Análisis de los costos de capital (o inversión) en la generación de energía y su impacto en los mercados eléctricos de América latina

Análisis de los costos de capital (o inversión) en la generación de energía y su impacto en los mercados eléctricos de América latina

Por Sergio Botero Botero

Tras la desregulación de los años ’90 en América latina, los mercados de generación eléctrica tendieron a la concentración. El rol del Estado como regulador y como inversor. Los posibles escenarios futuros y la salida deseable.
 
Profesor Asociado. Universidad Nacional de Colombia - sede Medellín


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Los mercados eléctricos han cambiado radicalmente en las últimas décadas. Anteriormente en América latina se tenían monopolios verticalmente integrados, en su mayoría de propiedad pública. Algunos países emprendieron una reestructuración de sus sistemas, Para los años ’90 la mayoría de los países emprendieron procesos de reestructuración, los cuales se caracterizaron por la introducción de la competencia en el mercado y la participación del capital privado. Actualmente en América latina hay diversidad en los tipos de estructura de estos sistemas. Algunos países conservan el monopolio estatal mientras otros tienen mercados competitivos con diferentes niveles de participación privada. Ciertos países tuvieron un regreso al control estatal de los activos mientras que otros están haciendo gestiones por ampliar los mercados más allá de sus fronteras nacionales en procesos de integración regional (por ejemplo Centroamérica).

En los países en que se llevó a cabo, la reestructuración estuvo enmarcada por un cambio en la concepción del Estado. Se argumentó que anteriormente el Estado comprometía gran cantidad de sus recursos (y cupo de deuda externa) para la provisión de energía eléctrica existiendo grandes necesidades en otros aspectos sociales más prioritarios, además de que en algunos casos estas entidades resultaron altamente ineficientes y corruptas. De ahí que bajo el nuevo concepto el Estado buscó dejar de ser un proveedor de servicios, permitiendo que otros agentes asumieran las inversiones y la provisión de los mismos, para pasar a ser más bien un regulador o árbitro de estos agentes.

Una de las razones para que el Estado fuera propietario de las empresas eléctricas era que se necesitaban cuantiosas inversiones para construir grandes proyectos de generación (principalmente hidroeléctricos en América latina), los cuales tenían unos costos de inversión tan altos que era prácticamente imposible que un actor privado tuviera acceso a esos montos de capital.

Sin embargo, a comienzos de los ’90 se dio un gran salto tecnológico al desarrollarse la tecnología de Turbinas de Gas con Ciclo Combinado (TGCC), la cual permitió que se pudieran construir proyectos termoeléctricos pequeños a precios muy competitivos, tal como se muestra en la figura 1, los cuales lograban costos competitivos a una escala relativamente baja, permitiendo la partición horizontal en la generación, además de que los montos de inversión requeridos eran significativamente menores a los de las décadas pasadas, facilitando que los actores privados pudieran invertir y ser competitivos en el mercado. Adicionalmente, al tratarse de plantas pequeñas (del orden de 100 MW) era posible hacer una división horizontal de la actividad de generación, permitiendo que se ampliara el número de competidores y se presentara disputabilidad en el mercado, situación básica para alcanzar mayor eficiencia económica. Es así como se presentaron las condiciones adecuadas para que los mercados eléctricos con preponderancia térmica y amplia disponibilidad de gas natural se desregularan introduciendo la competencia, tal como ocurrió en Inglaterra.

Aunque los avances tecnológicos permitieron reducir el tamaño y los costos en las plantas térmicas, en realidad la generación de energía eléctrica presenta todavía economías de escala considerables (esto es, mientras mayor sea el tamaño de un proyecto, menor será su costo de instalación por MW, o su costo de generación de energía por kWh), especialmente en las plantas hidroeléctricas. Es así como la eficiencia por competencia (en la cual se obliga a una segmentación horizontal de la propiedad de activos de generación en busca de aumentar la disputabilidad del mercado) en algunas ocasiones puede ir en contra de las eficiencias por tamaño o escala.

En este orden de ideas, en el momento en que se llevó a cabo la reestructuración de los mercados de América latina, cada país tenía condiciones muy particulares a las cuales se debió adaptar el modelo. Dichas condiciones tuvieron que ver básicamente con los tamaños de los mercados, las fuentes energéticas disponibles y la posibilidad de eficiencia por economías de escala. A continuación se hará un breve análisis de los costos que se consideran en la generación de energía eléctrica.

Costos de la electricidad

Hay dos tipos de costos de energía eléctrica que hay que tener en cuenta cuando se hacen análisis financieros y económicos, ambos obviamente están relacionados, pero tienen diferentes implicaciones.

