Algunas reflexiones sobre organización y competencia en el MEM

Santiago Urbiztondo FIEL y UNLP

Seminario FIEL: Promoviendo la Competencia en los Mercados

Energéticos en la Argentina City Hotel NH, CABA 9 de Noviembre, 2016

FUNDACION DEI NVESTIGACIONESECONOMICASLATINOAMERICANAS

Introducción • Propósito del seminario: reflexionar sobre políticas pro-

competencia y eficiencia en mercados energéticos – Comprender barreras/obstáculos a cambios pro-competitivos, que

distorsionan competencia / dañan eficiencia y minimización de costos – Apoyar el diseño de mecanismos de LP para la fijación de precios que

promueva inversiones eficientes en los mercados energéticos

• Aquí repaso algunos cambios fundamentales en el MEM durante la última (larga) década, en particular aquéllos contrarios a la mayor competencia en el MEM • Diseño pro-competitivo entre 1992 y 2001 • Contramarchas post-2002 • Elementos de un nuevo balance post-2016

Competencia en el MEM: 1990s vs. 2000s • En Argentina hay serias dudas sobre las bondades de la

competencia como “instrumento regulatorio”

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Opinión mediana sobre las bondades de la competencia (1 = de acuerdo; 10 = en desacuerdo). Fuente: WVS

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Desvío de opiniones sobre las bondades de la competencia (0 = total coincidencia; 4,5 = total dispersión). Fuente: WVS

Competencia en el MEM: 1990s vs. 2000s • Ello se refleja en el diseño de políticas públicas: inestables y a

menudo restrictivas de la competencia. En el sector eléctrico: • Reforma de 1992, pro-competencia:

• Separación vertical e/ G, T y D/C; • MEM con despacho económico según declaración de CV; • Precios monómico, estacional y spot en el MEM únicos e integrados • Contratos descentralizados (no afectan despacho, sí racionamiento); • OED y ENRE confiables, etc. Resultado: Progresos notables – fuerte aumento de inversión, menores costos y precios en el MEM, mayor confiabilidad / menor indisponibilidad, etc.; escasos contratos de LP por riesgos de passthrough del precio estacional

• Contramarchas post-2002: • Precios intervenidos, múltiples; inversiones centralizadas x Estado Resultado: Pésimo – contracción de inversiones; menor confiabilidad, calidad y eficiencia; insostenibilidad fiscal; dinámica explosiva

Consecuencias salientes post-2002

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Potencia Total Demanda máxima de Potencia Margen de reserva, eje derecho

Potencia instalada y demanda máxima de potencia en el MEM, en MW, 1980-2016Margen de reserva: % de potencia instalada no demandada.

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Térmica Hidráulica Nuclear Otras renovables

Potencia instalada en el MEM, por fuente, en % del total, 1980-2016

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Generación Térmica en el MEM: Uso de distintos combustiblesEnero-1994 - Ago-2016, en TEP

Gas Natural Gas Oil Fuel Oil CarbónFuente: Elaboración propia en base a CAMMESA.

• Insuficiente inversión en generación post-2001

• Sesgada hacia plantas térmicas

• Que deben utilizar cada vez más líquidos ante la insuficiencia de GN

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Capacidad máxima generada*, 1976-2016* Generación bruta efectiva vs. generación máxima potencial operando capacidad 24h*365d.

• Insuficiente inversión en generación post-2002: no es porque existan picos de demanda esporádicos y breves....

Consecuencias salientes post-2002

• Precios de E+P a la demanda (verde) artificialmente deprimidos, alejándose del costo promedio del sistema (Precio spot monómico, E+P, al generador, rojo).

• Al regular un precio spot bajo, y compensar los sobrecostos del GN y líquidos vía CAMMESA, el costo medio queda debajo del costo marginal efectivo (negro, ineficiente y excesivo por reglas post-2002)

• Mayor precio del GN a usinas (barras) no alcanza a explicar costos G (rojo y negro)

Consecuencias salientes post-2002

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Precio Gas Usinas (US$/MMBTU), eje derechoPrecio (E+P) demandaPrecio (E+P) generadorCosto Marginal del Sistema

Precios y costos en el MEM, en US$/MWh, 2001-2015

• El deterioro en la calidad del servicio, marcado en los últimos 5 años, responde a limitaciones de la red de distribución pero también sirve para “disciplinar” la demanda que percibe el MEM...

