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Análisis de políticas en el sector energético
Jean Acquatella CEPAL 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 Primaria Fuentes No Renovables Fuentes renovables Petróleo Gas Natural Carbón Mineral Uranio
Energía solar Energía eólica Hidroenergía Geoenergía Combustibles vegetales
FUENTES DE ENERGÍA FUENTES SECUNDARIAS Resultan de uno o mas procesos de transformación de las fuentes primarias 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 Organización del sector
Status Jurídico y Derechos de Propiedad • •
Estado-Empresas Públicas Dentro de las Empresas Entre Empresas Públicas
Segmentación Vertical Partición Horizontal Regional Nuevas unidades y actores
Esquemas Regulatorios
Regulación Institucional Entes reguladores Nuevas modalidades de Regulación
TRES TIPIFICACIONES 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
C) SIN MODIFICACIÓN: MONOPOLIOS PÚBLICOS VERTICALMENTE INTEGRADOS REGULADOS O CONTROLADOS MÁS DIRECTAMENTE
APERTURA PARCIAL PRODUCTOR IN D E P E N D IE N T E
PRODUCTOR IN D E P E N D IE N T E
G EM PRESA IN T E G R A D A
T RED N A C IO N A L
D
AREA 1
EM PRESA D IS T R IB .
AREA 2
ESTRUCTURA ECONÓMICA SISTEMA ABIERTO 1
2
N
GENERADORES
1
CONSUM CAUTIVO
2
CONSUM CAUTIVO
N
RED NACION. DE TRANSMIS.
DISTRIBUIDORES
COMERCIALIZADOR
CONSUM CAUTIVO
GRANDES CONSUM.
CONSU MO
Trayectorias de las Reformas Electricidad (h )
P r o p ie d a d P r iv a d a
S e g m e n t a c ió n V e r t ic a l c o n I n c o m p a t ib ilid a d D e F u n c io n e s
A r g e n t in a ( * * * ) B o liv ia ( * * ) G u a t e m a la ( * * )
(g )
(f)
I n t e g r a c ió n V e r t ic a l P e r m it id a
C h ile ( * * ) P e rú (**) E l S a lv a d o r ( * * )
B a rb a d o s G re n a d a
(d )
P r o p ie d a d M ix t a o P a r t ic ip a c ió n P r iv a d a p a r c ia l
(e ) (*)
V e n e z u e la
C o lo m b ia ( * * ) P a n a m á (**) B r a s il C o s t a R ic a Ecuador
(a ) P r o p ie d a d E s t a t a l e x c lu s iv a
(b )
(c )
U ru g u a y P a ra g u a y H a it í
S u r in a m e G uyana N ic a r a g u a J a m a ic a H o n d u ra s T & Tobago R D o m in ic a n a
M é x ic o Cuba
C o n tro l C e n tra l
In te g ra d a R e g u la d a
C o m p ra d o r Ú n ic o
M e rc a d o A b ie r t o
T r a y e c t o r ia s f u t u r a s p r o b a b le s ( * ) C o n o s in d e s in t e g r a c ió n v e r t ic a l ( in c o m p a t ib ilid a d d e f u n c io n e s ) e s tr ic t a ( * * ) C o n p a r t ic ió n h o r iz o n t a l d é b il (***)C t i ió h i t l f t
Modalidades de gestión de la industria eléctrica Tamaño del sistema MW
Libre acceso
0-500
Comprador Unico
Monopolio Estatal
Nicaragua, Surinam Guyana
Haití,Barbados, Grenada
500-1000
Bolivia El Salvador
Honduras Jamaica
1001-2000
Panamá Guatemala
Costa Rica T.T.
2000-5000
Perú, R. Dominicana
Ecuador Uruguay
5001-10000
Chile
10001-20000
Argentina Colombia
> 20000
Venezuela (?) Brasil (?)
Cuba Paraguay
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 EXOGENOS 1. DEVALUACIONES 2. AJUSTES TARIFARIOS
CHILE : PRECIO DE NUDO PRECIO DE NUDO ENERGIA (Valores en dólares) 100 SING, Antofagasta
90
1994-2001 SING 200% (400% dès 1990); SIC - 60%
[ m ills /k W h ]
80
Crise du gaz Arg. et d’invest.
