Source: https://www.slideshare.net/scompetencia/estudio-sectorial-de-competencia-del-sector-elctrico
Timestamp: 2018-04-27 07:32:43
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1. EL SALVADOR SECTOR ELÉCTRICOESTUDIO SECTORIAL DE COMPETENCIA Informe de Resultados Mayo 2007
2. SECTOR ENERGÍA Eléctrico44
3. 1. IntroducciónEl 26 de noviembre del año 2004 fue aprobada la Ley de Competencia de El Salvador,en adelante “Ley de Competencia”, con el objetivo de promover, proteger y garantizar lacompetencia en el país, mediante la prevención y eliminación de prácticas anticompetitivasque limiten, restrinjan o impidan el acceso al mercado a cualquier agente económico. Seespera que con esta ley se logre incrementar la eficiencia económica, mejorar la calidadde los productos, fomentar la innovación, una sana disciplina empresarial y precios justos.Asimismo, el artículo 3 de la Ley de Competencia dispuso la creación de la Superintendenciade Competencia, que entró en funciones el 1º de enero del año 2006, contando conpersonalidad jurídica y patrimonio propio.La Superintendencia es un órgano de carácter técnico, que cuenta con autonomíaadministrativa y presupuestaria, y tiene como objetivo aplicar la Ley de Competenciamediante un sistema de análisis técnico, jurídico y económico que se complementa conestudios de apoyo.Como parte de sus atribuciones y considerando la importancia del sector eléctrico enla competitividad de los sectores económicos, la Superintendencia de Competencia haconsiderado la necesidad de llevar a cabo un estudio sectorial modelo, que sirva de basepara definir las metodologías y entrenar capacidades técnicas caracterizando al sectoreléctrico y sus condiciones de competencia, con el fin de identificar si existen prácticasanticompetitivas, elevada concentración, colusión de precios y barreras de entrada, entreotros.El objetivo general de este trabajo, en concordancia con los términos de referencia de losservicios de consultoría contratados, es determinar las condiciones de competencia enlas actividades que conforman el sector eléctrico de El Salvador, a través, de entre otros,un análisis de comportamiento, costos de producción, políticas de precios y del cálculo deíndices internacionalmente aceptados para medir la competencia de los mercados.1.1 Aspectos generales de la organización del sistema eléctrico en El SalvadorDel análisis del marco legal y la regulación aplicable desde la perspectiva de defensa de lacompetencia en el sector eléctrico de El Salvador, se observa una marcada determinaciónpro-competitiva desde el inicio mismo de la reforma en todos los segmentos del sector. Sinembargo, la intención de la normativa puede no verse reflejada en el principal resultadoesperado en presencia de competencia: menores precios finales para los consumidores. 45
4. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Para poder realizar las tareas propuestas en los términos de referencia se ha procedido a recolectar, procesar y analizar información estadística de diversas fuentes sobre cada una de las actividades del sector: generación, transmisión, distribución y comercialización. Asimismo, se han realizado entrevistas con autoridades y agentes del mercado que permitieron conocer: las diferentes visiones sobre la aplicación actual del marco regulatorio, las condiciones de competencia del sector, la existencia de poder de mercado, el esquema de ofertas de precios y la evolución y comportamiento de los precios. Se ha realizado una caracterización de la organización industrial del sector eléctrico, de donde surge una segmentación de las etapas de producción típica para este sector. A nivel de cada segmento en particular la situación varía. En generación se observa una elevada concentración tanto en términos de producción como de capacidad. Para realizar las estimaciones se identificaron en primer lugar los mercados relevantes, para luego calcular los índices de Herfindhal-Hirshman para cada uno de ellos. Pero, como es habitual en el análisis de competencia en el sector eléctrico, estos índices no son suficientes para detectar la posibilidad de comportamiento oportunista por parte de los agentes. Por lo tanto, se procedió a construir un modelo con el objetivo de realizar simulaciones que permitan cuantificar el efecto sobre el precio mayorista. La estructura concentrada que se observa en generación permite llevar a cabo conductas que influyen en el desempeño del mercado mayorista, que se puede percibir a través de niveles de “markup” significativamente positivos, es decir que se alejan de la situación competitiva donde los márgenes son nulos. Esto fue señalado por estudios previos y es corroborado en el presente trabajo. La operación de la transmisión muestra signos saludables, con bajos niveles de interrupciones. Esto permite una configuración de un mercado relevante mayorista a nivel nacional prácticamente durante todo el periodo bajo análisis. Las inversiones en redes en el sistema eléctrico salvadoreño quedan fuera del marco de análisis, ya que su financiamiento no tiene un impacto relevante sobre agentes de este mercado. De hecho, gran parte de las inversiones previstas corresponden a financiamiento de redes regionales. En distribución y comercialización se han encontrado problemas que en muchos casos tienen que ver más con el diseño regulatorio que con conductas anti-competitivas. Sin embargo, se han hallado situaciones de bloqueo de entrada al mercado de distribución y comercialización. Del análisis de la incidencia de las importaciones y exportaciones de energía eléctrica en las condiciones de competencia del mercado mayorista, hasta el momento se ha observado que la capacidad de las líneas de interconexión internacional no ha permitido disciplinar el mercado interno. De llevarse a cabo los proyectos de ampliación de capacidad de las mismas esto podrá ser posible, sin embargo no asegura la solución a problemas de competencia en el mercado mayorista. Sería necesario realizar un análisis del mercado relevante a nivel regional.46
5. En vista de las reformas en proceso de implementación en el segmento mayorista, en estereporte se comentan los principales aspectos que afectarían las condiciones competitivas.La reforma mueve la organización del sector eléctrico hacia un diseño más centralizado,en línea con los modelos seguidos en Latinoamérica, en particular: Argentina y Chile. Losdos elementos principales de la reforma son la introducción de Contratos de Largo Plazocon traslado a tarifas finales y el establecimiento de un mecanismo de despacho basado enla declaración de costos. Ambas herramientas contribuyen a generar menos espacio paraque los productores se comporten anti-competitivamente. Sin embargo, las oportunidadesno desaparecen, como se muestra utilizando un modelo del sistema eléctrico salvadoreño,aunque resulta mucho más fácil de monitorear que en el caso de un modelo de contratosbilaterales con despacho a partir de ofertas de precios, como el vigente.1.2 Desempeño comparado con el resto de los sistemas eléctricos del IstmoA modo de primera aproximación a la problemática del sector eléctrico de El Salvador, sepresenta en esta sección el desempeño posterior a la desregulación del sector eléctrico de ElSalvador comparado con el del resto de los países que integran el Istmo Centroamericano.Los datos provienen del reporte estadístico de CEPAL (2006), que continúa el trabajo deevaluación global del sector eléctrico regional que iniciara ese organismo en 2003, enocasión de cumplirse una década aproximadamente del inicio del proceso de reformas.En esa ocasión, CEPAL (2003) alertaba que si bien todos los países habían experimentadoun incremento sustancial de empresas generadoras, no más de cuatro controlaban entre76% y 90% de este segmento. Asimismo, indicaba que las empresas de distribución tambiénhabían aumentado, pero de acuerdo con su propiedad, no más de dos poseían entre 83.7%y 100% del segmento. Adicionalmente, se reportaba que las fuentes de producción habíansufrido un retroceso (salvo en Costa Rica): mientras que en 1990 éstas satisfacían el 91%de la demanda de la región, en 2002 sólo lo hacían en un 57%. Finalmente, se enfatizabaque si bien la electrificación había avanzado, muchas familias permanecían al margen delservicio (1.6 millones en 2002).La capacidad instalada en la región ha crecido sustancialmente (ver gráfico 1 del anexo 1),aunque el crecimiento del parque de generación de El Salvador ha sido menor en términosrelativos. Nótese (ver tabla 1, anexo 1) que mientras la capacidad instalada en el resto delos países del Istmo creció entre 1995 y 2005 un 78.5%, en El Salvador el crecimiento fuedel 32%. En consecuencia, mientras en 1995 la capacidad de generación del parque de ElSalvador representaba el 17.4% de la región, esa participación se redujo al 13.5% en 2005. 47
6. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Respecto de la relación entre capacidad instalada y demanda máxima, que es un elemento clave por cuanto indica la evolución del grado de cobertura de la demanda en el pico, nótese que en El Salvador, la cobertura cayó de 34.9% en 1995 a 30.8% en 2005. En cambio, en el resto de los sistemas del Istmo, la cobertura creció del 29.5% en 1995 hasta el 33.4% en 20051. Con relación a las tarifas al consumidor final (ver tabla 2, anexo 1) CEPAL interpreta que “en el período 1990-2002, los países, con excepción de Panamá y Costa Rica, experimentaron incrementos moderados o altos de tarifas promedio anuales, en un rango de 5.5% a 10.6% en términos corrientes y de 2.9% a 7.9% en valores constantes. El Salvador es el país que ha reportado los mayores incrementos (10.6% en términos corrientes y 7.9% en valores constantes).” 2. Marco teórico: análisis de competencia en el sector eléctrico. 2.1 Singularidades de la provisión de electricidad desde el punto de vista económico La electricidad es un servicio vital en la economía: es un insumo de la producción de prácticamente todos los otros bienes y servicios a la vez que un importante bien de consumo de los hogares. Lo anterior, sumado a características económicas muy particulares asociadas a la provisión de electricidad, a saber, segmentos de la actividad que presentan características de monopolio natural, externalidades y bienes públicos, explica que a nivel internacional siempre haya habido una participación estatal importante en el sector, ya sea directamente como proveedor del servicio o como regulador/supervisor de su provisión por los privados. La electricidad no se puede almacenar, lo que reduce el tamaño de los mercados en concordancia con la dimensión temporal, haciendo que el tamaño del mercado esté dado por la demanda instantánea (en cada momento del tiempo) y no por la demanda acumulada a lo largo de un lapso largo de tiempo (como es lo habitual en bienes ordinarios). En consecuencia, la probabilidad de que una sola unidad económica, verticalmente integrada desde la generación hasta la distribución, operando a la mínima escala eficiente pueda en algún momento del tiempo atender toda la demanda es mucho más alta que en otros sectores de la economía. 1/La situación del sistema eléctrico de El Salvador es más ajustada de lo que esta cifra mostraría a primera vista, ya que debe considerarse que de los casi 1200 MW de capacidad instalada (a 2005), sólo alrededor de 900 MW son constantes o firmes, con lo cual la demanda pico está apenas cubierta.48