Costo de inversión, también llamado como costo de capital (por su traducción literal del término utilizado en inglés “Capital cost”), y representa la cantidad de dinero o capital que hay que invertir para construir una planta eléctrica, se representa normalmente en valor absoluto ($) para saber el monto total de construcción de una planta, o en valor específico en ($/kW), por unidad de capacidad de generación o potencia, esta unidad es el W, o cualquiera de sus múltiplos (kW, MW, GW, TW, etc.). Algunos autores lo llaman también costo de instalación con el fin de diferenciarlo del término financiero “costo de capital”, el cual en análisis financiero representa la tasa de retorno esperada por un inversionista.

Costo de generación, en $/kWh, indica el costo real de producir una unidad de energía de electricidad, normalmente esta unidad es el kWh. Esto incluye todos los costos en que se incurrió para generar la energía, incluye todos los costos tanto fijos como variables para generar la energía, entre ellos están: costos de inversión equivalente, de operación, mantenimiento, combustibles (si así lo requiere).

Cuando se habla de un costo de inversión equivalente en $/kWh o “nivelado” (en inglés este término es conocido como “levelized capital cost”), consiste en convertir la suma del costo de inversión a un equivalente en $/kWh, esto se hace normalmente convirtiendo este costo en un pago equivalente por período, dividiéndolo por la generación de energía en el período. Para hacer esta conversión se debe utilizar un factor de equivalencia financiera, el cual es función de la tasa de interés utilizada y el tiempo de pago del monto inicial. Debido a que se representa como un pago periódico, este rubro pasa a ser parte de los costos fijos.

Dependiendo de la tecnología que se utilice, el costo de inversión equivalente puede ser un componente muy relevante del costo de generación. Un comparativo de la participación de costos de inversión se presenta en la tabla 1 para diferentes tecnologías. Se puede ver claramente que en las tecnologías hidroeléctrica y eólica la participación del costo de inversión representa más del 80% del costo de generación, mientras que para las termoeléctricas este porcentaje es menor. De hecho, en las hidroeléctricas este componente es muy alto, puesto que es una tecnología que requiere una inversión inicial considerable en comparación con los costos de operación y mantenimiento, además de que no se debe hacer ningún gasto en “combustible”, o fuente de energía primaria para generación. El otro extremo son las termoeléctricas, las cuales tienen un costo de inversión relativamente bajo, pero que para su operación requieren consumir grandes cantidades de combustible.

Es importante notar que estos precios son hechos bajo unos supuestos específicos de costos de combustibles, factores de carga, tasas de interés y vidas útiles. Por lo tanto es probable que los precios no reflejen características propias de cada país, sin embargo sí ilustran unos datos aproximados de la composición del costo de generación.

La tabla anterior presenta el costo de inversión equivalente en UScents/kWh, sin embargo resulta importante ver este valor por kW instalado, y en sus montos absolutos, tal como lo muestra la tabla 2.

Tal como se puede observar, de las tecnologías anteriores la energía hidroeléctrica es la que tiene un mayor costo de inversión por kW instalado, este dato se vuelve aún más dramático cuando se van a calcular los costos totales. Los montos de inversión para una hidroeléctrica resultan ser muy altos, y es importante notar que para un inversionista privado, aunque su principal criterio cuando hace una inversión es obtener una tasa de retorno alta, también busca minimizar el monto invertido.

Efectos de las economías de escala de proyectos hidroeléctricos

Los mercados eléctricos de Sudamérica se han caracterizado por tener preponderancia de la generación hidroeléctrica, y es un hecho que para muchos proyectos el sector privado no tiene suficiente capacidad financiera como para asumir los montos requeridos. Es así como a pesar de que se tiene una tendencia a abrir el mercado, la realidad es que los gobiernos en su mayoría asumen estas inversiones a través de las empresas eléctricas de su propiedad o en las que tienen participaciones mayoritarias, o dando las garantías necesarias para su desembolso. Algunas empresas privadas que tengan una notable posición dominante en su mercado también tienen la posibilidad de asumir estos proyectos (el caso más claro se presenta en el mercado chileno), pero definitivamente es muy poco probable que una empresa privada mediana o pequeña en un mercado competitivo se aventure a invertir en grandes proyectos hidroeléctricos.

En la tabla anterior se presentaban los datos para una hidroeléctrica típica de 300 MW, sin embargo existen proyectos de mucho mayor tamaño, los cuales pueden representar economías de escala significativas. La tabla 3 muestra algunos grandes proyectos hidroeléctricos que se tienen actualmente en Sudamérica, para las plantas con capacidad superior a 1000 MW, los costos de inversión oscilan entre 1500 y 950 U$S/kW.

