Análisis de políticas en el sector energético

Jean AcquatellaCEPAL

Curso MARNE, ILPES, 19 de Mayo 2009

FUENTES DE ENERGÍA• FUENTES PRIMARIAS• Recursos no renovables (petróleo, gas, carbón)• Recursos renovables (hidroelectricidad, geotermia, eólica,

fotovoltaica, leña.

Principales Fuentes de Energía Natural o PrimariaFuentes No Renovables Fuentes renovables

Petróleo Energía solarGas Natural Energía eólicaCarbón Mineral HidroenergíaUranio Geoenergía

Combustibles vegetales

FUENTES SECUNDARIAS Resultan de uno o mas procesos de transformación de las fuentes primarias de energía.

FUENTES DE ENERGÍA

PRINCIPALES CENTROS DE TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA

PRINCIPALES CENTROS DE TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA

CADENAS PRODUCTIVAS ENERGÉTICAS. Reservas y Flujos

ENERGÍA FINAL Y ENERGÍA UTIL

II- Reformas de política energética en América Latina y el Caribe

Argumentos para impulsar reforma del sector energético en los ’90s

• Endeudamiento Público• Balance de pagos• Estabilidad Macroeconómica• Desarrollo de los Mercados de Capital• Inversiones de expansión• Promoción de la Competencia• Mayor Eficiencia

Previo a reforma:• Empresas Públicas eran el instrumento de la Política Energética• Acciones normativas e inversión pública centralizadas

Después:• Sistema mucho más complejo. Desafío regulatorio• Racionalidad privada (rentabilidad) y poder compartido

Naturaleza de las Reformas del sector eléctrico

Status Jurídico y Derechos de Propiedad

• Estado-Empresas Públicas Dentro de las Empresas

• Entre Empresas Públicas

Organización del sector

Segmentación VerticalPartición HorizontalRegionalNuevas unidades y actores

Esquemas RegulatoriosRegulación Institucional Entes reguladoresNuevas modalidades de Regulación

TRES TIPIFICACIONES

C) SIN MODIFICACIÓN:MONOPOLIOS PÚBLICOS VERTICALMENTE INTEGRADOS REGULADOS O CONTROLADOS MÁS DIRECTAMENTE

A) REFORMAS ESTRUCTURALES:

SEGMENTACIÓN DE LA CADENA Y LIBRE ACCESO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

B) REFORMAS PARCIALES:APERTURA PARCIAL EN LA GENERACIÓN, GENERALMENTE a TERCEROS PRIVADOS

APERTURA PARCIAL

P R O D U C T O RIN D E P E N D IE N T E

P R O D U C T O RIN D E P E N D IE N T E

E M P R E S AIN T E G R A D A

E M P R E S AD IS T R IB .

R E DN A C IO N A L

A R E A 1 A R E A 2

G

T

D

ESTRUCTURA ECONÓMICA SISTEMA ABIERTO

1

N

GENERADORES RED NACION. DE TRANSMIS. DISTRIBUIDORES CONSU

MO

1

2

N

CONSUMCAUTIVO

CONSUMCAUTIVO

CONSUMCAUTIVO

GRANDESCONSUM.

2

COMERCIALIZADOR

Trayectorias de las ReformasElectricidad

S e g m e n ta c ió nV e r t ic a l c o nIn c o m p a t ib ilid a dD e F u n c io n e s

(h )A rg e n t in a ( * * * )

B o liv ia ( * * )G u a te m a la (* * )

P ro p ie d a dP r iv a d a

In te g ra c ió nV e r t ic a lP e rm it id a

(g )

B a rb a d o sG re n a d a

( f )C h ile ( * * )P e rú (* * )

E l S a lv a d o r ( * * )

P ro p ie d a dM ix ta oP a r t ic ip a c ió nP r iv a d a p a rc ia l

(d ) V e n e z u e la

B ra s ilC o s ta R ic a

E c u a d o r

(e ) ( * )

C o lo m b ia ( * * )P a n a m á (* * )