7. A diferencia de los mercados convencionales donde la capacidad de la oferta debe estarajustada con la demanda, aquí la oferta tiene siempre que tener una importante capacidadexcedente, para poder atender los picos horarios de demanda, lo que se denomina“márgenes de reserva”. A medida que la cartera de clientes de un generador se amplía ydiversifica, los costos por cliente de mantener los márgenes de reserva decrecen, habiendoentonces incentivos hacia la conformación de una estructura de monopolio.2.2 La racionalidad económica detrás de la liberalización y reestructuración del sectorA lo largo de las últimas dos décadas a nivel global se ha avanzado en la reestructuraciónde la organización industrial del sector eléctrico, para estimular la competencia a travésde la liberalización de aquellas etapas de la industria que no presentan las característicaspropias de los monopolios naturales, particularmente los segmentos de generación ycomercialización.La generación es la producción de electricidad a través de la transformación de algún otrotipo de energía en energía eléctrica. A tal fin se pueden utilizar distintas fuentes de energía:combustibles fósiles o renovables, hidraulicidad, etc.Cada tecnología de generación presenta una estructura de costos (variables, operativos yde capital) totalmente diferente, lo que termina siendo un componente crítico de la dinámicade los precios de generación y de la entrada de nuevos productores.Esta diversidad de costos unitarios de generación permite construir en cada país un ordende mérito que ordena el despacho de las distintas unidades de generación que integran elparque según sus costos de producción, de forma tal de atender el grueso de la demandacon las unidades que generan a menor costo (hidráulicas, nucleares, o a carbón o gas)y los picos diarios de la demanda con los generadores más caros (en base a fuel odiésel) y que pueden ser arrancados rápidamente. Existiendo una adecuada organizacióndel despacho de los generadores y considerando que particularmente la tecnología degeneración térmica es muy escalable, en general se ha considerado que en el segmentode generación pueden confluir varias firmas generadoras para atender la demanda. Estavisión es la que se encuentra en la base de aquellas reestucturaciones del sector eléctricoque han optado por separar el segmento de generación del resto del sistema y abrirlo a lainiciativa privada y la competencia.El segmento de transmisión es un monopolio natural porque sumar agentes económicosa este segmento implicaría duplicar, triplicar, etc. la red de transmisión en alto voltaje, lo 49
8. SECTOR ENERGÍA Eléctrico que no sería en modo alguno rentable. Por ello todas las reestructuraciones del sector han mantenido una única empresa de transmisión, operando en condiciones reguladas. El segmento de distribución comprende el transporte en bajo voltaje de la electricidad. También, debido a su naturaleza de red física se ha tendido a considerar la distribución como un monopolio natural. Sin embargo, en este caso, los costos de duplicación de las redes son menores, por lo cual es posible que en algunas zonas particularmente rentables, sea posible económicamente duplicar parcialmente la red de distribución y entonces que coexistan más de un operador. Finalmente, la etapa de la comercialización de la electricidad al consumidor final comprende un conjunto de servicios tales como medición, facturación, marketing que pueden prestarse a nivel mayorista a grandes o medianos consumidores o minorista a usuarios residenciales. Este tipo de tareas utilizan tecnologías blandas muy escalables, por lo cual el servicio puede rentablemente ser prestado por un número amplio de agentes económicos. De todas las etapas que integran la provisión de energía eléctrica, la mayor parte de los costos (y entonces de la tarifa) corresponde al segmento de generación. 2.3 Defensa de la competencia en el sector eléctrico Considerando estos antecedentes respecto de la organización general de la industria del sector eléctrico post reestructuración a nivel internacional, va de suyo que los estudios de competencia se hayan concentrado en la operación del segmento de generación. La experiencia de los países que han liberalizado sus mercados de generación eléctrica (en adelante los mencionaremos directamente como “mercados eléctricos”) ha mostrado que el supuesto según el cual los mercados naturalmente producirán un resultado competitivo no siempre estuvo justificado. Parte del problema deriva de la dificultad de definir la extensión del mercado relevante, porque el número de generadores diferentes que compiten directamente entre sí depende de la fortaleza del sistema de transmisión y de la capacidad de las interconexiones entre diferentes áreas geográficas. Ello se debe a que cuando se produce una congestión en un punto de la red, parte del sistema queda aislado y por el tiempo que dure la congestión, los generadores que se encuentran en el área congestionada son los únicos en condiciones de proveer la energía. A ello hay que adicionar el hecho de que, como se dijo, como la energía no es almacenable y la respuesta de la demanda a variaciones en precio es muy baja, existen diferentes condiciones de competencia a lo largo del día, dependiendo del tamaño de la demanda.50
9. El problema que más preocupa respecto del mercado eléctrico, tanto desde el punto devista de la competencia como de la regulación, es que la probabilidad de existencia yejercicio de poder de mercado es mayor que en mercados de bienes convencionales.2.3.1	La	definición	del	poder	de	mercado	en	el	sector	eléctricoEl poder de mercado típicamente se define como la capacidad de alterar los precios respectode su nivel de competencia, de forma tal que bajar los precios con fines predatorios, quedacomprendido en la definición.Otra cuestión de importancia a considerar es que algunas definiciones de poder de mercadocomprenden una referencia temporal, esto es el requerimiento de que la alteración delprecio se mantenga un periodo significativo de tiempo. Por ejemplo, en el caso de loslineamientos conjuntos del Departamento de Justicia y la Comisión Federal de Comerciodel Gobierno de los Estados Unidos de Norteamérica, la referencia temporal es de uno odos años.Si bien ese enfoque que de diferente manera siguen la mayor parte de las autoridades decompetencia, por cuanto permite evitar iniciar investigaciones por cuestiones excesivamentecoyunturales, es palmariamente incorrecto en el caso de los mercados eléctricos.Por las características particulares de la electricidad y de su oferta y demanda (queexplicitamos en la sección anterior) la experiencia indica que pueden ocurrir importantesineficiencias y rentas ilegitimas (por estar basadas en el ejercicio ilegal del poder demercado) en lapsos muy reducidos de tiempo, que se cuentan más bien en meses antesque en años.Una implicancia importante de estos distintos enfoques es que los precios altos, aunquepueden ser un síntoma de poder de mercado, no constituyen evidencia suficiente.Los precios altos pueden ser consistentes con el funcionamiento competitivo delmercado eléctrico y estar reflejando que la oferta de energía disponible es muy escasa,entendiéndose por ello que el margen de reserva entre la capacidad de generación eléctricay la demanda pico es muy estrecho (lo que es, según veremos en las secciones siguientes,una característica de la situación vigente en El Salvador).Otro elemento a considerar es la distinción entre poder de mercado horizontal y vertical.El poder de mercado horizontal se produce en y afecta a una sola etapa de la provisiónde electricidad y generalmente se asocia al control de una importante cuota del mercadocorrectamente definido. 51
10. SECTOR ENERGÍA Eléctrico En cambio, el poder de mercado de naturaleza vertical sólo puede ser ejercido por una misma compañía o varias compañías societariamente vinculadas que se operan en diferentes etapas de la cadena de producción. En el caso del sector eléctrico esta cuestión se encuentra relacionada con el control de facilidades esenciales. Otra cuestión a tener presente es la relación entre los distintos tipos de mercados donde se produce la compraventa de energía, esto es, mercados de ocasión (spot) y mercados de futuros o contratos. En general se asume que si el mercado spot es competitivo, los mercados de contratos van a estar disciplinados. Inversamente, al menos desde el punto de vista teórico, se ha establecido que cuando los generadores tienen comprometida una buena parte de su producción en el mercado de contratos, también ello favorece el funcionamiento del mercado spot, ya que no tienen incentivos para manipular su precio. 2.3.2	Tipificación	de	las	estrategias	de	ejercicio	de	poder	de	mercado	en	generación Si bien la forma precisa en que el poder de mercado puede ser ejercido depende de la estructura particular del mercado y del mecanismo vigente de fijación de precios, existe una tipificación general de las formas más importantes a través de las cuáles se ejercita el poder de mercado en el segmento de generación y que se describen sucintamente a continuación: i. Indisponibilidad física de capacidad Se define como la reducción deliberada de la producción que es ofertada en el mercado cuando esa producción podía ser vendida a precios mayores al costo marginal. Los mecanismos pueden ser, entre otros, no ofertar o declarar la indisponibilidad de las unidades. Existen las denominadas centrales de generación modulables (típicamente el parque térmico) que son centrales que técnicamente pueden ser paradas y puestas en marcha sin restricciones sustanciales. La diferencia con las centrales no modulables (como las hidroeléctricas) está fundamentalmente en sus distintos costos marginales. Las centrales modulables se las caracteriza como centrales retirables, ya que su propietario puede retirarlas del sistema según su estrategia de producción.52
