IEEE Latinoamérica

Las crisis de California, Brasil yChile y su impacto en los procesosde desregulación de Latinoamérica

Hugh RudnickINTERCON 2001, Piura, Perú, Agosto, 2001

IEEE SPECTRUM February 2001

COMMENTARYCalifornia's Electricity Crisis Rooted in Many FailingsBy Jason MakansiWhat it could mean for other states, starting with Texas

The year 2000 finally delivered calamity.California's electricity market hascollapsed, sunk under a tidal wave ofunforeseen consequences.

The hugely destructive tsunami stemmed,paradoxically enough, from the quasi-regulatory quagmire that passes for acompetitive market there. And as the crisishas persisted for eight months now, itcannot be passed off as due to summer'sheightened demand.

IEEE SPECTRUM August 2001

NEWS ANALYSISBrazilians Alter Lifestyles to Address Energy CrisisCauses of crunch are like California's, but the solution isalmost 180 degrees different

Cherished ways of life in Brazil have beenhard hit as draconian energy conservationmeasures came into effect over the pasttwo months. Brazilians were stunned inmid-May by the government's abruptannouncement that beginning 1 June, aSpecial Energy Crisis Agency wouldpenalize anyone not cooperating with thenewly decreed Energy Shortage Plan.

California Enero- Febrero 2001

*apagones, enormes alzasde precios, cuasi quiebrade grandes empresaseléctricas

*problemas en operacióndel mercado y expansiónde la oferta

*cierre de la Bolsa deenergía e intervención estatal

1992

1994

1993

1991

1991

1999

>1992

1987

1996

1995

1994

1994

1995

1995

EU

19951989

1996

1995

1998

1982

Sistemas competitivos

Procesos de reestructuraciónavanzados

Primeras etapas deprocesos de reestructuración

Fuente: R. Palma, U.Ch.

Cambios pioneros en la regulacióndel sector eléctrico.

COLOMBIA1994

PERU1993

BOLIVIA1994

CHILE1982

ARGENTINA1992

BRASIL1998

CENTRO AMERICA & PANAMA1997-9

Ref: M. Kahn & L. Lynch

Porqué tiene impacto losucedido en California?

• Características de los cambios regulatorios

• California como el nuevo paradigma delcambio

• Características del modelo de California

• Orígenes de la crisis

• Qué podemos aprender?

Ref: M. Kahn & L. Lynch

Generación Transmisión Distribución

El sector eléctrico en California

Hasta 1997 el mercado era controlado por tres grandesempresas Investor Owned Utilities (PG&E, SCE,

SDG&E), de propiedad de inversionistas privados,integradas verticalmente, que eran dueñas de la

generación, transmisión y distribución.

Regulación “cost- plus”

1997 AVERAGEELECTRICITY PRICES

0

2

4

6

8

10

12

NH NYM

A CA ME PA IL AZ

Souther

nNV

1977

cen

ts/k

wh

Nat iona l

Average

Ref: George Gross

1997 AVERAGE RATESIN CALIFORNIA

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Anaheim

Anza C

oop

Modesto

Los Angele

s

Vernon

WAPA

PG&E

SoCalEd

SDG&E

1997

cen

ts/k

wh

Ref: George Gross

Nat iona l

Average

Fuelco Gasco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Waterco Fuelco

Genco Genco

Sellco Sellco

Gridco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Brokeco Brokeco

Buyco Buyco

Lineco Lineco

Disco Disco

Cons Cons Cons Cons Cons Cons

Disco Disco

SEGMENTACION DE LA INDUSTRIAcompetitivos y regulados (William Hogan, Harvard)

DIS

TR

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N

Poolco/Marketco

GE

NE

RA

CIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN

Ref: M. Kahn & L. Lynch

Pasos desregulatorios EEUU

• En 1992 se aprueba el Energy Policy Act, queautoriza a la FERC a promover el acceso abierto ala transmisión de electricidad.

• En 1996 la FERC dispone que la compañíastransmisoras permitan el uso de las líneas a todaslas compañías generadoras.