P ro p ie d a dE s ta ta l e x c lu s iv a

(a )

M é x ic oC u b a

(b )

U ru g u a yP a ra g u a y

H a it í

(c )S u r in a m e

G u y a n aN ic a ra g u a

J a m a ic aH o n d u ra s

T & T o b a g oR D o m in ic a n a

C o n tro lC e n tra l

In te g ra d aR e g u la d a

C o m p ra d o rÚ n ic o

M e rc a d oA b ie r to

T ra y e c to r ia s fu tu ra s p ro b a b le s

( * ) C o n o s in d e s in te g ra c ió n v e r t ic a l ( in c o m p a t ib ilid a d d e fu n c io n e s ) e s tr ic ta( * * ) C o n p a r t ic ió n h o r iz o n ta l d é b il( * * * )C t i ió h i t l f t

Modalidades de gestión de la industria eléctricaTamaño del sistema MW

Libre acceso Comprador Unico

MonopolioEstatal

0-500 Nicaragua, Surinam Guyana

Haití,Barbados, Grenada

500-1000 Bolivia El Salvador

HondurasJamaica

1001-2000 PanamáGuatemala

Costa RicaT.T.

2000-5000 Perú, R. Dominicana

Ecuador Uruguay

Cuba

5001-10000 Chile Paraguay

10001-20000 ArgentinaColombia

> 20000 Venezuela (?)Brasil (?)

México

FALENCIAS REGULATORIAS Y DINAMICA DE LA INVERSION

A) FACTORES ENDÓGENOS:

• INSTITUCIONALES• COMPETENCIA EN MERCADO MAYORISTA• PEAJES-TRANSMISION• MANEJO CDEC• DESINTEGRACION CADENA• DISPUTABILIDAD MERCADOS

B) FACTORES EXOGENOS1. DEVALUACIONES2. AJUSTES TARIFARIOS

CHILE : PRECIO DE NUDO

PRECIO DE NUDO ENERGIA(Valores en dólares)

10

20

30

40

50

60

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80

90

100

OCTUBRE1982

OCTUBRE1984

ABRIL1987

OCTUBRE1989

ABRIL1992

OCTUBRE1994

ABRIL1997

OCTUBRE1999

INDEX. ASEP-01

OCTUBRE2002

ABRIL2004

OCTUBRE2005

[mill

s/kW

h]

SING, Antofagasta

SIC, Santiago

1994-2001 SING -200% (400% dès1990); SIC - 60%

Crise du gaz Arg. et d’invest.

Chile: Precios Mayoristas

0

10

20

30

40

50

60

28-Apr-07 17-Jun-07 6-Aug-07 25-Sep-07 14-Nov-07 3-Jan-08 22-Feb-08 12-Apr-08 1-Jun-08 21-Jul-08 9-Sep-08

peso

s/kW

h

PMM Base SIC [$/kWh] PMM SIC [$/kWh] *

ENTRE EL 1 DE MAYO DE 2007 Y EL 1 DE JULIO DE 2008 LOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD AUMENTARON 84% ACUMULADO ANNUAL.

Argentina: evolución de los precios en el mercado mayorista a precios de 2001

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1/1/

1990

1/1/

1991

1/1/

1992

1/1/

1993

1/1/

1994

1/1/

1995

1/1/

1996

1/1/

1997

1/1/

1998

1/1/

1999

1/1/

2000

1/1/

2001

1/1/

2002

1/1/

2003

1/1/

2004

1/1/

2005

1/1/

2006

1/1/

2007

1/1/

2008

Peso

s D

ic. 2

001/

MW

h

Spot en $ Dic.01 Sancionado en $ Dic.01

CRISIS PESIFICACION

AGOSTO 92- DIC 2001

SPOT -48%, CONTRATOS 35%

INVERSION ARGENTINE-CHILI: crisis a partir de 2000

PUISSANCE INSTALLEE (MW)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

CH

ILE

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

AR

GEN

T.

