La Evolución del Sector Energético en Argentina: Una Comparación con España

Transcripción

1 La Evolución del Sector Energético en Argentina: Una Comparación con España David Giuliodori * and Carlos Valquez ** Resumen En el mercado eléctrico argentino interactúan distintos agentes: generadores, transportistas, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores. A diciembre del año 2006, según datos de CAMMESA, existen 40 empresas de generación, 11 de autogeneradores, 3 cogeneradores, 70 empresas de transporte de energía, 65 distribuidoras, 3 de comercialización y grandes usuarios. A esa fecha, la potencia nominal instalada era del orden de MW, con un 38 % de origen hidroeléctrico y 58 % térmico, empleando el gas natural como combustible principal. En el periodo , la reserva nominal (bruta) del sistema nunca estuvo por debajo del 60 %; a partir del año 2002 la reserva nominal del sistema ha caído en forma sistemática alcanzando 40 % en el año En el año 2006 tanto los requerimientos internos como los compromisos externos de energía eléctrica fueron cubiertos en su mayoría por generación térmica e hidráulica y la oferta total superó los GWh. Actualmente, Argentina se encuentra con una demanda de energía eléctrica que, a los fines prácticos, ha alcanzado a la oferta disponible. Las variaciones en los aportes hidrológicos a las centrales hidráulicas produce como resultado que la capacidad instalada hidráulica no sea firme haciendo que la potencia efectiva disponible pueda reducirse significativamente en situaciones hidráulicas secas. En el caso de España, el mercado energético ha sufrido grandes cambios regulatorios en todas las actividades desde el año 1998, destacándose el crecimiento experimentado por la potencia eólica instalada en los últimos años; lo que puede considerarse un éxito, desde el punto de vista de la política industrial, de la política energética (diversificación del mix energético y desarrollo de la energía renovable) y de su integración en la red eléctrica y en el mercado eléctrico. El fuerte crecimiento de la generación eólica en España en los últimos años se ha visto impulsado por un marco regulatorio que ha apoyado de forma decidida a esta tecnología desde el año 1998, creando las bases para el desarrollo de una industria puntera en el mundo. España tiene, a diciembre de 2009, una potencia instalada de MW, con un 25 % de origen térmico (gas natural), 19 % eólico y 18 % hidroeléctrico. En el presente trabajo se compara la evolución de los mercados energéticos argentino y español. Se describe la situación del sector eléctrico desde el año 1998, destacando los profundos cambios regulatorios ocurridos en ambos países. Además, se analizan, utilizando modelos de reversión a la media, la demanda y precios sancionados en cada mercado, como así también la matriz de generación de cada uno de los países. En el caso del mercado eléctrico español, se hace especial hincapié en las políticas públicas orientadas a la producción y uso de las energías renovables, y los resultados que se obtuvieron con las mismas. Evaluándose el costo fiscal, tanto en Argentina como en España, de las reformas recientes, como por ejemplo las Resoluciones 240 y 406 para el caso argentino y la prima al régimen especial en el español. Keywords: Mercados energéticos, Electricidad, Organización Industrial, Regulación Clasificación JEL: L5, Q4, Q5 * Instituto de Economía y Finanzas, Universidad Nacional de Córdoba, Argentina. ** Instituto de Economía y Finanzas, Universidad Nacional de Córdoba, Argentina.

2 1. Introducción Desde el año 1998 Argentina y España han sufrido grandes cambios regulatorios que llevaron a evolucionar de formas muy distintas los sectores energéticos. En Argentina, desde el año 2001 se puede percibir un estancamiento en las inversiones y un congelamiento de las tarifas eléctricas y de gas que provocaron, y provocan actualmente, una gran inestabilidad en el sistema energético. En España, la regulación fue orientada a liberalizar el sector y separar las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización, reduciendo la intervención del Estado en el funcionamiento del sector. Además, para cumplir con las directivas de la comunidad europea respecto a la conservación del medio ambiente, se dictaron numerosos Reales Decretos favoreciendo e incentivando la inversión en energías renovables. Además, la estructura del mercado eléctrico también sufrió cambios. En España, el primero de enero de 1998 se iniciaron las operaciones del mercado gestionado por OMEL, de manera paralela a la liberalización del sector eléctrico. Desde esa fecha, se han celebrado todas las sesiones correspondientes al mercado diario. Tres meses más tarde se iniciaron las sesiones del mercado intradiario. Con ello, los agentes participantes en el mercado de electricidad pueden contratar energía eléctrica en siete sesiones: la primera y principal del mercado diario y seis sesiones posteriores del mercado intradiario, distribuidas a lo largo de las 24 horas del día. Así mismo, existen otros mercados que se los llama de servicios complementarios. En Argentina, la estructura es más sencilla, existiendo un mercado spot, uno a término y un sistema de estabilización. En la sección 2 se describe el marco regulatorio y la estructura de los mercados en cada uno de los países. En la sección 3 se describen y se analizan distinta clase de subsidios que se aplican en Argentina y en España. En la sección 4 se estudia la evolución de la demanda y de la potencia instalada, y en la sección 5 se analiza la evolución de los precios en los mercados spot de cada país. Por último, en la sección 6 se presentan las conclusiones del trabajo. 2. Marco Regulatorio del Sector Eléctrico 2.1. El Marco Legal en Argentina Con la sanción de la ley se produjo en Argentina un rotundo cambio de concepción sobre el modo de organizar el sector a partir de los años 90, promoviendo los siguientes conceptos: Introducción y promoción de competencia y mecanismos de mercado en todas las actividades donde esto fuera posible, requiriendo la separación nítida entre actividades de carácter, monopólico o pasibles de quedar libradas a reglas de mercado. Creación de condiciones y reglas de juego transparentes que facilitan la concurrencia de productores y consumidores generando precios que transmiten señales eficientes de incentivos para aumentar la oferta eléctrica. Separación del Estado de las actividades empresarias del sector, reservándose la función de definición de políticas, regulación de incentivos para las actividades de carácter monopólico y fiscalización. Descentralización de las decisiones de planificación en el sector. Incorporación del sector privado en condiciones de riesgo. 1