Pasos desregulatorios California

• En 1995 California decide reestructurar elmercado eléctrico.

• El 31 Marzo 1998 se inicia el proceso dedesregulación en California, con elfuncionamiento de dos organismos fundamentales:el operador y la bolsa.

Nuevo Sistema de Mercado

Power Exchange (PX): transacciones del mercadoIndependent System Operator (ISO): operación física del sistema

www.caiso.com

Organismos básicos

• Independent System Operator (ISO): administra lared de transmisión y opera en tiempo real elsistema eléctrico y mercado.

• Power Exchange (PX): bolsa donde se equilibranmercados ex-ante (generalmente de una hora o undía).

• Scheduling Coordinators (SC): son los encargadosde entregar al ISO programas y balanceados degeneración y demanda. Coordinan a ESP.

Funcionamiento del nuevo mercado

www.caiso.com

Funcionamiento del Mercado

• Para la energía existen tres mercadoscomplementarios:

– Day-Ahead (Día Previo): se transa la energía para elpróximo día, basándose en la mayor informaciónposible. Se transa en el PX.

– Hour-Ahead (Hora Previa): permite corregir anomalíasde última hora como cambios de demanda por razonesatmosféricas. Se transa en el PX.

– Real-Time (Tiempo Real): es el mercado spot donde setransa a costo marginal. Se transa en el ISO

Funcionamiento del Mercado

• Los otros mercados asociados a la actividad son:– Servicios Auxiliares (AS): son de día previo y hora

previa. Se transan en el ISO y en el PX.

– Reliability Must Run Service (RMR): unidades que sonclaves para al estabilidad y deben funcionar. Tienecontratos con el ISO.

– Transmisión: este mercado es manejado solamente porel ISO, asegurando el libre acceso.

Distintos mercados

Administraciónde las redes de

transmisión

Administraciónde las redes de

transmisión

Balance de laenergía entiempo real

Balance de laenergía entiempo real

ServiciosAuxiliares

ServiciosAuxiliares

Mercado decorto plazo

(day/hour-ahead)

Mercado decorto plazo

(day/hour-ahead)

ISOISO PXPX

y Mercados de acceso directo- Contratos bilaterales

Ancillary Services (AS)

• Servicios auxiliares necesarios para mantener laseguridad y confiabilidad del sistema. Algunos deestos servicios son:– Suministro de reactivos

– Regulación de frecuencia

– Reserva en giro

– Reserva en frío

– Partida en frío

Medidas transitorias

Preocupaciones al iniciarse proceso:

• IOU’s ejerzan poder de mercado

• No se remunere “stranded investments”

=> medidas transitorias que condicionan ydistorsionan proceso, basadas enpredicciones de evolución del mercado quese demuestran erróneas

Medidas transitorias

• Se impone tarifa techo (price cap) paraconsumidores finales, con valor mayor (?)que spot esperado, hasta recuperar costoshundidos

• Recuperación completa de “stranded costs”para las empresas (IOU), imponiendocargos de transición

• Venta de activos de las empresas a NewGeneration Owners

Ref: M. Kahn & L. Lynch

IOUs venden más del 50% de su generación, mantienen nuclear e hidro

Medidas transitorias

• Los grandes generadores (SDG&E, PG&E,SCE) obligatoriamente deben transar su energíaen el PX por un período transitorio de 4 años(hasta Marzo 2002), sin contratos bilaterales.

