Los generadores que gritan 'lobo': cómo los mercados mayoristas competitivos manejan la quiebra del generador

Apr 04, 2023

Los generadores con costos operativos competitivos que ingresan en bancarrota tienen todos los incentivos para permanecer en el negocio y producir tanta energía como puedan siempre que puedan ganar por encima de sus costos variables.

Mike Hogan es asesor sénior en el Proyecto de asistencia regulatoria.

Durante la reciente tormenta invernal Elliott, una cantidad sorprendentemente grande de generación que recibió pagos por capacidad de PJM e ISO New England no se desempeñó cuando se le solicitó. Casi todo se alimentaba de combustibles fósiles, la mayor parte con gas natural. Bajo los arreglos de pago por desempeño establecidos hace años luego de un desempeño igualmente pésimo durante el "Vórtice Polar" de 2014, bajo el cual estos generadores han recaudado cientos de millones de dólares al año para tener una capacidad confiable, enfrentan fuertes sanciones financieras por no haber llevar a cabo. Ahora, algunos buscan evadir esas sanciones, ofreciendo una serie de excusas.

Independientemente de la validez de cualquiera de las excusas ofrecidas (o la falta de ellas), estos generadores también están tratando de recurrir a la estratagema detrás de la cual la industria de los combustibles fósiles suele retirarse cuando los atrapan con los pantalones bajados, alegando una amenaza a la confiabilidad, en este caso. de la posibilidad de que las sanciones lleven a algunos generadores a la quiebra. Al menos dos generadores, Nautilus Power y Lincoln Power, ambos propiedad de Cogentrix, se declararon en bancarrota y, en una presentación ante la FERC, cuatro propietarios de generación fósil, LS Power, J-POWER, Rockland Capital y Earthrise Energy, afirmaron que llevar a la bancarrota a algunos de las empresas generadoras que no rinden "podría tener un efecto significativo en la confiabilidad y la resiliencia".

La historia reciente demuestra que esta cansada fanfarronería sobre la confiabilidad no debería tener peso al considerar sus atractivos (o al considerar cambios en las reglas del mercado). ¿Por qué? La quiebra rara vez conduce a una pérdida de la capacidad asociada; de hecho, todo lo contrario: los generadores con costos operativos competitivos (como parecen tener estos generadores) que entran en quiebra tienen todos los incentivos para permanecer en el negocio y producir tanta energía como puedan. siempre que puedan ganar más que sus costos variables. Es decir, dichos activos tienen valor para los prestamistas como negocios en marcha al permitirles recuperar con el tiempo una cantidad considerablemente mayor de su principal, en comparación con lo que obtendrían en una liquidación. Esto se ilustra mediante una revisión de la experiencia de la industria desde el estallido de la burbuja de la generación comercial a principios de los años 2000.

Entre 1998 y 2005, se agregaron más de 200 GW (brutos) de nueva capacidad a la red de los EE. UU., en su mayoría CCGT a gas, lo que representa una inversión de aproximadamente $ 250 mil millones. A medida que la demanda se estabilizó y los costos de financiamiento aumentaron, el auge se convirtió en una caída que comenzó con el colapso de Enron en 2001 y se aceleró en 2002. La mayor parte de esa inversión fue "cancelada" por los inversionistas originales entre entonces y 2006, es decir, la inversión original. los inversores vendieron a precios de liquidación o cedieron sus derechos de propiedad a los prestamistas. El valor total de los intereses de propiedad que sufrieron este destino estuvo probablemente en el rango de $150-200 mil millones.

La gran mayoría de la inversión fue realizada por empresas comerciales, en la mayoría de los casos en las regiones del mercado ISO/RTO. En muchos de esos casos, los dueños originales fueron eliminados en bancarrotas, los prestamistas primarios (titulares de primer grado) tomaron el control, los prestamistas cuya seguridad estaba "subordinada" a la de los prestamistas primarios (titulares de segundo grado) aceptaron capital devaluado en lugar de deuda, y los acreedores no garantizados (típicamente vendedores de bienes y servicios a los que se les debía dinero) fueron estafados. Las plantas mismas, en la mayoría de los casos, no fueron a ninguna parte. Los prestamistas principales administraron los activos como negocios en marcha hasta el momento en que pudieran venderse por lo que los prestamistas consideraron un valor de salida aceptable.