11. Por ejemplo, una compañía que controla centrales modulables de distintos costosmarginales puede decidir retirar una central de bajo costo e incorporar otra que fijará unprecio en el mercado mayorista superior al que hubiese determinado la central retirada.Como toda la energía se retribuye al precio establecido por la generadora más costosa(generador marginal), si su titular tenía otras centrales produciendo, habrá conseguido unmayor precio para toda la energía que genera.ii.	Retiro	económico	o	financiero	de	capacidad	Por comparación con la anterior, se denomina retiro económico o financiero de capacidad ala conducta consistente en ofertar precios más altos que la oferta competitiva, de forma talque la unidad en cuestión no sea despachada.iii. Estrategias basadas en la transmisiónSon estrategias que involucran manejar estratégicamente la producción e inyección deenergía por parte de los generadores a fines de crear o agravar la congestión de unadeterminada línea de transmisión, a fines de que una zona específica o nodo quede aisladoy entonces convalidar precios más altos para los generadores locales a esa zona.iv.	Ejercicio	de	poder	de	mercado	en	otros	segmentos	del	sector	eléctricoEn la medida en que los segmentos de transmisión y distribución se encuentran sujetosa una fuerte regulación en los países que han optado por la liberalización del sector,existe menor experiencia y preocupación en torno a la posibilidad de ejercicio de poder demercado en estos segmentos.v. Extensión del poder de mercado del segmento regulado al no regulado (léverage)La amenaza más típica proviene de la posibilidad de que el operador de la red de transmisión,que es a la vez una facilidad esencial y un monopolio natural, favorezca a determinadosgeneradores o distribuidores. Este tipo de conducta se denomina de “apalancamiento” oléverage, denominación que da cuenta de la estrategia por la cual una firma se apoya oapalanca en el mercado en el cual es monopólica, para monopolizar el mercado en el queopera en competencia.Esta amenaza se encuentra mitigada en los diseños regulatorios al establecerse comooperador de la red de transmisión una firma independiente del resto de los agentes delmercado, a la vez que se establecen obligaciones de acceso abierto y se regula la tarifa detransmisión. 53
12. SECTOR ENERGÍA Eléctrico 2.3.3 Indicadores y análisis para la detección del poder de mercado El indicador más habitual que usan las autoridades de competencia para aproximarse a la situación de un mercado relevante, es el Índice de Concentración de Herfindahl Hirschmann (HHI), siendo particularmente insuficiente para establecer las condiciones de competencia en el segmento de generación. Las medidas de concentración como el HHI indican la concentración actual de las ventas o la capacidad. Sin embargo, en la industria eléctrica, aunque una firma pueda tener una cuota de mercado relativamente pequeña a un dado nivel de demanda, puede darse el caso que si ese generador reduce su producto, ningún otro agente pueda ser capaz de reemplazar esa oferta por cuestiones de costos, de capacidad o de restricciones de la red de transmisión (Borenstein, Bushnell y Knittel, 1999). Puede decirse que el indicador ideal de poder de mercado es aquél que provee en un valor sencillo una medida de la capacidad de ejercicio de poder de mercado. La prueba de eficacia sería la capacidad del indicador de predecir el ejercicio de poder de mercado o de estar altamente correlacionado con la observación de sobreprecios en el costo de la energía, en relación a algún marco de referencia competitivo. Los indicadores y técnicas actualmente disponibles para detectar poder de mercado en el segmento de generación pueden clasificarse en tres grandes grupos: • Análisis e indicadores estructurales • Análisis e indicadores de conducta • Simulaciones i. Análisis e Indicadores Estructurales En esta categoría se encuentran comprendidos los siguientes indicadores principales: • Cuotas de mercado • Índice de concentración de Herfindahl-Hirsrschman • Indicador de generador pivotal • Índice de oferta residual54
13. La medición de las cuotas de mercado y de los HHI con respecto a los mercadosadecuadamente definidos tiene la ventaja de ser de fácil comprensión y calcularse a partirde poca información. Son indicadores que tienen utilidad en el marco de un análisis ex ante,preventivo. Como principales desventajas se ha observado que: i) no se ha encontradosuficiente respaldo en análisis empíricos, ii) no incluyen el lado de la demanda del mercado,los comportamientos estratégicos y los problemas de congestión; iii) no son apropiados ala naturaleza particularmente dinámica de los mercados eléctricos y iv) existen dificultadespara determinar la dimensión geográfica apropiada de los mercados respecto de los cualesse calculan.El indicador de generador pivotal y el índice de oferta residual tienen valor predictivo en elmarco de un análisis ex ante, pero también pueden ser utilizados como parte de un análisisex post para identificar los generadores que efectivamente pudieron incurrir en un abusode posición dominante.Las ventajas de estos dos indicadores estructurales respecto de los dos anteriores son: i)que incluyen determinantes del lado de la demanda del mercado, ii) que son apropiados paraseguir el dinamismo del mercado eléctrico y para calcularse a nivel de áreas geográficasreducidas y iii) que existen estudios empíricos que indican su correlación con prácticasabusivas.Como principales desventajas, se mencionan que ignoran la posibilidad de comportamientosparalelos entre los generadores (colusiones tácitas) y las condiciones de entrada y salidadel mercado (contestabilidad).ii. Análisis e Indicadores de ConductaEl análisis e indicador más consolidado dentro de este grupo el llamado “Índice de Lerner”,que se calcula como el margen (entre el precio de la energía en el mercado y el costomarginal de generación) como porcentaje de ese precio. También puede calcularse comoporcentaje del costo de generación y en ese caso el indicador suele denominarse “márgenesde oferta-costo”.Este indicador puede ser utilizado tanto como parte de un análisis de competencia ex ante,de naturaleza preventiva y como parte de una investigación de un posible abuso de posicióndominante por parte de un agente en particular (análisis ex post).Como ventajas cabe señalar que es de fácil comprensión, no requiere la definición precisade un mercado relevante, ya que directamente recoge la existencia de sobreprecios enrelación a costos, lo que es inherente al ejercicio de poder de mercado. 55
14. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Una de las desventajas asociadas a la estimación de índices de Lerner es la necesidad de determinar apropiadamente los costos. Pero eso presenta menos dificultades en el sector eléctrico que en otras áreas de la economía, debido a que la mayor parte de los costos variables de corto plazo están integrados por el costo del combustible. 3. Marco legal y regulación aplicable 3.1 Antecedentes La reestructuración del sector eléctrico de El Salvador se inicia con la promulgación en octubre de 1996 de la Ley General de Electricidad (LGE) y de la Ley General de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), seguidas en julio de 1997 de sus respectivas normas reglamentarias. Se buscó mejorar la eficiencia y expandir el sistema eléctrico mediante la atracción de inversiones, otorgando los mayores incentivos al sector privado mediante el establecimiento de un mercado competitivo y descentralizado, donde los agentes tuvieran la máxima libertad de acción posible. Se estableció que la SIGET como ente regulador sería una institución autónoma de servicio público sin fines de lucro, la facultad de aplicar la normativa sectorial, dictar las normas técnicas, aprobar las tarifas, dirimir conflictos entre los agentes e informar a la autoridad sobre prácticas anticompetitivas2. Las principales características del diseño regulatorio inicial establecido por la LGE y su reglamentación fueron las siguientes. • Libertad de entrada a las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, con la excepción de la generación hidráulica y geotérmica, para las que se requeriría la concesión de la explotación de los recursos hidráulicos y geotérmicos por parte de la SIGET. • Libertad de acceso a las redes de transmisión y distribución, con tarifas negociadas bilateralmente para los costos de conexión y tarifas reguladas para los costos de uso de las redes. • Libertad de elección de proveedor de energía por parte de todos los usuarios, sobre la base de un pliego tarifario aprobado por la SIGET. 2/ Esta última competencia quedó en cabeza de la Superintendencia de Competencia, desde su establecimiento en enero de 2006.56
15. • Se permite la integración vertical y la concentración horizontal entre los agentes, siempre que se mantenga la separación contable de las actividades. Se exceptúa la participación de los agentes generadores y distribuidores en la operación y mantenimiento de la red de transmisión nacional. • Libertad de los agentes en el mercado para celebrar contratos bilaterales y confidenciales, de tipo físico o financiero, para la compraventa de energía. • Establecimiento de la Unidad de Transacciones para la operación del sistema interconectado y la administración del mercado mayorista como una sociedad de capital, cuyos accionistas serán los generadores, transportadores, distribuidores y grandes usuarios3. • El mercado mayorista comprendería dos segmentos: el mercado de contratos y el mercado regulador del sistema MRS. • El despacho programado de energía se realizaría en base a los contratos bilaterales (mercado de contratos) y se complementaría con las transacciones en el mercado de oportunidad (MRS) para mantener el equilibrio entre oferta y demanda. • El MRS funcionaría sobre la base de ofertas libres de precios para incrementos o decrementos respecto del despacho programado conforme a los acuerdos del mercado de contratos. • El precio ofertado incluiría los costos de transmisión, servicios auxiliares4 y operación del sistema. • El precio resultante del MRS correspondería al precio marginal de la energía para atender la demanda, lo que significa que el precio percibido por todos y cada uno de los generadores que participan del MRS es el declarado por el último generador despachado (“generador marginal”). • Los cargos por uso de la red de transmisión sólo remunerarían los gastos de administración, operación y mantenimiento, hundiéndose los costos de la red existente5. • Las obras y cargos de ampliación, conexión o sustitución de las redes de transmisión serían acordadas entre los interesados, excepto las de beneficio común que serían determinadas por la UT y sus costos asignados por la SIGET. • Las tarifas al usuario final reflejarían el precio promedio resultante del MRS, más los cargos por uso de la red de distribución y de atención del usuario.3/Los comercializadores se agregaron a la UT con la reforma de la LGE en 2003.4/Servicios auxiliares: Reactivos en Banco de Capacitores; Control Automático de Generación; Arranque en Cero Voltaje; Reserva Fría porConfiabilidad.5/Entre 1992 y 2002 la CEL ejecutó un programa de inversiones de alrededor de USD 150 millones para rehabilitar la red de transmisióndañada por el conflicto armado y luego expandirla; esta inversión no fue incorporada a la base tarifaria para establecer los cargos detransmisión. 57
16. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Las tarifas al usuario final se ajustarían trimestralmente para reflejar variaciones superiores al 10% en el precio promedio del MRS, lo que significa que las distribuidoras deberían asumir el riesgo de las variaciones trimestrales del precio del MRS. • Libertad de usuarios y agentes para celebrar contratos de exportación/importación de energía y servicios. El MRS comienza a funcionar a fines de 1998, con un despacho en base a ofertas de costos por cuanto sólo participaban en el mercado los generadores de la compañía estatal Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y de Nejapa (en ese momento propiedad de El Paso Energy), a través de un contrato Power Purchase Agreement (PPA) por 20 años con la empresa estatal. En septiembre de 1999 el MRS comienza a funcionar en base a ofertas de precios, cuando las generadoras térmicas de la CEL son adquiridas por Duke Energy. A principios de 2000 se manifiestan las primeras debilidades del diseño regulatorio, cuando el precio promedio del MRS se triplicó como resultado de las ofertas de precio de las turbinas de gas de Duke, que buscaban – acorde a lo manifestado por la firma – remunerar los costos fijos de esas plantas. El aumento del precio del MRS del primer trimestre de 2000 también puso en crisis el mecanismo de ajuste trimestral de tarifas, lo que derivó en el Decreto Nº 52 sancionado en junio del 2000 que estableció ajustes mensuales, eliminando el riesgo financiero de las distribuidoras. La medida fue complementada con el Decreto Nº 7 sancionado en febrero de 2001, que permitió trasladar a la tarifa variaciones menores al 10%. Como resultado, el diseño regulatorio fue modificado sustancialmente a través de la reforma de la LGE y de la normativa concordante, según se describe a continuación. 3.2 La reforma de la LGE y de la normativa concordante En abril de 2003, por el Decreto Legislativo Nº 1216, la Asamblea Legislativa procede a introducir cambios a la LGE, que resultaron en una ampliación de las facultades de la SIGET y cambios en el esquema regulatorio. Con la reforma del año 2003, las facultades de la SIGET quedaron redefinidas en tres áreas: a) monitoreo o seguimiento del mercado; b) sanción de abuso de poder de mercado y c) migración a modelo de costos para la determinación del precio en el MRS. Estas reformas (de la LGE y su reglamentación) introdujeron cambios al esquema regulatorio, siendo los principales:58
17. • Se permite trasladar a las tarifas el precio promedio del MRS más el precio en contratos de suministro aprobados por el regulador, con lo que se crean las cond iciones para el establecimiento de contratos de largo plazo. • Se asigna a la empresa de transmisión la responsabilidad de planear, construir y mantener la red de transmisión, estableciéndose cargos de transmisión que remuneran la inversión en los planes de expansión aprobados por la SIGET. Además, se establece que los cargos por uso de la red se cobrarán por energía transportada (cuando antes lo eran por energía inyectada). • Establecimiento de un fondo compensatorio que permitiría el traslado a tarifas del promedio semestral del precio del MRS. • Remuneración directa del servicio de Reserva Fría por Confiabilidad (RFC), para potenciar la ampliación de la capacidad de generación para mantener la confiabilidad del suministro.Luego, con la introducción de la Ley de Competencia (LC) emitida en noviembre de 2004y en vigencia a partir del 1 de enero de 2006, se derogan las facultades que en materia dedefensa de la competencia la reforma de la LGE había otorgado a la SIGET.Las normas expresamente derogadas por la LC son: los artículos 3 literales b), d) y g); 105bis y 106 inciso 2° de la LGE y cualquier disposición opuesta a la LC, con lo que quedanderogadas las capacidades de la SIGET para ordenar el cese de prácticas anticompetitivasy sancionar el abuso de poder de mercado.Las facultades en materia de competencia que la SIGET seguiría ejerciendo luego de laintroducción de la LC serían las siguientes. • La función general de velar por la defensa de la competencia en el sector. • Determinar la existencia de condiciones que garanticen la sana competencia en los precios ofertados en el mercado regulador del sistema, de conformidad al Artículo 112 E de la LGE reformada. • Decidir la sustitución del Reglamento de Operación de UT por un “reglamento interno” que establezca un despacho basado en costos de producción, si se dan los supuestos de ausencia de competencia del mencionado Artículo 112 E de la LGE reformada. • Informar a la Superintendencia de Competencia la existencia de prácticas anticompetitivas, conforme al artículo 5, literal e) de la Ley de Creación de la SIGET.En resumen, se han transferido a la autoridad de competencia las facultades de la SIGETpara sancionar conductas por abuso de poder de mercado, mientras quedan vigentes lasfacultades de monitoreo y seguimiento del mercado y de decidir la migración al sistema dedeclaración de costos para el MRS, en la situación procedente. 59
18. SECTOR ENERGÍA Eléctrico 3.3 Cambios regulatorios a partir de 2005 A lo largo de 2005 y 2006, el sector se ha visto sometido a nuevas situaciones de tensión, por el incremento de la demanda, la falta de un crecimiento adecuado del parque térmico, el aumento de los precios de los combustibles (que incrementaron los costos de la generación térmica) y la salida de operación de parte del parque hidroeléctrico, en 2005. Todo ello motivó un cambio sustancial (aunque de naturaleza transitoria) en el esquema regulatorio, que fue establecido mediante el ACUERDO No. 78-E-2005 de la SIGET, de fecha 20 de abril de 2005. Mediante ese Acuerdo se introdujo el “Mecanismo Transitorio para el Cálculo del Precio en el MRS” según el cual se crea un Precio de Estabilización (PEST), según el cual las generadoras térmicas más caras del sistema fueron excluidas de la formación del precio del MRS. En un primer momento, la medida alcanzó a un grupo reducido de generadores térmicos, pero luego a través de sucesivos Acuerdos de la SIGET el sistema fue prorrogado y extendido a todo el parque térmico. Actualmente (octubre de 2006) solamente se consideran a los efectos de la formación del precio del MRS a las generadoras hidroeléctricas de la CEL, más la generadora geotérmica LAGEO. Con este esquema, los incrementos autorizados de las tarifas al usuario final, correspondientes a las revisiones semestrales de diciembre de 2005 y junio de 2006 fueron limitados a 0.5% y 14%, respectivamente. 3.4 Las próximas innovaciones normativas Dos cuestiones se encuentran actualmente en estudio para mejorar el diseño regulatorio del mercado eléctrico: el despacho sobre la base a declaración de costos y una nueva regulación para el mercado de contratos a largo plazo. Con respecto al primero, el Art. 112 E de la nueva LGE indica que, de no existir condiciones de sana competencia en la generación, el despacho de la UT se realizará en base a la declaración de costos (marginales, fijos, de inversión y de reemplazo del agua en el caso de las hidroeléctricas). Con respecto a la nueva regulación en estudio para el mercado de contratos, se realizan60
19. comentarios específicos más adelante. En términos generales, el primer comentario quesurge es la adopción de la reforma a través de las dos herramientas mencionadas, contratosde Largo Plazo y cambio a un modelo de despacho basado en costos, de manera separadacuando debería hacerse simultáneamente.4. Organización industrial del sectorEn el marco de los estudios microeconómicos, el análisis de la organización industrial de unsector comprende el abordaje de: • El marco institucional y tecnológico en el cual opera el sector y cada subsector (lo que incluye las barreras de entrada y salida a los mercados), • La estructura de la oferta (y de la demanda en algunos casos) y su grado de concentración, • El comportamiento de los agentes, y • Los resultados de mercado en términos de precios, calidad de los bienes o servicios producidos, inversiones.Tradicionalmente estos cuatro elementos han sido considerados como estrechamenteinterrelacionados y ordenados conforme al llamado “paradigma estructura-conducta-resultado”, según el cual dada una determinada estructura de la industria, puede inferirseun determinado comportamiento de las firmas.En esta sección se presenta una descripción de la organización industrial del sector comopaso previo a su análisis a partir de la metodología e indicadores propios de los estudiossectoriales de competencia.4.1 Los precios en el mercado mayoristaDe acuerdo a la sección III de la LGE, el mercado mayorista se compone del Mercado deContratos y del Mercado Regulador del Sistema. Este último es un mercado de compraventadiaria de energía en tiempo real que constituye entonces un mercado spot o de ocasión.Conforme al Art. 51 de la LGE, la operación del mercado mayorista es responsabilidad deUnidad de Transacciones, S.A. de C.V. 61
20. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Estos precios se forman a partir de los precios ofertados por los generadores para la venta diaria de energía en el MRS, de modo tal que el precio para un determinado segmento horario queda definido por la oferta de la última planta generadora necesaria para atender la demanda. El precio promedio mensual en el MRS tuvo una volatilidad alta entre 1998 y 2003 (cercana al 60%), manteniéndose en un intervalo entre los 60 y 80 dólares estadounidenses por megavatios hora. En el verano del año 2000 se produjo un pico de 180 USD/MWh debido a las ofertas de precio muy altas efectuadas por las plantas marginales de gas que había recientemente Duke Energy adquirido a la CEL como parte del proceso de privatizaciones. Los estudios realizados respecto de ese episodio puntual y de ese periodo coincidieron en diagnosticar que el mercado se encontraba muy concentrado, que había un potencial alto de ejercicio de poder de mercado y que las ofertas de precio y los precios resultantes del MRS se situaron por encima de los costos marginales de la energía. Adicionalmente, se alertó que los generadores que sólo operan en punta (es decir en el pico diario de la demanda) estaban teniendo dificultades para recuperar los costos de capital, al no haber una remuneración adecuada a esos generadores en concepto de reserva de capacidad para mantener la confiabilidad del sistema. Como medida de coyuntura, el gobierno procedió a ordenar a CEL la firma de un contrato de reserva de potencia con Duke para remunerarle la capacidad disponible de las turbinas de gas. Posteriormente, como parte de las reformas de la LGE en 2003, se aprobó una reglamentación definitiva para la remuneración de la reserva fría por confiabilidad (RFC). A partir de esta medida, la variabilidad de los precios medios mensuales del MRS disminuyó y se mantuvo entre 55 y 80 USD/MWh. Los precios del MRS hasta la implementación del PEST El gráfico 2 del anexo 1 muestra que luego de un periodo de precios a la baja posteriores a la reforma de la LGE en abril de 2003, se inicia un periodo de precios en alza. Así se observa un piso de precios del orden de los 60.16 USD/MWh en abril de 2004 y un pico de 77.19 USD/MWh en febrero de 2004, lo que representa un aumento del 28%. Luego se produce una baja nuevamente al piso de los 60.74 USD/MWh en abril de 2004, para iniciarse otra fase de alza hasta los 95.01 USD/MWh, en abril de 2005, cuando se implementa el PEST.62