Consecuencias salientes post-2002

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Horas de interrupción por kVA instalado Número de interrupciones por kVA instalado

Calidad del servicio eléctrico, Edenor, 1992-2015 (valores anuales)Fuente: Informe de Calidad del Servicio Público de Electricidad de Edenor

(http://www.edenor.com.ar/cms/files/SP/calidadDeProducto.pdf) y Memoria y Balance Edenor 2015.

• Objetivo razonable de largo plazo: restablecer la competencia en el MEM (vía incentivos privados a contratar e invertir a LP), con planificación para diversificar la matriz energética (contabilizar externalidades de cada tecnología –ambientales y de seguridad de suministro)

• ¿Cuáles fueron los cambios post-2002 en el MEM? – De conformación estructural: ingreso/egreso de agentes, cambios en la

concentración, IV G-D, etc.: no limitan la competencia en el MEM

Competencia en el MEM: 1990s vs. 2000s

Cambios estructurales en el MEM

Integración vertical Generación - Distribución2002 2016

C-2 privados Gen 20% 17%C-5 privados Gen 27% 41%Fuente: Elaboración propia en base a ENRE.Nota: Participación en distribución a nivel nacional.Aumento de IV G-D de C-5 por venta de EDF a Pampa.

• El MEM está muy desconcentrado (más que en 2002) • 30% de la capacidad del Gob

Nacional y Provincias • Mayor Gen privado tiene 16% de

capacidad; 5 mayores acumulan 54%

• HHI entre 1.200 y 1.500 puntos, debajo de 1.000 puntos sin Nación

2002 G 2016 G 2016 CNación 33% 25% 21%Provincias 2% 4% 9%C-1 privados 13% 15% 16%C-5 privados 48% 60% 54%HHI 1.614 1.496 1.205 HHI sin Nación 554 848 779

Índices de concentración en el MEM, 2002-2016

2016 ajusta datos de 2014 por operación Pampa-Petrobras.

Fuente: Elaboración propia en base a ENRE.* Datos 2002 según generación (G) y 2016 según G y capacidad (C).

• Hay integración vertical e/ G y D, pero siempre hubo y no es extrema: • 2 generadores privados más

grandes controlaban 20% de la distribución en 2002 y 17% ahora

• 5 generadores privados más grandes controlaban 27% de la distribución en 2002 y 41% ahora

Competencia en el MEM: 1990s vs. 2000s • Objetivo razonable de largo plazo: restablecer la competencia en

el MEM (vía incentivos privados a contratar e invertir), con planificación para diversificar la matriz energética (contabilizar externalidades de cada tecnología –ambientales y de seguridad de suministro)

• ¿Cuáles fueron los cambios post-2002 en el MEM? – De conformación estructural: ingreso/egreso de agentes, cambios en la

concentración, IV G-D, etc.: no limitan la competencia en el MEM – De la regulación:

• Se intervinieron los precios, extrayendo cuasi-rentas y aplicando costo-plus al uso de combustibles (discriminación de precios por tecnología / fecha de ingreso)

• Se centralizó la decisión y contratación de la expansión de capacidad

• Se intervinieron las instituciones existentes, alterando sus roles

• Los cambios regulatorios fueron los más importantes, y son los que deben revisarse/removerse para celebrar contratos en competencia

• ¿Pueden coexistir en un MEM competitivo la discriminación de precios por tecnología (DPT) y/o una regla costo-plus (RCP) con un agente de compras común (ACC)?

1. Estos instrumentos no son independientes: puede existir ACC sin DPT o RCP a generadores del MEM (ACC ⇏ DPT/RCP), pero DPT y/o RCP “requieren” un ACC (DPT/RCP ⇒ ACC)

¿Quién querrá pagar más caro o absorber costos de ineficiencias contractuales? • ACC fue condición necesaria, no suficiente, para precios los políticos de

los 00s

• En la transición será “necesario” mantener compras centralizadas para abastecer a usuarios cuyos precios regulados sigan siendo menores que los precios libres...