CHILE ARGENT

1990-2000ARGENTINA 5.8% annuelCHILI 12% annuel

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

Dic-90 Dic-91 Dic-92 Dic-93 Dic-94 Dic-95 Dic-96 Dic-97 Dic-98 Dic-99 Dic-00

DISTRIBUCIÓN GENERACIÓN

RENTABILIDAD PROMEDIO DEL SECTOR ELECTRICO CHILENO (EN %)

AVG= 22.8%

Chilectra = 20.9%

AVG= 5.8%

Dic-95 Dic-96 Dic-97 Dic-98 Dic-99 Dic-00 Dic-01 Dic-02 Dic-03 Dic-04Dic-05

GARANTIZADA EN DISTRIBUCIONVS.

EL RIESGO EN LA GENERACION: Otro condicionante para la expansión de la inversión?

4) LA RENTABILIDAD DE LA 4) LA RENTABILIDAD DE LA CADENA PRODUCTIVACADENA PRODUCTIVA

Dos principales problemas se produjeron

• Los precios en cadasegmento, particularmente en transmisión

• El papel que jugó el mercado spot

Los operadores no pudieroncumplir sus expectativas de rentabilidad a largo plazo

RESULTADO: La Inversión en expansión del sistemacreció a tasas muy bajas y por tanto las necesidades no fueron satisfechas

CONO SUR : CAUSAS Y FACTORES QUE DESENCADENARON LA CRISIS EN EL MERCADO ENERGETICO

Causas Estructurales• Problemas Regulatorios• A) General: incertidumbre (falencias regulatrorias), riesgo (cambios en las reglas

de juego y en los marcos regulatorios); onflictos entre actores

• B) Específico a cada nicho de mercado:

Generación: sobre importancia y sobre dimensionamiento del mercadospot, baja rentabilidad;

Transmission: tarifas de peaje, discretionalidad en la obligación de inversión en redes de transmisión

Otras causas• 1) Relacionados con problemas climáticos

• Sequía en Chile 1998

• Sequía en Brasil 2001

• 2) Problemas Macroeconómicos:• i) Devaluación del Real en Brasil (1999)

• ii) Devaluación del peso en Argentine. Pesificación de las tarifas (2001)

CONCLUSIONES DEL BANCO MUNDIAL 2003

Las reformas han encontrado un significativo número de dificultadesy los políticos encontraron que esos procesos de reformas eranmucho más complejo de lo que anticipaban

Debido a que es un producto no almacenable, los mercadoseléctricos requieren de un mejor diseño y ser regulados quela mayoría de otros sectores desregulados

Los encargados de llevar adelante el proceso de reformas subestimaron lasdificultades políticas en modificar tarifas y ponerlas a nivel del costo real, asícomo los problemas de corrupción, colusión de operadores, oposiciónlaboral, pobre recaudación y otros problemas fiscales.

Fuente: World Bank (2003). "Private Sector Development in the Electric Power Sector: A Joint OED/OEG/OEU Review of the World Bank Group's Assistance in the 1990s", Operations Evaluation Department, Operations Evaluation Group, Operations Evaluation Unit, OED, July 21, Washington, D.C.

Reformas más simples, tales como animar a productores de energíaindependientes que entren en acuerdos de compra a largo plazode la energía (PPA) con contrapartes financieramente frágiles, agregaron más dificultades que las reveladas por la devaluación y otros choques macroeconómicos

los países interesados en reforma, tanto como organizacionesinternacionales de desarrollo y de finanzas, tienen que evaluar susopciones y políticas de modificar las estructuras del mercadoeléctrico a la luz de los recientes cortes (blackouts) que se registraron en países líderes de la reforma: Italia 2003, California 2001, Auckland, New Zealand 1998, y Chile 1998-99.

Según lo demostrado por el caso de la crisis de la electricidad de California, los costos financieros y políticos de reformas mal diseñadas pueden ser inaceptable altos

CONCLUSIONES DEL BANCO MUNDIAL 2003