FIER VII – OLADELima 2012

“Macroeconomía y Modelos Regulatorios. El caso Argentino”.

Basado en el artículo “Sustentabilidad Macroeconómica de Mercados Energéticos con Regulación por Incentivos. El Caso Argentino”. Autores: Fernando E. Abadie y Eduardo N. Lerner.

Modelos Regulatorios por incentivos

Dos décadas de experiencia regulatoria en ALC ¿Modelos hechos de confección o a medida?

Contexto particular de cada sistema Tamaño de los mercados Composición de la matriz energética Contexto y usos económico, social y político Estabilidad macroeconómica

Roles: Estado – Empresa Privada

Argentina. Estabilidad macroeconómica PBI volátil. Demanda energética más estable Tasas mayores que en otros países. Más dificultad en decisiones de inversión.

1992 1993 1994 1995 1996 92-9611,9 5,9 5,8 -2,8 5,5 5,261997 1998 1999 2000 2001 97-018,1 3,9 -3,4 -0,8 -4,4 0,682002 2003 2004 2005 2006 92-06-10,9 8,8 9 9,2 8,5 4,92007 2008 2009 2010 2011 07-118,7 6,8 0,9 9,2 8,9 6,9

Crecimiento PBI - Tasa anual - Bco. Mundial

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

Tasa de variación: PBI y Demanda eléctrica

PBI (%) Demanda Eléctrica (%)

Etapa de diseño Etapa de

régimen friccional

Etapa de re-adaptación

Evolución del sistema en las dos décadas

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110%

10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

Combustible para Generación Térmica (%)

Gas Natural Fuel Oil

92

93

94

95

96

97

98

99

00

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

0200400600800

100012001400160018002000

-0.1

-0.05

0

0.05

0.1

0.15Producción Gas Natural

Production

Billi

on C

ubic

Fee

t

Cam

bio

Anua

l

92 93 94 95 96 97 98 99 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

Oferta de Generación en GWh

Térmica HidráulicaNuclear Importación

Reforma regulatoria de mercado.Sustento

Reforma con diseño de Mercado: Electricidad y Gas natural.

Segmentación vertical y horizontal Reglas de competencia Regulación del servicio público Expansión por precios. Supresión del Planeamiento.

Privatización Propiedad, financiamiento y “management” privados.

Decisiones y riesgos privados

Circunstancias favorables al inicio

Optimista contexto macroeconómico Abundantes reservas de gas natural explotables Nueva tecnología en generación térmica: CC Atractivos precios al origen

Resultados positivos – Etapa de diseño: Incrementos en la disponibilidad y uso del gas natural. Aumentos y mejoras en la oferta de energía eléctrica. Mejor calidad. Disminución de tarifas y precios energéticos.

Etapa de régimen. Efectos friccionales:

Sobreinversión en generación: Precios de mercado bajos y desaliento a la inversión

Reducido mercado de contratos Desbalance en la matriz energética

Aumentó la participación Térmica vs. la Hidro y la Nuclear.

Generación por FuentePeríodo 92-'96 97-'01 02-06 07-'10 Cambio

Térmica 45,6% 47,9% 48,9% 57,1% 25%Hidro 40,7% 42,2% 42,5% 34,6% -15%Nuclear 12,2% 8,7% 7,2% 6,2% -49%Importación 1,4% 1,3% 1,4% 2,1% 51%

Frutos de la primera década

Inicial interés político y académico. Solvencia, originalidad y resultados exitosos de las

reformas regulatorias. Alta dependencia sobre el contexto macroeconómico:

convertibilidad monetaria. Carencia de objetivos predefinidos en política

energética, ambiental y uso de los recursos. Ulterior crisis económica y monetaria con efectos

desfavorables para el mercado diseñado sobre incentivos.

