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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
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
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( * ) 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
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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
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40
50
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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
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1/1/
1990
1/1/
1991
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1992
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1993
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1994
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1995
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1996
1/1/
1997
1/1/
1998
1/1/
1999
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2000
1/1/
2001
1/1/
2002
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2003
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2004
1/1/
2005
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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
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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