3 En el pasado, los instrumentos legales y regulatorios reafirmaron el dominio del Estado Nacional sobre los recursos energéticos y enfatizaron el rol de las empresas públicas en la prestación de los servicios. En el contexto de la reforma del Estado puesta en marcha en 1990, se produjo un cambio sustancial en la estructura institucional y en la regulación de la actividad. La reforma, inspirada en gran medida en la reestructuración del sector eléctrico británico, fue propuesta como medio para lograr una mayor eficiencia en la prestación del servicio promoviendo tanto como sea posible la competencia entre los actores intervinientes. En lo institucional propugnó la máxima partición horizontal y vertical de las empresas para facilitar la competencia, independizando las distintas actividades. En relación al dominio, la intención fue que el Estado Nacional se retire de la industria eléctrica, transfiriendo sus activos al capital privado. La distribución y el transporte, constituyen actividades reguladas y requieren adicionalmente el otorgamiento de concesiones. Sin embargo la expansión de la red de transporte está sujeta a los mecanismos del mercado, que han funcionado con éxito relativo. Los generadores eléctricos están sujetos a concesión exclusivamente si explotan centrales hidroeléctricas, en tanto que las centrales térmicas requieren autorización únicamente para conectarse a la red y su regulación sólo alcanza los aspectos vinculados con la seguridad pública y la protección del medio ambiente. La competencia se expresa a través de un mercado eléctrico mayorista (MEM) en el que concurren productores, transportistas, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores. El sistema de fijación de precios es el resultado de la libre expresión de las fuerzas del mercado. Como consecuencia de esta organización institucional toda la energía eléctrica se canaliza a través del MEM, dividido en dos segmentos: el mercado a término y el mercado spot. Los distribuidores y grandes usuarios pueden contratar la provisión con productores y/o comercializadores a los precios fijados libremente en los respectivos contratos. El precio marginal horario, ofertado por los productores, es el que les paga a los generadores eléctricos el mercado spot y su precio previsto promedio es el precio base a partir del cual se calcula el precio de venta a los distribuidores por sus compras en el mercado spot. Distribuidores y generadores eléctricos pagan a los transportistas un cargo fijo por conexión y capacidad de la red de transporte y participan de las transacciones de potencia reactiva. La operación en tiempo real se realiza con independencia de los contratos a término firmados por los generadores, donde todo apartamiento entre lo contratado y la operación real se canaliza en el mercado spot. Como el precio pagado por los distribuidores se fija independientemente de la retribución real de los generadores y transportistas, se ha creado un fondo de estabilización para atender los desfasajes financieros. De acuerdo a lo previsto en el art. 35 de la ley el decreto 1192 de julio de 1992 dispuso la creación de CAMMESA sobre la base del Despacho Nacional de Cargas, que es la encargada de planificar la operación del Sistema Interconectado por períodos estacionales semestrales, para cubrir la demanda con un nivel de reserva acordado entre las partes (despacho económico de cargas). La supervisión y regulación general de la industria eléctrica está en manos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Para un generador vinculado al MEM su costo de generación está dado por el costo de operación más el costo de transporte desde su nodo de conexión hasta el mercado. Cuanto más alejado del centro de carga y cuanto menos confiable es el vínculo de transporte, más cara se 2