Preguntas

• ¿Pueden coexistir en un MEM competitivo la discriminación de precios por tecnología (DPT) y/o una regla costo-plus (RCP) con un agente de compras común (ACC)?

2. No se requiere un ACC para corregir externalidades (por razones ambientales o de seguridad energética) • La diversificación de la matriz energética puede hacerse por medio de

contratos centralizados para abastecer sólo una parte de la demanda (residencial)

• Imponiendo sobre todas las transacciones en el MEM una contribución porcentual (impuesto) para subsidiar la tecnología a promover

• En todo caso, el ACC no puede ser al mismo tiempo el Organismo Encargado de Despacho (“clearing house”), como ocurre hoy con CAMMESA

Preguntas

• Preexistentes: Consejo Nacional de Política Energética –CNPE, formulación de políticas y directrices de energía–, Ministerio de Minas y Energía –MME, conducción y ejecución de la política energética–, ANEEL –regulador del sector– y ONS –operador del mercado de energía, MAE–

• Se reemplazó el MAE por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) a cargo de administrar contrataciones de energía de distcos y de llevar adelante las subastas del Ambiente de Contratación Regulado

• Se crearon nuevos organismos vinculados a la planificación energética: el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE, a cargo del seguimiento de la expansión del sector) y la Empresa de Pesquisa Eléctrica (EPE, a cargo del planeamiento del sector y del dimensionamiento de las subastas).

Brasil: Organización institucional del sector eléctrico post-04

CNPE

MME EPE CMSE

ANEEL

ONS CCEE

• ONS y CCEE tienen roles distintos, y están separados

• Planificación de CNPE asistida por EPE y CMSE

• ¿Pueden coexistir en un MEM competitivo la discriminación de precios por tecnología (DPT) y/o una regla costo-plus (RCP) con un agente de compras común (ACC)? 3. DPT/RCP y ACC no ayudan a promover la competencia ni

bajar costos: • Extracción de cuasi-rentas con regla costo-plus y precios discriminatorios

induce mayores costos (inversión en tecnología ineficiente, operada ineficientemente), en especial si regulación por costos es “capturable” / inefectiva

• Centralización reemplaza, no complementa, decisiones descentralizadas de agentes del MEM según distinta información y posición ante el riesgo, orientadas a maximizar beneficios esperados según variados arreglos contractuales

• Centralización hace inevitable un passthrough automático (¿cómo desautorizar al ACC?), lo que facilita la captura / reduce la presión pro-eficiencia del ACC (si bien puede tener ventajas en cuanto a la credibilidad de passthrough)

Preguntas

• ¿Pueden coexistir en un MEM competitivo la discriminación de precios por tecnología (DPT) y/o una regla costo-plus (RCP) con un agente de compras común (ACC)? 4. Si los generadores térmicos no celebran contratos

descentralizados para la compra de GN (porque ACC lo hace centralmente), tampoco podrá haber competencia en el mercado de GN • En la convergencia del precio del GN a la paridad de importación, sólo

usuarios industriales y usinas podrán contratar GN por su cuenta, requiriéndose a ambos para dar suficiente densidad y confiabilidad al mercado de contratos de GN

Preguntas

Preguntas • ¿Las innovaciones regulatorias en 2016 llevan a restablecer un

MEM competitivo? • El sinceramiento de precios del MEM, convergiendo al costo

marginal de expansión del sistema, resuelve varias ineficiencias e insostenibilidades

• Pero no necesariamente apunta a restablecer la competencia: 1. No está siendo acompañado por cambios institucionales o propuestas para

retomar una organización competitiva, ni definiendo claramente reglas de LP 2. Hay mayor transparencia por licitaciones de energía de emergencia y renovables,

pero CAMMESA continúa actuando como ACC con conflicto de interés vis-à-vis su rol como OED, restando transparencia y previsibilidad al MEM

