión de expertos eléctricos recientemente conformada y que ojala aborde aportando soluciones que esperaríamos fueren de prolongado efecto en el tiempo para orientar el desarrollo de la industria eléctrica chilena perfeccionada una vez más.

Evidencia de la presencia y alta influencia de costos marginales en los contratos

En la gráfica anexa, ejemplificamos lo descrito usando las estadísticas reales de precios en el SING haciendo evidente como los precios de mercado libre, en azul, coinciden con los precios regulados de nudo, en verde, en tanto por debajo de ellos están, en rojo, los costos marginales del sistema. Se aprecia que estos ultimos van incrementándose desde un mercado eléctrico que deja de ser eficiente en 2004, afectado a partir de entonces por la perdida gradual del gas argentino; este combustible tuvo que ser reemplazado forzosamente en los generadores de ciclos combinados por diesel, cuyos precios se elevan internacionalmente para llegar a un máximo en 2008. Progresivamente desde 2006, dichos costos marginales fueron incorporados a los precios de contrato de los principales consumidores del SING y se advierte claramente como consecuentemente se elevan los precios de mercado y, conforme a la propia ley, arrastran también a los precios regulados de Arica, Iquique, Calama y Antofagasta, que a partir de entonces muestran triplicar los precios normales de 2004, en tanto los precios de contratos se alzan un máximo que alcanza a 5 veces durante la vorágine mundial de 2008 que luego se desploma en 2009, pero dejando una evidencia de precios mayoristas a cliente final, regulados y de mercado, influenciados y prácticamente igualados a los costos marginales, aún cuando costos de producción del sistema eléctrico son actualmente en 60% provenientes de carbón, a costos variables de generación que son cercanos a la mitad de dichos precios mayoristas y cuya diferencia sobrerenta inversiones en cualquier tecnología presente en el mercado eléctrico del SING, afectado además por una competencia evidentemente ausente ya muchos años y en la que un actor relevante tiene el 50% del mercado que alguna vez hace 12 años fue notablemente competitivo.

Como dato actual se puede mencionar incluso que la puesta en servicio actual en el SING de las centrales carboneras Angamos, Andina y Hornitos, produciendo bajo 60 US$/Mwh están desplazando centrales operando a costos cercanos al triple de esos costos, lo que debiese ser capturado por una reducción similar de los costos marginales que son traspasados a clientes finales mineros como precios de contrato.

Cuando lo descrito así suceda en el SING (evidencias ha habido ya durante las ultimas semanas de julio 2011), la pregunta que debe hacerse todo analista o consumidor importante cuando los costos marginales sean los de producción a carbón, es si las empresas eléctricas generadoras del Norte Grande caerán consecuentemente en default financiero. La pregunta deriva de que la caída del Costo Marginal (desde niveles superiores a 120 US$/MWH mantenidos en los últimos años) implicaría fuertes reducciones de ingresos por ventas de electricidad de las empresas generadoras a sus clientes con contratos que han sido celebrados traspasando dichos costos marginales. La respuesta es que muy probablemente no se producirá default alguno, lo que demostrará que habrá que discutir si es realmente justa la transferencia de recursos desde consumidores hacia los productores de electricidad bajo una tarificación marginalista en un mercado desadaptado.

Si se repite este análisis en el Sistema Interconectado Central, al ser su matriz de generación con alta componente hidroeléctrica, el efecto mostrado solo se atenua pero no se elimina la distorsion antes mostrada del SING, lo que se aprecia esta vez en el gráfico comparativo de la evolución de precios de mercado en ambos sistemas. Así es también muy claro como la influencia de la sequia 2010 y el creciente precio del petróleo internacional y sus consecuencia de altos costos marginales, resulta en un traspaso de ello a los contratos de suministro de generadores a sus clientes afectados por esta conveniente innovación hecha por y para la industria eléctrica, asegurando sus rentas al traspasar riesgos y costos instantáneos que la propia legislación definió como propios de ese sector, modalidad negociadora que agregada a la limitada competencia muestra resultados de un promedio de precios que en el gráfico muestra que se incrementó cerca de 30% el último año, alcanzando cifras que lesionan la industria y minería chilena y su competitividad en los mercados internacionales.