Dos casos específicos tipifican lo que sucedió en la industria. El primero es un grupo de plantas propiedad de US Gen, un desarrollador de plantas de energía nacional líder. A raíz del colapso del mercado, US Gen quebró. Entre sus activos se encontraban cuatro plantas: Millennium (en Massachusetts), Athens (en Nueva York), Covert (en Michigan) y Harquahala (en Arizona), juntas casi 4.000 MW de CCGT a gas, que habían sido financiadas como una sola paquete de activos. Tras la quiebra de US Gen, este grupo de activos se reestructuró en 2005 bajo una empresa independiente controlada por los prestamistas principales y posteriormente pasó por múltiples reestructuraciones, incluida una segunda quiebra. Las cuatro plantas están operativas hoy y ayudan a satisfacer las necesidades de suficiencia de recursos en sus respectivos mercados.

El segundo caso es el de los activos estadounidenses de InterGen, un desarrollador líder de centrales eléctricas a nivel mundial que ingresó al próspero mercado estadounidense a fines de la década de 1990. InterGen sobrevivió a la quiebra gracias a una sólida cartera de proyectos de energía internacionales, pero las subsidiarias que poseían sus activos en EE. UU. sufrieron un destino similar al de US Gen. Wildflower era propietaria de dos plantas pico recientemente puestas en servicio en California que representan 225 MW de capacidad. Cuatro plantas grandes estaban en varias etapas de finalización en ese momento: Cottonwood (en Texas), Magnolia (en Mississippi), Redbud (en Oklahoma) y Sequoia (en California), juntas casi 5,000 MW de CCGT a gas. Estas plantas fueron entregadas a sus prestamistas en la quiebra posterior, acabando con el capital de InterGen y requiriendo que los tenedores de segundo gravamen y los acreedores no garantizados canjeen deuda por capital y/o se retiren.

Cada uno de estos activos fue administrado por sus prestamistas principales como negocios en marcha hasta que pudieran venderse y al menos recuperarse la mayor parte de la deuda original. Todas estas plantas se completaron y están operando hoy (Sequoia ahora opera como Mountainview) y, al igual que con los activos de US Gen, ayudan a satisfacer las necesidades de adecuación de recursos en sus respectivos mercados.

Esto no quiere decir que estos eventos fueran algo que desear. Los inversionistas perdieron dinero, los prestamistas sufrieron pérdidas, los vendedores no pagaron y la gente perdió sus trabajos. Pero el mercado funcionó: la demanda continuó creciendo, los precios se mantuvieron estables y la confiabilidad del servicio y la adecuación de los recursos nunca sufrieron. De hecho, en ambos casos, los nuevos dueños de algunas de las plantas han invertido en ampliaciones a la capacidad original.

¿Los grandes ganadores? Consumidores. A diferencia de ciclos previos de auge y caída en la industria de servicios eléctricos —más notablemente la inversión excesiva que ocurrió durante la década de 1970 principalmente en la generación nuclear y de carbón, cuyos costos fueron asumidos por los clientes cautivos de los servicios públicos— los clientes de electricidad en gran medida se salvaron de los riesgos y costos concomitantes del auge de la inversión basada en el mercado de fines de la década de 1990. Además, la capacidad de generación en bancarrota permaneció en gran parte en la red luego de ser vendida a precios muy reducidos, lo que significa que la ola de reestructuraciones nunca comprometió la confiabilidad. A medida que la demanda aumentaba gradualmente y se retiraba la generación a base de petróleo y carbón más antigua y sucia, estas centrales CCGT a gas "fallidas" pudieron aumentar su producción, satisfacer la demanda de los consumidores y recuperar suficiente valor de mercado para permitir que sus prestamistas recuperaran una parte significativa de la deuda original.

Es probable que este proceso se hubiera llevado a cabo con las plantas generadoras comerciales en cualquier caso. Un escenario sorprendentemente similar se desarrolló en la industria de la fibra óptica que comenzó con las crisis de la tecnología y las telecomunicaciones a fines de la década de 1990. Pero debido a preocupaciones expresadas de manera similar de que una ola desorganizada de retiros de plantas de los mercados organizados podría amenazar la confiabilidad, fue en ese momento que algunas de las ISO/RTO (notablemente ISO New England y PJM) adoptaron mercados de capacidad a plazo (FCM), centrales subastas para fijar el precio de compensación al cual la cantidad requerida de capacidad de generación se comprometería a operar como capacidad confiable por un período determinado en el futuro.

Esos FCM todavía existen: son la fuente de los cientos de millones de dólares al año que se les ha pagado a estos generadores cuando se les solicita. Se han perfeccionado y modificado continuamente para mejorar su eficacia en el logro de su propósito original de retener la capacidad adecuada para garantizar la confiabilidad (incluida la adopción de bonificaciones y penalizaciones de pago por desempeño descritas anteriormente). Si bien los FCM son objeto de varios debates en curso relacionados con otros asuntos, no hay razón para esperar que sean menos efectivos para retener la capacidad necesaria hoy, incluso frente a posibles quiebras de generadores, de lo que fueron en su inicio.