3. Nuevos contratos de CAMMESA, por hasta 20 años, son para toda la demanda, no sólo UR, y podrían significar “stranded costs” (como contratos transferidos en los 90s); el plazo de contratación podría bajar si reglas de LP del precio y contrataciones en el MEM fueran anunciadas y comprometidas desde ahora

4. Problema potencial a más LP también con subsidios a renovables, si la incorporación alcanza para desplazar la marginación de generación térmica de CC de gas (quebrando a generadores térmicos)

Conclusiones • La intervención del MEM post-2002 dejó desafíos complejos

• sincerar precios y tarifas • revisar cambios de reglas e instituciones

• En el LP es razonable retornar a contratos descentralizados de E&P, con despacho económico según CV declarados, sujetos a impuestos / subsidios / contribuciones compensatorias para reflejar costos/objetivos ambientales y de seguridad de abastecimiento establecidos por el planificador sectorial • Mejorando incentivos para contratos a LP, de energía y capacidad

• En la transición al LP deberá haber precios menores al costo de largo plazo de expansión del sistema, y ello podría requerir que un ACC centralice los contratos para la nueva energía / capacidad que deban adquirir las distcos (para los usuarios R) • Pero ese ACC no debería ser además el OED...

Conclusiones • Para los usuarios no-R debe permitirse / promoverse la

celebración de contratos libres, asegurando multiplicidad de agentes en la oferta y la demanda; en el LP, separando distribución y comercialización también para UR, permitiendo que el passthrough de distcos contenga costos de contratos de otras distcos (yardstick)

• La oferta hidroeléctrica pública nacional concesionada hasta 2023-24, re-concesionada a su vencimiento con un canon anual, proveerá cuasi-rentas para pagar tarifas sociales y promover inversiones socialmente deseables –hidroeléctrica, nuclear, renovable– al finalizar un período de convergencia que debe ser explícito

Fin

FUNDACION DEI NVESTIGACIONESECONOMICASLATINOAMERICANAS

Anexo: Ley 24.065 y competencia • ARTICULO 19.- Los generadores, transportistas y distribuidores, no podrán realizar actos

que impliquen competencia desleal ni abuso de una posición dominante en el mercado.....

• ARTICULO 31.- Ningún generador, distribuidor, gran usuario ni empresa controlada por algunos de ellos o controlante de los mismos, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista o de su controlante. ... (separación vertical del transporte)

• ARTICULO 32.- Sólo mediante la expresa autorización del ente dos o más transportistas, o dos o más distribuidores, podrán consolidarse en un mismo grupo empresario o fusionarse. (separación horizontal/regional T&D)

• También será necesaria dicha autorización para que un transportista o distribuidor pueda adquirir la propiedad de acciones de otro transportista o distribuidor, respectivamente.... (separación horizontal/regional T&D)

• ARTICULO 56.- El ente tendrá las siguientes funciones y facultades:

c) Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o discriminatorias entre los participantes de cada una de las etapas de la industria, incluyendo a productores y usuarios

Sin embargo, LDC 25.156 coloca en la CNDC la tarea de autorización, con consulta al ENRE

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Capacidad máxima efectiva generada*, 1991-2016* Generación bruta efectiva vs. generación máxima potencial (neta de térmica no

disponible) operando a capacidad 24h*365d.

• La misma conclusión se obtiene considerando 1991-2016 respecto de la capacidad máxima neta de la capacidad térmica no disponible

Consecuencias salientes post-2002

• Brasil, post-2004: Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) a cargo de administrar contrataciones de energía de distcos y de llevar adelante las subastas del Ambiente de Contratación Regulado

• Marruecos: National Agency for Electricity and Water/Electricity Branch (ONEE), empresa pública nacional, única compradora y vendedora –e importadora/exportadora – de electricidad centralizada.

• Corea del Sur (precio del MEM fijado según costos declarados y auditados, al costo marginal de la planta más cara despachada)

• Países de Europa del Este y Asia Central, Rusia, Turquía...

Países con ACC