No sobra decir en este punto que algunos de los grandes proyectos hidroeléctricos han tenido gran oposición de diferentes sectores de la sociedad por sus impactos ambientales, y es posible que los costos económicos (para la sociedad) sean mayores a los presupuestos aquí descritos, sin embargo este análisis queda fuera del alcance de este artículo. Adicionalmente, en la tabla se presentan los costos estimados por los promotores de los proyectos. La experiencia ha demostrado que es muy probable que estos montos aumenten cuando se construyan y entren en operación definitivamente. Aun con estas consideraciones, es importante notar el efecto de la economía de escala en comparación con proyectos de 500 MW o menos, en los cuales los costos de instalación son superiores a 2.000 U$S/kW.

Si se comparan los tamaños de estas plantas con el tamaño de los mercados, y considerando que estos proyectos serán llevados a cabo por agentes ya existentes (en su mayoría públicos), los cuales normalmente tienen plantas de generación con una participación alta en el mercado, está claro que estos agentes entrarán a aumentar su posición dominante en el mercado. De esta forma se disminuirá la posibilidad de que haya competencia en los mercados, sin embargo se podrán ofrecer precios más bajos en virtud de la economía de escala lograda.

En algunos países se ha vuelto a un control estatal de la industria eléctrica, mientras que para otros países que siguen bajo la modalidad de mercado, actualmente se está presentando una tendencia a que haya reconcentración en la generación de energía, en su mayoría por parte de agentes con propiedad pública (o mixta con mayoría pública), y los reguladores han comenzado a reconocer que no pueden defender las economías de competencia a ultranza, reconociendo que evidentemente hay economías de escala.

En los casos mencionados, aunque hay mayor participación en la generación de las empresas con capital público (o en su mayoría público), se ha mantenido la naturaleza de entidades con cierto grado de independencia corporativa. En este sentido no se ha coartado la posibilidad de participación de empresas del sector privado, sin embargo, tal como se mencionó anteriormente, las empresas de propiedad estatal tienden a asumir los proyectos de mayor escala, mientras que los privados está invirtiendo en proyectos menores.

Por parte de los organismos reguladores se ha evidenciado un reconocimiento de que la concentración en el mercado es difícil de detener, especialmente cuando se requiere la expansión del sistema y la construcción de nuevos proyectos. En este sentido se está entrando a regular los costos de generación en caso de que se presente posición dominante en el mercado.

Integración de mercados, eficiencia por competencia y por escala

A manera de conclusión, se observa que los cambios que se hicieron en los mercados eléctricos en los noventa siguieron un modelo que se basaba en una eficiencia por competencia donde los diferentes agentes generadores del mercado tenían una baja participación. Sin embargo, en la práctica se ha dado una concentración de los mercados en parte debido a las condiciones de la disponibilidad de recursos hidroeléctricos a gran escala (también puede haber un efecto de concentración del mercado por la búsqueda de consolidación de posiciones competitivas, lo cual no se analiza en este artículo), y a los tamaños relativamente pequeños de los mercados. Tal parece que esta concentración en los mercados nacionales es difícil de evitar, y la justificación económica se da por las economías de escala que se logran en este tipo de proyectos, sobrepasando la racionalidad de las eficiencias por competencia. En este sentido los entes reguladores han comenzado a aceptar la concentración, y están dejando de intentar regular la competencia mediante restricciones a la participación horizontal en la actividad de generación, para pasar a regular tarifas en caso de que se observe una posición dominante. De todas formas, se debe tratar de evitar la concentración en caso de que se compruebe que los agentes del mercado están fusionándose o haciendo compras con el fin de consolidar posiciones dominantes; estos casos se deberían tratar en forma distinta de las consolidaciones por construcción de nuevos proyectos a gran escala.

En este sentido, los mercados nacionales pueden tomar dos caminos diferentes:

* Llegar a situaciones en las cuales se consoliden las posiciones dominantes, pudiendo alcanzar un escenario de monopolios regulados, algo no muy diferente del escenario que se tenía en los países con “regulación negociada” antes de la introducción de las reformas en los ’90, presentándose la posibilidad de nacionalizar los recursos.

* O, más deseable para el autor, que se integren los mercados para formar mercados regionales, de esta forma el tamaño del mercado de generación se ampliaría pudiendo lograr que se redujera la concentración de la propiedad en los mercados de generación, dando cabida a los grandes proyectos. Con esta situación se tendría “lo mejor de los dos mundos”: por una parte se tendría una eficiencia económica por economías de escala y también por competencia. Obviamente, para la integración de los mercados nacionales en mercados regionales se deben dar unas condiciones de armonización de sistemas regulatorios, y grandes inversiones en sistemas de interconexión, sin embargo se considera que estos costos serían plenamente justificados con los beneficios que se obtendrían.

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