• Con esto se pretende proteger a los pequeñosgeneradores del poder de mercado de lasgrandes empresas IOU

Resultados primer año

• Operación del ISO y PX desde Abril 1, 1998

• 156000 clientes residenciales, 48000 comerciales y

1016 industriales se cambian de proveedor a Dic

1999; 13,8% de demanda con factura de $587

million

• IOU’s venden plantas a 4 veces valor libro y

recolectan $2,2 billones

• SDG&E recupera 100% costos hundidos 2,5 años

más temprano

THE 23 Apr. 98 REAL-TIMEMARKET

ISOforecast

actualload

forwardmarket load

GW

h

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ref: George Gross

Desarrollos posteriores

• Crece la demanda, más allá de lo proyectado (crece

11,3% en el periodo 1990-1999, mientras la

capacidad instalada no crece)

• Aumenta dependencia energética de los Estados

vecinos

VERANO 2000

• Altos precios surgen en verano 2000, conpulsos en Mayo/Junio y altos promedios enMayo/Septiembre

• Mayoría usuarios finales no ven cambiosde precios (excepto SDG&E)

• Posición financiera empresas IOU’s sedebilita significativamente

• Declaración de alerta del ISO desde Mayo2000

VOLATILIDAD DE CARGA VERANO 2000

Ref: George Gross

REAL-TIME AND SPOT MARKET PRICES

$0

$100

$200

$300

$400

$500

$600

May16

May30

Jun13

Jun27

Jul11

Jul25

Aug8

Aug22

average daily peak periodreal-time price at SP15 daily spot price

at Palo Verde

VOLATILIDAD DE PRECIOS

PX average prices

1998 2000

Million dollars

PG&E electricity costs

OTROS RESULTADOS

• Restricciones transmisión se agudizan

• Ventas del 2000 son el triple de 1998• 60% del mercado expuesto a volatilidad de precios• Falta de contratos futuros de IOU’s aumenta

exposición al riesgo de precios• Aumento de precios de insumos:

– gas natural gas sube de 2$/MMBtu a 6$/MMBtu– créditos por emisión NOx suben de 6$/lb a 45$/lb

NATURAL GAS DAILY SPOT PRICES

2000Ref: George Gross

$0.00

$5.00

$10.00

$15.00

$20.00

$25.00

$30.00

$35.00

$40.00

3/2

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0

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6/2

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6/3

0/0

0

7/1

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0

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0

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0

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5/0

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9/8

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0

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/00

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0

12

/15

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12

/29

/00

1/1

2/0

1

1/2

6/0

1

Do

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$49.47 on Dec 8

Canadian supplies at

Malin, OR

El Paso supplies in New Mexico

NATURAL GAS PRICES

SOUTHERN CALIFORNIA GAS-FIREDGENERATION RUNNING COST ESTIMATES

Ref: George Gross

AVERAGE NOx CREDITS PRICESFOR SCAQMD

610

20

35

45

0

15

30

45

May June July August September

$/lb

Source : Cantor Fitzgerald Environmental Brokerage Services

2000

Ref: George Gross

CAUSAS DE LA CRISIS

• Mala suerte? Factores exógenos

-Año seco de poco agua reduce oferta hidro-Aumento importante de demanda (mala

predicción)-Aumento precios gas y petroleo-Aumento costos permisos emisión transables

NOx-Condiciones climáticas disminuyen oferta

CAUSAS DE LA CRISIS

• Malas condiciones para inversión?

-Restricciones ambientales costosas-Síndrome NIMBY-Demanda crece más que la oferta (no se

construye plantas en el Estado en últimos10 años)

-Crecimiento dependencia del exterior

Ref: M. Kahn & L. Lynch

CAUSAS DE LA CRISIS

• Mala regulación?-Venta de generación sin contratos de

protección (a merced del mercado spot)-Tarifas finales fijas eliminan respuesta de

la demanda (demanda inelástica)-Separación ISO - PX y mercados forward

de energía y transmisión-Poder de mercado

Re-regulación y NO desregulación

1998 1999 2000 (real) 2000 (estim)January 21.6 31.8 27.7 February 19.6 18.8 24.1 March 24.0 29.3 23.3 April 23.3 24.7 27.4 20.0 May 12.5 24.7 50.4 18.5 June 13.3 25.8 132.4 18.8 July 35.6 31.5 115.3 28.0 August 43.4 34.7 175.2 40.9 September 37.0 35.2 119.6 45.3 October 27.3 49.0 103.2 32.2 November 26.5 38.3 179.4 31.6 December 30.0 30.2 372.0 30.7 Average 30.0 30.0 113.0 28.5

CALIFORNIA PX DAY-AHEAD PRICES ($/Mwh:Weighted Averages)

Estudio Paul Joskow, MIT, 2001

CAUSAS DE LA CRISIS

• Sistemas eléctricos son complicados• Imposibilidad almacenar energía• Limitaciones transmisión• Consumidores “inelásticos” a precios• Re-regulación dictada por factores

políticos y con predicciones que seprueban erróneas

• No son MERCADOS como cualquierotro, no es un “cash-and-carry” market

SOLUCIONES?