21. 4.2 Caracterización de la demandaEl gráfico 3 del anexo 1 muestra el crecimiento persistente de la demanda de electricidaden el mercado mayorista a lo largo del periodo 2000-2005, pasando de aproximadamentecuatro mil megavatios hora a más de cuatro mil setecientos, lo que representa un incrementode cerca del 17.5%.Por otra parte, la tabla 1 del anexo 1 muestra como han ido creciendo también los picosde demanda de electricidad a lo largo de los últimos cinco años, que habitualmente seproducen durante el mes de diciembre de cada año.Obsérvese que mientras en 2002 la demanda máxima llegó a 752 MWh, en 2005 fue de829 MWh, lo que representa un aumento del 10%. Por otra parte, nótese que durante elprimer semestre de 2006, específicamente en el mes de marzo, ya se produjo un pico quesuperó el de diciembre del año anterior.El estudio de Paul Alvarado (2003) estima el valor de la elasticidad de corto plazo de lademanda de electricidad de El Salvador en 0,06349, es decir que ante un aumento del 10%del precio (real) de la energía, el consumo de electricidad se reduce un 6,35%, lo que indicaque la demanda de electricidad es inelástica respecto del precio6.Ello se debe a que si bien es cierto que los distintos tipos de usuarios estarían dispuestosa reducir su consumo al aumentar el precio, existen importantes costos de ajuste y efectosde saturación que evitan que la demanda de energía reaccione en el corto plazo.En El Salvador, la demanda de energía eléctrica comprende cuatro segmentos: residencial,industrial, comercial y gobierno. Influenciada por mejoras en la actividad económica y elingreso, la demanda de energía eléctrica mantiene una tendencia en general crecienteentre 2000 y 2006, creciendo a tasas interanuales del orden del 6% y 7% en el último año,como se muestra en la tabla 3 del anexo 1.En cuanto a su comportamiento estacional, la demanda máxima o pico se produce tantoen la estación seca y húmeda, ambas estaciones entre las 18 y las 22 horas. La demandamáxima se produce habitualmente en diciembre y la mínima en enero.6/Cf. Paul Alvarado, “La falacia del poder de la demanda”, San Salvador, abril de 2003. 63
22. SECTOR ENERGÍA Eléctrico 4.3 Estructura de la oferta, contestabilidad de los mercados e incentivos de los agentes 4.3.1 Generación El diseño regulatorio del mercado de generación eléctrica ha buscado introducir la mayor competencia posible, no habiendo barreras legales para la instalación o ampliación de centrales térmicas o la importación de energía. Según se desprende de los artículos 5 a 7 de la LGE, el sólo requisito a fin de iniciar la actividad de generación térmica es la inscripción en un Registro de operadores y el pago de una tasa. Naturalmente la generación a partir de recursos hidroeléctricos o geotérmicos, está sujeta a mayores requerimientos, debiendo obtenerse una concesión de la SIGET, pero existe una tramitación abreviada para las centrales con capacidad nominal igual o menor a cinco megavatios. No se han identificado deficiencias relevantes en las reglas formales del mercado mayorista, en su aplicación por parte de la UT o en el cumplimiento por parte de los agentes del mercado. En general, el presente estudio concluye que la falta de competencia en el mercado no resulta de dificultades de orden formal, sino más bien de la existencia de un número demasiado reducido de generadores para que el diseño regulatorio oportunamente elegido funcione correctamente. Por tanto el mercado de generación de El Salvador, de modo similar al caso de la mayor parte de los países que han optado por su liberalización, puede considerarse altamente contestable debido a las bajas barreras a la entrada tanto desde el punto de vista tecnológico como legal, particularmente en lo que se refiere a las plantas de generación térmica, debido a que son muy modulables. No obstante, el análisis de contestabilidad debe considerar dos niveles. Cuando se considera los mercados relevantes definidos desde el punto de vista de la demanda horaria (horas pico, horas valle y horas resto), va de suyo que los mercados relevantes horarios no son altamente contestables, si el margen de reserva del sistema es muy bajo. Desde este punto de vista, el mercado relevante de horas pico es muy poco contestable, sobre todo si el margen de reserva del sistema es muy bajo. En el caso de El Salvador, aún los mercados en horas resto y valle son muy poco contestables debido al bajo margen de reserva del sistema en general.64
23. En cambio, cuando se miran los mercados eléctricos desde una perspectiva estructural yde largo plazo, se observa que tanto las barreras tecnológicas como legales (en los paísesque han reformado el sector, incluyendo El Salvador) son realmente muy bajas, siendoposible la instalación de plantas generadoras de escala eficiente en un periodo razonablede tiempo.En este contexto debe considerarse que en El Salvador existen dos tipos de generadores:los conectados a las líneas de transmisión de alta tensión y los conectados en bajo voltaje.Los primeros son los que inyectan energía en el mercado eléctrico mayorista, mientras quelos segundos integran el denominado mercado minorista.Considerando el conjunto del parque de generadores (mayoristas y minoristas), la capacidadinstalada asciende a 1,231.8 MW (a diciembre de 2005) y los mayoristas representan el91% de esa capacidad.Así, la mayor parte de la electricidad inyectada en el mercado mayorista es generada porcuatro principales empresas: la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL)que es la empresa estatal que opera las centrales hidroeléctricas; LaGeo, que opera lascentrales geotérmicas; Duke Energy International El Salvador y Nejapa Power Company.Operan adicionalmente en el mercado mayorista tres empresas cogeneradoras de menorimportancia, dado que inyectan los saldos que no consumen en sus procesos de produccióny que son Textufil7 (textiles) y Cemento de El Salvador (CESSA) que operan centralestérmicas convencionales, y Cía. Azucarera Salvadoreña (CASSA) que genera electricidadutilizando el bagazo de la caña de azúcar.Según surge de las tablas 4 y 5 del anexo 1, las cuatro principales generadoras concentraronel 90% de las inyecciones al mercado mayorista durante el primer semestre de 2006 y el95% de la capacidad instalada (a diciembre de 2005).En el año 2005 la capacidad instalada creció un 2.2% respecto a 2004 debido principalmentea la adición de 18.9 MW por la repotenciación de la Unidad Nº 2 de la Central HidroeléctricaCerrón Grande y 5 MW adicionales agregados por CASSA.Como se observa en la tabla 5 del anexo 1, CEL concentra el 40% de la capacidad instaladacorrespondiente al año 2005, seguida de Duke (28%).Nótese que la capacidad instalada de generación del mercado mayorista es de 1,119.4MW, sin embargo, la capacidad disponible es menor (971.1MW). La capacidad disponiblees la potencia eléctrica que realmente es capaz de suministrar una máquina o centralgeneradora en un momento determinado.7/Textufil comenzó a operar en el mercado mayorista en enero de 2006, antes lo hacía en el mercado minorista de generación, por lo queno figura en la estadística de inyección 2005. En el primer semestre de 2006 inyectó aproximadamente 93GWH, equivalentes a un 4% dela inyección nacional total (sin importaciones/exportaciones). 65
24. SECTOR ENERGÍA Eléctrico En el caso de las centrales hidroeléctricas, la diferencia entre capacidad instalada y disponible, responde a la existencia o no de agua y entonces a condiciones hidrológicas. Por ello, en determinados momentos del año, para el caso de las generadoras hidráulicas, la diferencia entre capacidad instalada y disponible puede ser importante. En el caso de las térmicas, ambos valores, la capacidad disponible debe ser mucho más cercana a la instalada y las diferencias responden a interrupciones técnicas por motivos de mantenimiento, problemas de abastecimiento de combustibles y cuestiones similares. i. Generadores minoristas El conjunto de pequeños generadores conectados en bajo voltaje comprende unidades hidroeléctricas y térmicas. Las primeras proveen electricidad a las empresas distribuidoras, mientras que las segundas son autoproductores que comercian excedentes (especialmente los ingenios azucareros en la zafra). Los generadores hidroeléctricos en pequeña escala son la Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. de C.V.; Sensunapán, S.A. de C.V.; y, De Matheu y Cía., que en total reportan una capacidad instalada de 11.7 MW, la cual es inferior a la registrada en el mismo período del año anterior debido al retiro de la maquinaria de la minicentral Atehuesías, dado que se presentaron problemas legales en la propiedad del terreno. La mayor parte de la producción de estos generadores se vende principalmente a las empresas distribuidoras, CAESS, DELSUR y AES-CLESA. Existen además cogeneradores termoeléctricos que consumen parte de su generación y venden los excedentes; entre los más importantes de este grupo se encuentran Textufil, S.A. de C.V., con una potencia instalada de 44.1 MW, y los ingenios azucareros La Cabaña y El Angel, cuyas capacidades instaladas son 21 y 30 MW, respectivamente, quienes venden sus excedentes de energía eléctrica en temporada de zafra. Anteriormente, todo este grupo de generadores térmicos vendían sus excedentes a las empresas de distribución; sin embargo, a partir de enero del corriente añoTextufil se incorporó al mercado mayorista. Como se anticipó, si bien los generadores minoristas son candidatos naturales a acceder al mercado mayorista (como lo muestra el caso de Textufil), en general se trata de firmas que por su porte no entrarían con inversiones de la dimensión suficiente como para alterar sustancialmente las actuales condiciones de competencia en el mercado mayorista. ii. Incentivos de los generadores La estructura de la oferta del segmento de generación se halla muy concentrada de cualquier manera que se proceda a efectuar la medición.66