4 cambia rápidamente, no es fácil identificar la componente del costo marginal de largo plazo, pero se espera que en el mediano plazo los precios energéticos exhiban reversión a la media. Supongamos que el precio P de una commodity energética sigue el proceso de reversión a la media, entonces: dp = νp (M P ) dt + σp dz (6) Usando el lema de Ito con la transformación x = log P, tenemos que la ecuación la podemos escribir como: dx = n (m x) dt + σdz (7) donde dz es el incremento del proceso de Wiener, m es el nivel de equilibrio de largo plazo y n la velocidad con la que revierte ([1]), m = ( M σ 2 / (2ν) ) log P/P (8) n = νp/(log P ) (9) La ecuación 7 presentada anteriormente es la versión en tiempo continuo del proceso autorrgresivo de primer orden. En tiempo discreto, la ecuación 7 puede ser escrita como ([1] y [4]): x t x t 1 = m ( 1 e n) + ( e n 1 ) x t 1 + ɛ t (10) donde ɛ t se distribuye normal con media cero y desviación estándar σ ɛ y, σɛ 2 = σ2 ( 1 e 2n ) (11) 2n Con el fin de estimar los parámetros de la reversión a la media, se realiza la siguiente regresión: x t x t 1 = a + bx t 1 + ɛ t (12) ( donde ˆm = â/ˆb, ˆn = log 1 + ˆb ) y ˆσ = ˆσ ɛ ( log ( 1 + ˆb 1 + ˆb ) ) 2 (13) 1 En el cuadro 4 se presentan las estimaciones realizadas para los precios medios mensuales de Argentina (incluyendo el sobrecosto transitorio de despacho) y España. Los coeficientes de las regresiones con los precios expresados en e/mwh son significativos al 5 %. El nivel de equilibrio a largo plazo para Argentina es de 16,2 e/mwh y para España de 36,2 e/mwh, y en ambos casos con velocidades positivas (ver cuadro 5). Sin embargo, los coeficientes del modelo para Argentina con los precios expresados en $/MWh son no significativos, como consecuencia de la crisis que vivió el país en el 2001 y la inflación interna, entre otros factores. 16

5 Cuadro 4: Modelo de Reversión a la Media Argentina Argentina España ($/MWh) (e/mwh) (e/mwh) Constante ** 0.137*** Log Precio (t-1) ** 0.038*** R-cuadrado Criterio de Schwarz Criterio de Akaike Log-verosimilitud Durbin-Watson ** Significativo al 5 % *** Significativo al 1 % Cuadro 5: Parámetros de la Reversión a la Media Argentina España Nivel de equilibrio (e/mwh) 16,2 36,2 Velocidad 0,087 0, Conclusiones En Argentina, en los últimos años hubo un importante aumento de la demanda, pero este no fue acompañado por inversión necesaria para que el sistema eléctrico sea seguro y estable. Por el contrario, gracias a la políticas regulatorias, en España el crecimiento de la demanda estuvo sincronizado con el crecimiento de la potencia instalada, manteniendo la reserva en niveles aceptables. En cuanto a las políticas de subsidios al sector, tuvieron objetivos distintos. Las Resoluciones 240 y 406 de Argentina, establecieron un precio máximo en el Mercado Eléctrico Mayorista, generando un costo fiscal al país durante el periodo 2003 a 2009 que, a valores nominales, superó los $8500 millones, con el fin de mantener las tarifas eléctricas congeladas. Mientras que la Prima al régimen especial de España tuvo la finalidad de fomentar el desarrollo de la producción basada en energías limpias, para así disminuir la excesiva dependencia energética exterior y cumplir con los objetivos de la Directiva 2001/77 de la Comunidad Europea. Además, el Spark Spread en Argentina se mantuvo en niveles negativos durante la mayor parte de la serie desde el año 2001, desprendiéndose que si fuese un mercado competitivo y sin barreras, las empresas generadoras de electricidad hubiesen preferido vender el gas en los mercados internacionales en lugar de producir electricidad. Por su parte, el Spark Spread español fue positivo, al igual que el Clean Spark Spread, durante la mayor parte del período analizado, mostrando que en el sector de la generación eléctrica existe margen de negocio. En ambos mercados, el modelo de reversión a la media expresado en e/mwh tiene un ajuste satisfactorio, y el nivel de precios a mediano plazo es de 16,2 e/mwh y 36,2 e/mwh para Argentina y España respectivamente, aunque hay que destacar Argentina se dictaron resoluciones 17

6 que fijan precios, lo que probablemente haya censurado a la baja el nivel de mediano plazo. Referencias [1] Dixit Avinash K., Pindyck Robert S., Investment under Uncertainty, Princeton University Press, 1994 [2] Epstein, Mayor, Schonbucher, Whalley and Wilmott, The Valuation of a Firm Advertising Optimally, Quarterly Review of Economics and Finance, vol.38, no 2, pp [3] Metcalf and Hasset, Investment under Alternative Return Assumptions Comparing Random Walks and Mean Reversion, Journal of Economic Dynamics and Control, vol. 19, November 1995, pp [4] Schwartz, E. S. The stochastic behavior of commodity prices: Implications for valuation and hedging, Journal of Finance 52(3), , Julio [5] BlueNext: Mercado de derechos de emisión de CO 2 [6] CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico [7] Comisión Nacional de la Energía - España [8] Instituto Nacional de Estadística y Censos - Argentina [9] Instituto Nacional de Estadística - España [10] Operador del Mercado Ibérico de Energía [11] Red Eléctrica de España [12] Secretaría de la Energía - Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios - Argentina [13] The ICE 18