Etapa de emergencia y readaptación

Tarifas y precios intervenidos, en pesos El Estado subsidia y provee combustible El Estado promueve inversiones

Fondos impulsivo/compulsivos – FONINVEMEM Plan nuclear Nuevas Hidráulicas Nueva transmisión en AT Energías renovables alternativas Nueva generación distribuida

Impacto macroeconómico: estabilidad monetaria y precios

92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 101

10

100

Logarítmico de precios y Tipo de cambio [WTI, Monómico eléctrico y GN]

Elect.(monóm.) - USD/MWh Gas N - USD/Mm3 WTI - USD/b T Cbio - $/USD

Evolución precios eléctricos

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

0

10

20

30

40

50

60

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Precio Monómico y Tipo de Cambio

USD/MWh $/USD

USD/

MW

h

$/US

D

Etapa de diseño

Etapa de régimen y

fricción

Etapa de re-adaptación

Evolución de los precios…

Etapa Diseño: Baja inicial de los precios al nivel mayorista.

Etapa Régimen y fricción: umbral de precios.

Devaluación monetaria abrupta: pronunciada caída en los precios reales de los energéticos.

Etapa Re-adaptación: Precios múltiples, con subsidios del Estado.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20090.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Precios Medios: Spot y Estacional

Precio Spot Medio

USD/

MW

h

Impactos en la eficiencia y capacidad

Los nuevos CC aumentaron la eficiencia.

A partir de la crisis económica, la escasez de GN y de nuevas generadoras disminuyeron la eficiencia.

También la capacidad de transporte de GN mostró el impacto de la crisis.

93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09MMm3/dia

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

Máximo Volumen diario inyectado al Sistema de Transporte

MMm3/dia

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 20010

Fuel consumption

kcal/kWh

Reforma por incentivos: experiencia en Brasil.

La reforma de los 90’s procuró metas de privatización y eficiencia.

Circunstancias favorables: Gas natural de Bolivia, CC y estabilidad monetaria [Plan Real].

1998 depreciación del “Real”: No se logra nueva generación térmica; al 2001 no funciona el mercado mayorista. Generación insuficiente → crisis.

2003 Nuevo modelo eléctrico: Planeamiento, contratos y financiamiento de grandes hidráulicas.

Dilema en el diseño de mercados energéticos: Eficiencia y Coordinación

Eficiencia → “énfasis en el mercado” Coordinación dinámica → “planeamiento” Reformas en Chile / Brasil con planeamiento Mercado en California, sin visión global de

conjunto, falla notoria. Énfasis argentino en el mercado– sin

planeamiento: insuficiente para coordinar los problemas de coordinación de LP.

Sumario y conclusiones - I

La reforma de mercado en Argentina se basó en circunstancias favorables, con una implementación sólida y ajustada.

Incrementó la oferta con eficiencia y calidad.

Produjo beneficios a los usuarios.

Faltó el uso balanceado de los recursos energéticos, mantener un margen adecuado de reservas en gas y el desarrollo suficiente de la transmisión.

Sumario y conclusiones - II La reforma argentina fue inicialmente exitosa, pero

dependiente de la convertibilidad monetaria.

La reforma brasileña mostró fallas iniciales de diseño que impidieron su implementación.

Sin convertibilidad monetaria, el modelo energético argentino quedó sin señales económicas de mercado.

Se necesitaron políticas estatales de emergencia para sostener la oferta en un contexto de fuerte crecimiento de la demanda.

Sumario y conclusiones - III La abstención inicial sobre “planeamiento” devino en la

falta de una visión y coordinación de conjunto, para sostener las necesidades de LP.

Brasil estableció un marco regulatorio nuevo y después de su fracaso inicial.

Los cambios regulatorios argentinos después de la crisis 2002 no están aún consolidados en un cuerpo completo y definitivo de reglas.

Pero el nuevo rol del Estado en planeamiento, promoción de inversiones y subsidios implica modificaciones sustanciales no reversibles.

Sumario y conclusiones - IV

El principal resultado de este periodo de emergencia ha sido restablecer la legitimidad de la acción del Estado.

El planeamiento, las políticas activas y los instrumentos fiscales están siendo utilizados para reformular el sector energético, cuando no existe aún un marco de reglas definitivas.

En tal contexto, se desarrolla nueva oferta de energías limpias, para una mayor sustentabilidad ambiental.