25. Se coincide asimismo con los estudios precedentes en cuanto a que existe potencial deejercicio de poder de mercado por parte de todos los operadores privados del mercado,porque, si bien el segmento presenta bajas barreras a la entrada, la entrada ha sidoinsuficiente en relación al importante crecimiento de la demanda.Como consecuencia de la falta de inversiones en generación, la capacidad de generacióndisponible del sistema se halla muy ajustada a la demanda (es decir el margen de reservadel sistema es muy bajo), lo que hasta las unidades generadoras más ineficientes sonimprescindibles para atender los picos de la demanda y entonces tienen capacidad deobtener precios mayores a sus costos marginales de corto plazo.En este contexto, las estrategias de retiro de capacidad (ya sea física o económica) quefueron aludidas en la sección metodológica inicial, aún en periodos muy reducidos detiempo pueden ser muy rentables.Respecto de los incentivos para el ejercicio de poder de mercado de naturaleza vertical,nótese que, conforme al diseño regulatorio (art. 8 de la LGE) ningún generador puedeparticipar en la operación de las líneas de transmisión en alta tensión directa o indirectamentecomo accionista del operador. Por ello, encontrándose asegurada la separación verticalentre generación y transmisión, no existen posibilidades de que algún generador obtengaposición dominante con base al control de activos en la transmisión.En cambio, en el diseño regulatorio vigente, la integración vertical entre los segmentos degeneración y distribución-comercialización se encuentra permitida, con el sólo requisito demantener la separación contable entre las actividades (Art. 8 de la LGE).Si bien existen posibilidades de léverage (extensión del poder de mercado) entre lasituación de dominancia de las distribuidoras basada en el control de las redes físicasde baja tensión y generadores vinculados actuando en competencia (por lo que muchosdiseños regulatorios han optado por limitar esas posibilidades de integración), también escierto que se pueden lograr eficiencias.Las ventajas de la integración vertical entre generación y distribución se centran en laseficiencias que pueden obtenerse, por ejemplo en el manejo de la generación forzada;normalmente estas eficiencias se concentran en lo que se denomina “generacióndistribuida”, esto es cuando la planta de generación está directamente conectada con lared de distribución y no a través de la red de transporte. La distribuidora puede tener asíuna herramienta adicional para la operación eficiente de la calidad de servicio y productosdentro de su red.Las desventajas desde el punto de vista de la defensa de la competencia tienen que vercon la posibilidad de las distribuidoras de apalancarse en una posición dominante endistribución para favorecer los generadores vinculados (leverage) o, viceversa, apalancarse 67
26. SECTOR ENERGÍA Eléctrico en los generadores vinculados, para tener ventajas de costos en distribución que impidan la entrada de competidores en ese segmento (si está abierto a la competencia como en El Salvador). Como nota final, debe decirse que la integración entre las actividades de generación y comercialización al consumidor final no debe despertar preocupación alguna, ya que ambos son segmentos que operan en competencia y para el caso de los grandes o medianos usuarios, la posibilidad de contratar directamente con los generadores puede ahorrar importantes costos de transacción. 4.3.2 Transmisión El transporte en alta tensión nacional es responsabilidad de la Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), empresa estatal creada en 1999 a partir de la escisión de la actividad de transporte en alta tensión de la CEL. La empresa opera la red de alta tensión y planifica su expansión, ampliación y refuerzo. Como se informó en la sección inicial metodológica, se trata de una red física que opera en condiciones económicas de monopolio natural. La condición de monopolio legal que se desprende de la LGE para ETESAL es consecuencia de su naturaleza económica y no viceversa. De esta manera el diseño regulatorio ha buscado proteger una facilidad esencial del sistema de los intereses particulares de los agentes. ETESAL opera la red eléctrica conformada por 36 líneas de 115kV de una extensión total de 1,021.5 km y 2 líneas de 230kV de 107.5 km de extensión total, que conectan el sistema con Honduras y Guatemala, según surge del Boletín Estadístico SIGET (2005). La interconexión regional es operada por un agente de similares características (monopolio natural) pero de naturaleza intergubernamental: el Ente Operador Regional (EOR) y la red regional por la Empresa Propietaria de la Red (EPR), en la que participan las empresas nacionales estatales de transmisión, organismos gubernamentales y operadores privados (Endesa y Grupo Empresarial IPA de Colombia). El desempeño en el periodo 2003-2006 del sistema de transmisión puede considerarse satisfactorio, tomando en cuenta el bajo porcentaje de horas de interrupción sobre el total de horas del periodo (7.8%).68
27. 4.3.3 Distribucióni. Regulación, contestabilidad y estructura de la ofertaDe acuerdo a las definiciones establecidas en el Art. 4º de la LGE, una distribuidora es unaentidad poseedora y operadora de instalaciones cuya finalidad es la entrega de energíaeléctrica en redes de bajo voltaje.Previo a la reestructuración del sector, la distribución era efectuada por la CEL. El serviciode distribución eléctrica fue escindido de esa compañía en 1999 y privatizado.Actualmente la distribución la realizan Distribuidora Eléctrica Del Sur, S.A. de C.V. (DELSUR),una empresa controlada por la estadounidense Pennsylvania Power and Light Corp.8 y elgrupo de distribuidoras que conforman el grupo de la estadounidense AES Corporation enEl Salvador: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador (CAESS); la CompañíaEléctrica de Santa Ana (AES-CLESA); Empresa Eléctrica de Oriente (EEO) y DistribuidoraEléctrica de Usulután (DEUSEM).El Grupo AES concentra el 75% del consumo final de energía eléctrica y el 79% de losclientes, según se observa en la tabla 6 del anexo 1.Las distribuidoras establecidas tienen un área de influencia que deviene de la disposiciónde las redes de las empresas privatizadas, según se muestra en la ilustración 1 del anexo1.El marco regulatorio ha establecido la obligación de interconexión (acceso abierto) en elartículo 8º de la LGE y Sección V del Reglamento de la LGE, pero no la existencia de áreasde distribución exclusivas.Es decir, en el marco regulatorio básico no existen barreras legales de consideracióna la entrada de nuevos distribuidores o a la expansión de las distribuidoras existentes(el procedimiento legal a realizar es obtener por parte de la SIGET las autorizacionescorrespondientes).Si bien a simple vista no pareciera haber barreras importantes a la entrada, en looperativo, particularmente crítico para el ingreso de nuevos distribuidores es el AcuerdoSIGET 146-E-2005 que fija las reglas especiales para el cálculo por uso de red a distribuidoresque lo solicitan por primera vez, de lo cual luego se desprende el establecimiento del pliegotarifario de la distribuidora presentante.8/A la fecha de elaboración del presente informe. 69
28. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Ello se debe a que los distribuidores entrantes necesitan por un lado conectar las redes que desarrollen a las redes de baja tensión de las distribuidoras (antes que a las de alta tensión de la transmisora) y por otro obtener de la SIGET la autorización de las tarifas que van a cobrar por el servicio. Las demoras de esta tramitación pueden tornar no rentable la entrada. ii. Incentivos de las distribuidoras establecidas y de los potenciales entrantes En la medida en que el segmento se encuentra horizontalmente consolidado (4 de las 5 distribuidoras establecidas perteneces a AES), no cabe esperar que surja competencia entre las distribuidoras de un mismo grupo. A pesar de ser un segmento que puede considerarse que en las actuales condiciones regulatorias puede ser penetrado por agentes independientes, sólo existe un reducido grupo de agentes que se encuentran esperando completar la tramitación de su autorización para operar como distribuidores.. 4.4 Comercialización i. Regulación, contestabilidad y estructura de la oferta Conforme al marco regulatorio, es un segmento que opera en competencia y el servicio puede ser brindado por cualquier agente que solicite su inscripción como tal. En la medida en que el marco regulatorio no exige la separación vertical entre la comercialización y los otros segmentos del sector eléctrico (a excepción de la transmisión – Art. 8º de la LGE) pueden distinguirse dos tipos de comercializadores: los vinculados y los independientes. Los denominados comercializadores vinculados, son agentes patrimonialmente vinculados a firmas que operan en otros segmentos del sector eléctrico. En consecuencia pueden ser comercializadores vinculados con las generadoras (CEL, Nejapa, LaGeo y Duke Energy) o con las distribuidoras (Grupo AES y Delsur).70
29. Los denominados comercializadores independientes son agentes autónomos respecto delresto de los participantes del mercado (esto es patrimonialmente desvinculados, según sedice en el artículo 4º de la LGE).La comercialización es un segmento del sector eléctrico que no presenta ningún tipo debarreras a la entrada de naturaleza legal o tecnológica.Los agentes que actualmente se encuentran autorizados a operar bajo la figura decomercializador independiente son EXCELERGY; ORIGEM; CONEC-ES (ConexiónEnergética Centroamericana); CARTOTÉCNICA; Mercados Eléctricos.Los dos primeros son los más importantes, ya que concentran la mayor parte de lademanda (obsérvese la tabla 7 del anexo 1), a la vez realizan una porción considerable delas importaciones (29% y 15.5%, respectivamente para 2005).No obstante, comparado con el mercado en su conjunto, la incidencia de los comercializadoresindependientes es muy pequeña, dado que en 2005 representaron conjuntamente el 4,4%de la demanda.ii. Incentivos de los comercializadoresLos comercializadores vinculados a generadores actúan básicamente para apoyarlas operaciones de las generadoras vendiendo excedentes de producción o realizandoimportaciones para cumplir con obligaciones contractuales, por lo cual su comportamientodepende de la estrategia definida para el principal negocio de generación y no surge de lascondiciones vigentes en el segmento de comercialización propiamente dicho.En cambio, más interesante es la situación de las distribuidoras, ya que a su vez sonlas principales comercializadoras de energía eléctrica a los usuarios finales, ya que cadadistribuidora integra verticalmente ambas actividades (distribución y comercialización deenergía eléctrica).En este caso, es de esperar que intenten defender su negocio en el segmento potencialmentemuy competitivo de comercialización, apoyándose en su posición de fuerza como operadorasde las redes de distribución en baja tensión y en el acceso de primera mano que tienen ala información detallada de la demanda final (información de los consumos de los clientes). 71
