Análisis de políticas en el sector energético

(1)

Análisis de políticas en el sector

energético

Jean Acquatella

CEPAL

(2)

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 Energía solar

Gas Natural Energía eólica

Carbón Mineral Hidroenergía

Uranio Geoenergía

(3)

FUENTES SECUNDARIAS

Resultan de uno o mas procesos de transformación de

las fuentes primarias de energía.

(4)

PRINCIPALES CENTROS DE

TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA

(5)

PRINCIPALES CENTROS DE

TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA

(6)

CADENAS PRODUCTIVAS ENERGÉTICAS.

Reservas y Flujos

(7)

(8)

(9)

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(11)

(12)

II-

Reformas de política energética en América

Latina y el Caribe

(13)

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

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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 Vertical

Partición Horizontal

Regional

Nuevas unidades y actores

Esquemas Regulatorios

Regulación Institucional

Entes reguladores

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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

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APERTURA PARCIAL

P R O D U C T O R I N D E P E N D I E N T E P R O D U C T O R I N D E P E N D I E N T E E M P R E S A I N T E G R A D A E M P R E S A D I S T R I B . R E D N A C I O N A L A R E A 1 A R E A 2

G

T

D

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ESTRUCTURA ECONÓMICA SISTEMA ABIERTO

1 N

GENERADORES RED NACION.

DE TRANSMIS. DISTRIBUIDORES CONSU

MO

1

2 N

CONSUM CAUTIVO CONSUM CAUTIVO CONSUM CAUTIVO GRANDES CONSUM.

2 COMERCIALIZADOR

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Trayectorias de las Reformas

Electricidad

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 ( h ) A r g e n t in a ( * * * ) B o liv ia ( * * ) G u a t e m a la ( * * ) P r o p ie d a d P r iv a d a I n t e g r a c ió n V e r t ic a l P e r m it id a ( g ) B a r b a d o s G r e n a d a ( f ) C h ile ( * * ) P e r ú ( * * ) E l S a lv a d o r ( * * ) 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 ( d ) V e n e z u e la B r a s il C o s t a R ic a E c u a d o r ( e ) ( * ) C o lo m b ia ( * * ) P a n a m á ( * * ) P r o p ie d a d E s t a t a l e x c lu s iv a ( a ) M é x ic o C u b a ( b ) U r u g u a y P a r a g u a y H a it í ( c ) S u r in a m e G u y a n a N ic a r a g u a J a m a ic a H o n d u r a s T & T o b a g o R D o m in ic a n a C o n t r o l C e n t r a l I n t e g r a d a R e g u la d a C o m p r a d o r Ú n ic o M e r c 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

(19)

Modalidades de gestión de la industria eléctrica

Tamaño del

sistema MW

Libre acceso

_Comprador

Unico

Monopolio

Estatal

0-500

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 Cuba

5001-10000

Chile Paraguay

10001-20000

Argentina Colombia

> 20000

Venezuela (?) Brasil (?) México

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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

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CHILE : PRECIO DE NUDO

PRECIO DE NUDO ENERGIA (Valores en dólares) 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 OCTUBRE 1982 OCTUBRE 1984 ABRIL 1987 OCTUBRE 1989 ABRIL 1992 OCTUBRE 1994 ABRIL 1997 OCTUBRE 1999 INDEX. A SEP-01 OCTUBRE 2002 ABRIL 2004 OCTUBRE 2005 [m ills /k W h ] SING, Antofagasta SIC, Santiago 19942001 SING -200% (400% dès 1990); SIC - 60% Crise du gaz Arg. et d’invest.

(22)

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

p

eso

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.

(23)

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 P es o s D ic. 2001/ M W h

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

CRISIS

PESIFICACION

AGOSTO 92- DIC 2001

(24)

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 IL E 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 AR G E NT . CHILE ARGENT 1990-2000 ARGENTINA 5.8% annuel CHILI 12% annuel

(25)

-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%

(26)

GARANTIZADA EN DISTRIBUCION

VS.

EL RIESGO EN LA GENERACION:

Otro condicionante para la

expansión de la inversión?

4) LA RENTABILIDAD DE LA

CADENA PRODUCTIVA

(27)

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

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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)

(29)

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.

(30)

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