70 60 50 40 30
SIC, Santiago
20 10 OCTUBRE OCTUBRE 1982 1984
ABRIL 1987
OCTUBRE 1989
ABRIL 1992
OCTUBRE 1994
ABRIL 1997
OCTUBRE 1999
INDEX. A SEP-01
OCTUBRE 2002
ABRIL 2004
OCTUBRE 2005
Chile: Precios Mayoristas 60
50
p eso s/kW h
40
30
ENTRE EL 1 DE MAYO DE 2007 Y EL 1 DE JULIO DE 2008 LOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD AUMENTARON 84% ACUMULADO ANNUAL.
20
10
0 28-Apr-07
17-Jun-07
6-Aug-07
25-Sep-07
14-Nov-07
3-Jan-08
PMM Base SIC [$/kWh]
22-Feb-08 PMM SIC [$/kWh] *
12-Apr-08
1-Jun-08
21-Jul-08
9-Sep-08
Argentina: evolución de los precios en el mercado mayorista a precios de 2001 90
80
70
50
CRISIS PESIFICACION
40
30
20
AGOSTO 92- DIC 2001 10
SPOT -48%, CONTRATOS 35%
Spot en $ Dic.01
Sancionado en $ Dic.01
1/1/2008
1/1/2007
1/1/2006
1/1/2005
1/1/2004
1/1/2003
1/1/2002
1/1/2001
1/1/2000
1/1/1999
1/1/1998
1/1/1997
1/1/1996
1/1/1995
1/1/1994
1/1/1993
1/1/1992
1/1/1991
0 1/1/1990
Pesos Dic. 2001/MWh
60
INVERSION ARGENTINE-CHILI: crisis a partir de 2000 PUISSANCE INSTALLEE (MW) 12000
30000
1990-2000 ARGENTINA 5.8% annuel CHILI 12% annuel
25000
8000
20000
6000
15000
4000
10000
2000
5000
0 1965
0 1970
1975
1980
1985 CHILE
1990 ARGENT
1995
2000
2005
A R GEN T.
C H ILE
10000
RENTABILIDAD PROMEDIO DEL SECTOR ELECTRICO CHILENO (EN %)
AVG= 22.8%
35
Chilectra = 20.9%
30 25 20 15 10 5
AVG= 5.8%
0 -5
Dic-90 Dic-95
Dic-91 Dic-92 Dic-96 Dic-97
Dic-93 Dic-99 Dic-98 Dic-94 Dic-99 Dic-95 Dic-00 Dic-96 Dic-01 Dic-97 Dic-02 Dic-98 Dic-03 Dic-04
-10 DISTRIBUCIÓN
GENERACIÓN
Dic-00
Dic-05
4) LA RENTABILIDAD DE LA CADENA PRODUCTIVA
GARANTIZADA EN DISTRIBUCION VS. EL RIESGO EN LA GENERACION: Otro condicionante para la expansión de la inversión?
Dos principales problemas se produjeron • Los precios en cada segmento, particularmente en transmisión
• El papel que jugó el mercado spot
Los operadores no pudieron cumplir sus expectativas de rentabilidad a largo plazo
RESULTADO: La Inversión en expansión del sistema creció 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 mercado spot, 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 dificultades y los políticos encontraron que esos procesos de reformas eran mucho más complejo de lo que anticipaban Debido a que es un producto no almacenable, los mercados eléctricos requieren de un mejor diseño y ser regulados que la mayoría de otros sectores desregulados
Los encargados de llevar adelante el proceso de reformas subestimaron las dificultades políticas en modificar tarifas y ponerlas a nivel del costo real, así como los problemas de corrupción, colusión de operadores, oposición laboral, 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.
CONCLUSIONES DEL BANCO MUNDIAL 2003 Reformas más simples, tales como animar a productores de energía independientes que entren en acuerdos de compra a largo plazo de 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 organizaciones internacionales de desarrollo y de finanzas, tienen que evaluar sus opciones y políticas de modificar las estructuras del mercado eléctrico 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