30. SECTOR ENERGÍA Eléctrico 4.5 Usuarios Finales Como se anticipó, un rasgo peculiar del diseño regulatorio de El Salvador es la posibilidad de todo tipo de usuario final de elegir su proveedor (sea grande o pequeño, industrial o residencial). Sin embargo, en términos fácticos esta posibilidad no ha sido de uso generalizado. Una de las cuestiones relacionadas con ese punto es que sólo existen dos grandes usuarios conectados a las redes de media tensión (115kV): ANDA (Administración Nacional de Acueductos y Alcantarillados) que es la empresa estatal que brinda el servicio de agua potable y desagües e INVINTER (Inversiones Intercontinentales, S.A. de C.V.) antes denominada Siderurgia Centroamericana del Pacífico. En los próximos meses se contará también como gran usuario las empresas instaladas en la zona franca manejada por American Park. Durante 2005, sólo ANDA se abasteció en el mercado mayorista, comprando 333Gwh en el mercado de contratos y devolviendo 35Gwh a través del mercado regulador del sistema. ANDA aproximadamente contrata 2/3 de su consumo directamente con la CEL y el resto con las distribuidoras, según su área de operaciones. 5. Análisis de la existencia de poder de mercado 5.1	Identificación	de	los	mercados	relevantes La identificación de los mercados relevantes en el sector eléctrico debe considerar un conjunto de particularidades que le son propias, tales como no se puede almacenar, lo que reduce el tamaño de los mercados en concordancia con la dimensión temporal, haciendo que el tamaño del mercado esté dado por la demanda instantánea (en cada momento del tiempo) y no por la demanda acumulada a lo largo de un lapso largo de tiempo (como es lo habitual en bienes ordinarios). El elemento clave de la definición de los mercados relevantes es el diseño regulatorio del sector y la forma en que efectivamente funciona, más allá de los resultados que esperaban obtenerse del diseño regulatorio. Asimismo, debido a la variabilidad diaria de la demanda y los distintos tipos de tecnología de generación que operan para satisfacerla, los generadores que compiten directamente entre sí varían a lo largo del día y por tanto, corresponde establecer al menos dos mercados diarios, correspondientes a las horas pico y a las horas valle, quedando en general por defecto definido adicionalmente un tercer mercado relevante para el resto del día.72
31. Para el caso de El Salvador, donde aproximadamente el 10% de la demanda es atendidapor un conjunto de generadores pequeños conectados a la red de baja tensión y que seconoce como “generación o mercado minorista”, corresponde establecer si el mercadorelevante comprende ambos segmentos mayorista y minorista.Siendo que no puede considerarse que los generadores minoristas sean competenciadirecta de los mayoristas, ya que el alcance de su mercado es menor, por cuanto estádeterminado por la cobertura geográfica de la red de distribución a la que se encuentraconectado, conviene excluir a los generadores minoristas del mercado relevante degeneración.Nótese que esta es la modalidad de análisis más prudente desde el punto de vista de lacompetencia, ya que la opción metodológica contraria, puede conducir a subestimar eltamaño e influencia de los grandes jugadores del mercado mayorista.Contrariamente, no corresponde separar en dos mercados relevantes diferentes el MRSy el mercado de contratos, tanto los agentes del lado de la oferta como de la demanda deesos mercados son los mismos, así como también el producto que se comercializa.Luego están los mercados que comprenden la transmisión de la energía a través de lared de alto voltaje, la distribución domiciliaria y la comercialización de la energía a losconsumidores finales.Es respecto de estos segmentos del sector eléctrico (transmisión, distribución ycomercialización) que la cuestión de la definición del área geográfica relevante es deimportancia.A nivel de la transmisión existe un solo operador de la red nacional y de la red de interconexiónregional, que operan bajo un régimen de monopolio legal en lo referente a la operación ymantenimiento de las redes.A nivel de la distribución, el diseño regulatorio no ha establecido áreas geográficasexclusivas. Por tanto, es posible la expansión de las redes de las distribuidoras más allá dela cobertura original post-privatización, así como también, la construcción de nuevas redesen las áreas de influencia de las distribuidoras.Finalmente, el marco regulatorio ha previsto una amplia libertad para la comercializaciónde la energía a todo tipo de usuario final (grande o pequeño) a escala nacional y tambiénpara la importación y exportación de energía (LGE Capítulo VI, particularmente artículos75, 81 y 82).En base a las consideraciones precedentes, se han identificado los siguientes mercadosde producto relevantes. 73
32. SECTOR ENERGÍA Eléctrico • Generación mayorista de energía eléctrica (en hora pico, valle y resto) • Transmisión • Distribución • Comercialización El mercado geográfico relevante respecto de los precitados mercados producto se define de escala nacional. En el caso de la generación, la dimensión geográfica es nacional por dos razones: • no existe actualmente congestión en la red de transmisión que aísle sistemáticamente zonas o regiones, que queden entonces sujetas a la generación local y que por tanto corresponda definir mercados geográficos de generación subnacionales. • la incidencia de las importaciones desde Guatemala y Honduras aún es muy marginal y la interconexión aún no tiene la suficiente capacidad para considerar que los generadores de esos u otros países compiten directamente con los generadores nacionales. En el caso de la transmisión, el mercado geográfico corresponde a la extensión de la red de alta tensión que es nacional, no habiendo competencia, ya que el servicio es prestado por un solo operador. En el caso de la distribución, debido a la particular situación de que las distribuidoras no tienen garantizada un área exclusiva de distribución, potencialmente pueden competir entre sí a lo largo de toda la extensión geográfica del país, a la vez que pueden ingresar nuevos distribuidores. En base a esa consideración es que el mercado geográfico de la distribución puede definirse nacional. En el caso de la comercialización, siendo este un segmento en competencia, sin importantes barreras legales o tecnológicas a la entrada, puede considerarse su dimensión geográfica de cobertura nacional. 5.2 Incidencia de las importaciones y exportaciones Se observan importaciones netas de energía que son de cierta importancia, ya que El Salvador completa sus déficits de generación con compras en la región.74
33. El área geográfica que cubre la operatoria de comercio internacional de energía eléctricade El Salvador es regional y se restringe básicamente a Guatemala y Honduras, debido ala actual cobertura de las líneas de interconexión regional.Observando los flujos comerciales de energía en la región del Istmo, se pone en evidenciaque El Salvador es el principal importador de la región, mientras que Guatemala es elprincipal exportador (ver tabla 8 del anexo 1).En ambos países, las operaciones están contractualizadas en un 88% y representan unaproporción menor de la generación (5,7% en El Salvador y 4,7% en Guatemala).En el caso del sector eléctrico de El Salvador, desde el punto de vista operativo lasimportaciones son críticas, considerando que la capacidad disponible está muy ajustadaen relación a la demanda máxima (7% aproximadamente).Desde el punto de vista de la competencia, es conveniente mantener a escala nacional elárea geográfica del mercado relevante de generación a efectos del análisis de estructura,porque no se identifica un gran proveedor determinante en Guatemala (que es actualmenteel principal origen de las importaciones), con capacidad de comportarse estratégicamenteen relación al mercado de El Salvador.Actualmente las importaciones netas de energía son marginales en relación a la inyecciónnacional (han variado entre el 6% y el 9% en el último trienio), con lo cual no existenelementos suficientes para ampliar la definición del mercado relevante a una escala regional(en apoyo de lo que se estableció en la sección precedente de definición de los mercadosrelevantes desde el punto de vista de la competencia).5.3 Grado de concentración de los mercados relevantesEn el marco del análisis de competencia, la medición del grado de concentración enlos mercados relevantes se lleva a cabo mediante el cálculo del Índice de Herfindahl-Hirschmann (suma de cuadrados de las cuotas de mercado de los oferentes que compitenen el mercado relevante).Para el caso de la electricidad, la medición de la concentración del mercado en base a lasventas mensuales o anuales (como es lo habitual) es insuficiente, por cuanto la estructuradel mercado puede cambiar sustantivamente a lo largo de un día y en diferentes épocas delaño, debido a la alta estacionalidad de la demanda. 75
34. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Por ello, en el sector eléctrico el análisis clásico de concentración de los mercados relevantes necesariamente debe ser complementado mediante otras mediciones que permitan capturar más acabadamente tanto la estructura como la dinámica de los mercados relevantes. A continuación se presentan las mediciones del grado de concentración en los mercados relevantes identificados, a través de las cuotas de mercado de los participantes y los HHI que corresponden. 5.3.1 Generación de energía eléctrica (mayorista) El cálculo de los HHI respecto de la generación eléctrica como primera aproximación se realiza considerando la capacidad instalada y la inyección mensual, que corresponde al volumen de producción. En la medida en que un agente opere un parque de generadores de alto costo y poco eficientes, dependiendo del régimen de despacho, es posible que su participación en la inyección sea considerablemente más baja que su participación en la capacidad instalada. Por otra parte, debe tenerse presente que conforme a la definición de los mercados relevantes, coexisten tres mercados relevantes de generación: horas pico, horas valle y resto. Asimismo, considérese que el cálculo de los HHI ha sido efectuado a partir de los volúmenes inyectados al sistema nacional de transmisión por cada operador, excluyendo las importaciones y exportaciones, que es la modalidad más estricta de cálculo. Finalmente, recuérdese que el mercado ha sido restringido a su segmento mayorista, excluyéndose la generación que se encuentra conectada a las redes de baja tensión (generación minorista) . i. Concentración de la generación mayorista, medida en términos de capacidad instalada La capacidad instalada luce notoriamente concentrada con un HHI de 2.774 puntos, aunque en su mayor parte (40%) corresponde al parque de generación hidroeléctrico de propiedad estatal (ver tabla 9 del anexo 1).76
35. ii. Concentración de la generación mayorista, medida en términos de inyección mensualEl mercado se encuentra distribuido entre cuatro operadores principales: CEL, Nejapa,Duke y LaGeo, cuyas participaciones de mercado mensuales en promedio de los últimostres años han sido: 36%, 19%, 20% y 23% respectivamente y se han mantenido establesen el caso de los principales operadores (ver Tabla 10 del anexo 1).Sobre la base a esas participaciones, el HHI promedio mensual de los últimos tres añosha sido alto: 2.696 y no demasiado variable, ya que la distribución arroja un coeficiente devariación del 17%.Sólo CESSA y CASSA presentan volatilidad alta en el comportamiento de sus cuotas demercado (coeficientes de variación del 49% y 65%, respectivamente).iii. Medición de la concentración de los mercados relevantes de generación (pico, valle y resto)Como se dijo, la definición precisa de los mercados relevantes de generación comprendediferenciar tres tipos de mercados relevantes de producto diferentes: generación en horapico, en hora valle y en el resto de las horas.A continuación se presenta la medición de los HHI’s para el año 2004, presentados en laforma de promedios mensuales (ver tabla 11 del anexo 1).Obsérvese que en todos los casos se supera holgadamente el límite de 1800 puntos devalor del HHI, que es el umbral a partir del cual la práctica de las autoridades de competenciaestadounidenses define los mercados como “altamente concentrados”.También puede observarse que los meses de septiembre y octubre de 2004, fueron los quepresentaron un mayor grado de concentración.5.3.2 TransmisiónEl servicio de transmisión nacional es prestado en condiciones de monopolio legal porETESAL, por lo que la medición de la concentración del mercado deviene abstracta. 77
36. SECTOR ENERGÍA Eléctrico 5.3.3 Distribución En la medida en que no existen áreas exclusivas de distribución de energía eléctrica, las distribuidoras pueden potencialmente considerarse competidoras directas al menos en las franjas que delimitan su área natural de influencia. Por ello es que puede justificarse metodológicamente una definición de alcance nacional del mercado relevante de distribución, sin embargo, el cálculo de su grado de concentración (ver tabla 12 del anexo 1) no permite representar adecuadamente la particularidad de que en todo caso, las distribuidoras compiten en las franjas en que convergen. En la medida en que 4 de las 5 distribuidoras establecidas pertenecen al mismo grupo económico (AES), la concentración del mercado de distribución se observa muy alta, tanto en términos de energía distribuida como de clientes atendidos. 5.3.4 Comercialización En la medida en que los usuarios finales pueden comprar el suministro de energía de cualquier tipo de operador, la comercialización es efectuada tanto por generadores y distribuidores como por comercializadores independientes. Una manera de aproximar el cálculo de la concentración en el mercado de comercialización es tomando como base las demandas en el mercado mayorista (neteando el mercado de contratos y el mercado regulador del sistema), excluyendo los consumos de los únicos dos usuarios finales que se abastecen en el mercado mayorista (ANDA e Invinter). Conforme a ello, la estructura aproximada del mercado de comercialización puede observarse en la tabla 13 del anexo 1. Obsérvese que, a pesar de la participación de muchos operadores como comercializadores (independientes y vinculados a generadores), la comercialización se encuentra concentrada en las distribuidoras, particularmente del grupo AES, lo que pone en evidencia la importancia de la integración vertical entre distribución y comercialización.78
37. 5.4	Identificación	de	barreras	legales	y	económicas	a	la	competenciaComo fue descrito en detalle en la sección sobre regulaciones y la organización industrialdel sector, el marco regulatorio del sector eléctrico de El Salvador es muy amplio, noexistiendo barreras de tipo legal que obstaculicen el accionar de los agentes económicosque operan en el sistema.El único segmento que se encuentra legalmente protegido de la competencia es el detransmisión (nacional e internacional) donde ETESAL y la operadora internacional,respectivamente, actúan en condición de monopolios legales.Debe notarse que desde el punto de vista tecnológico y económico, ambas actividadesson monopolios naturales y por tanto la protección legal, en realidad tiene la función deinstitucionalizar una situación tecnológica y de mercado previa.Los mercados relevantes comprendidos por la generación de energía eléctrica, capacidadinstalada y provisión de servicios auxiliares se encuentran abiertos a la competencia y lascondiciones de entrada desde el punto de vista tecnológico y económico, particularmenteen lo que respecta a la generación térmica, no presentan especiales dificultades.La tecnología de generación térmica es pública y accesible y las inversiones no sonexcesivas, en términos relativos al sector en su conjunto. Como ejemplo, obsérvese queexisten usuarios finales que han instalado sus facilidades de generación y que venden susexcedentes, siendo notorio el reciente ingreso de Textufil al mercado mayorista.En el caso de las centrales hidroeléctricas, por su impacto ambiental y nivel de inversiones,puede decirse que se encuentran asociadas a mayores dificultades para su expansión y/oinstalación.En distribución, tampoco existen barreras de naturaleza legal de magnitud relevante, yaque no se han asegurado áreas o clientelas exclusivas a las distribuidoras privatizadas ypor tanto, desde el punto de vista del esquema regulatorio, es posible la duplicación total oparcial de las redes de distribución.Sin embargo, este segmento se encuentra relativamente protegido de la competenciadebido a la naturaleza propia de las economías de redes (subaditividades de costos)que pueden provocar que las redes de distribución (parcial o totalmente) operen comomonopolios naturales.En el mercado de comercialización tampoco existen barreras de tipo legal de relevancia, yaque el esquema regulatorio preserva una amplia libertad para la actividad de los operadoresen este segmento. Por otra parte, este tipo de actividad de servicios requiere de tecnologíasblandas ampliamente disponibles y bajas inversiones. 79
38. SECTOR ENERGÍA Eléctrico Es más, las bases regulatorias para permitir el desarrollo del segmento se encuentran establecidas, según se describió en detalle en las secciones sobre marco regulatorio y organización industrial, a saber: acceso abierto a las redes de transmisión y distribución y libertad de escogencia de proveedor por parte de los usuarios finales. No obstante, el segmento de comercialización no se ha desarrollado como mercado independiente, encontrándose liderado ampliamente por las distribuidoras que actúan a la vez como comercializadoras. Puede decirse que la sola existencia de agentes establecidos de la envergadura y capacidad agresiva de reacción de las distribuidoras constituye un desincentivo económico a la entrada. 5.5 Grado de contestabilidad de los mercados relevantes En términos teóricos y considerando las tecnologías disponibles, pueden ordenarse los distintos segmentos del sector eléctrico según su grado potencial de contestabilidad, según se muestra en la Ilustración 2 del anexo 1. Mientras la transmisión en redes de alta tensión sería el segmento menos contestable, la generación sería el más contestable. Nótese que en la medida en que haya agentes de gran envergadura como comercializadores (como es el caso de las distribuidoras/ comercializadoras), el segmento de comercialización no puede considerarse más contestable que el de generación (la sola existencia de agentes establecidos de gran tamaño, con capacidad de respuesta agresiva a la entrada, funciona de barrera). Conforme a las barreras legales, tecnológicas y económicas que se describieron en la sección anterior, para El Salvador puede decirse que mientras la contestabilidad de la transmisión nacional o regional es nula, es posible algún grado de contestabilidad en la distribución, que sería algo mayor en la comercialización y que el segmento más contestable es el de generación. Como se refirió en la sección sobre marco teórico, las condiciones de competencia en el mercado eléctrico varían según diferentes dimensiones, siendo la más importante la dimensión temporal. Por ello, el análisis de contestabilidad debe considerar dos niveles. Cuando se considera los mercados relevantes definidos desde el punto de vista de la demanda horaria (horas pico, horas valle y horas resto), va de suyo que los mercados relevantes horarios no son altamente contestables, si el margen de reserva del sistema es muy bajo. Desde este punto de vista, el mercado relevante de horas pico es muy poco contestable,80
39. sobre todo si el margen de reserva del sistema es muy bajo. En el caso de El Salvador, aúnlos mercados en horas resto y valle son muy poco contestables debido al bajo margen dereserva del sistema en general.En cambio, cuando se miran los mercados eléctricos desde una perspectiva estructuraly de largo plazo, se observa que tanto las barreras tecnológicas como legales (en lospaíses que han reformado el sector, incluyendo El Salvador) son realmente muy bajas,siendo posible la instalación de plantas generadoras de escala eficiente en un periodorazonable de tiempo. Desde este punto de vista es que puede decirse que el mercadoeléctrico mayorista de El Salvador es desafiable y que la reciente entrada de Textufil es unaevidencia de ello.Respecto del mercado de generación, que además conforma la porción más importantede la tarifa final, la distancia que los distintos especialistas han observado entre el preciomayorista y los costos de generación, indican que a pesar de que las barreras legales yeconómicas son bajas, el mercado no ha logrado una convergencia entre precios y costos.5.6 Evaluación de las condiciones competitivas en el mercado mayoristaComo se anticipó, el análisis del grado de concentración en los mercados relevantes y lasbarreras a la entrada es insuficiente, particularmente en el sector eléctrico, para establecerla existencia de poder de mercado.El poder de mercado en generación es uno de los temas que más preocupa a los entesreguladores y las agencias de defensa de la competencia en aquellos países que hanreestructurado la industria eléctrica. En El Salvador, el pequeño tamaño del mercado poneaun más presión sobre este aspecto debido a que impone una barrera natural a la entradade productores. El mercado eléctrico de generación presenta características peculiares quedemandan un análisis aislado de su comportamiento a fin de analizar el poder de mercadode las firmas participantes. Entre otras variables particulares de este sector encontramos:un producto no almacenable y homogéneo como la electricidad, fuertes economías dered, demanda de corto plazo relativamente inelástica y la necesidad de un coordinador deldespacho (Unidad de Transacciones, S.A. (UT) en El Salvador).El resultado final del comportamiento de los mercados eléctricos mayoristas dependerá,entre otras variables, de la existencia de empresas con poder de mercado, de las estrategiasseguidas por cada uno, de las tecnologías de producción de cada operador y de la posiciónrelativa de cada agente en la red del sistema. 81
Foda empresa electrica