FERC

• Eliminar requisito de tres IOU's de transar suenergía a través del PX.

• Requisito programar 95% transacciones enmercados "forward

• Cap price "suave" de $150/MWh para el ISO yel PX

• Reemplaza gobiernos del PX e ISO pordirectorios sin participación de los agentes.

SOLUCIONES?

Ad Hoc "Manifesto," de Solow , McFadden, et al.,Enero 26, 2001:

-Pague sus cuentas.Fundamental, la electricidad no es un mercado “cash- and- carry”.

-Aumente precios minoristas.Sin aumentar los precios minoristas, no hay suficiente dinero para

pagar las cuentas. Y están ausentes los incentivos para reducir la

demanda, que podría contribuir a resolver el problema.

-Mire al largo plazo.Resolver el problema mirando el largo plazo y con bases

económicas correctas. No está lejos el verano del 2001.

Crisis abastecimiento Brasil

• Superficie: EEUU más 1/2 Alaska

• 170 millones habitantes

• GDP US$ 600 billones

• Capacidad instalada: 65,000 MW

I NT

ER

LIG

AÇ

ÃO

NO

RT

E-S

UL

ITAIPU

• 93% hidroeléctrico

• grandes embalses y muchas plantasen serie hidraúlica

• restricciones estructurales detransmisión

• conexiones internacionales

• gas natural como nueva fuenteFuente : L.A. Barroso, 2001

Cifras 2000

Cadenas hidraúlicas

Fuente : L.A. Barroso, 2001

Evolución de embalsesSoutheast and Center-West Regions

Storage Levels (% of storage capacity)

29,3%

45,0%

58,5% 59,4%54,1%

47,3%

40,2%

32,4% 30,8%

23,0% 22,1%28,5%

31,4% 33,4% 34,0% 32,2%29,7%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

19971998199920002001

Fuente : L.A. Barroso, 2001

Racionamiento• Racionamiento de energía del 20% en 2001 (desde Junio).

Alto riesgo para el 2002• Gran oposición de los consumidores a la reforma

• Causas estructurales - demanda excede oferta– insuficiente inversión en generación

• Incertidumbre regulatoria• Definición del precio del gas y la tasa de cambio

– atrasos en refuerzos programados generación– demanda aumenta sobre proyecciones en 2000

• Limitaciones transmisión - atrasos en interconecciones• Afluentes hidraúlicos bajos al iniciarse el 2001

Fuente : L.A. Barroso, 2001

Características Principales (2000):

•Superficie continental : 756.626 km²

•Habitantes : 15 millones

•Consumo Nacional : 39.142 GWh

•Demanda Punta (suma) : 5.800 MW

•Capacidad Instalada : 10.080 MW

•Frecuencia : 50 Hz•Sistemas de Transmisión: 66 kV, 110 kV,154 kV, 220 kV y 500 kV

•Sistemas Interconectados: (SING, SIC, AISEN, MAGALLANES)

SING(800 km)

SIC(2200 km)

AISEN

MAGALLANES

Crisis abastecimiento Chile

• Sistema Interconectado Central 1998-1999

• insuficiente energía- apagones rotatorios -socialización déficit

• Causas:

– sequía centenaria

– falla central Nehuenco (ciclo combinado)

• mal uso agua, vaciamiento embalses

• disputas entre generadores, debilidad gobierno

• cambio legal que obliga a compensar

Racionamiento

Energía hidráulica embalsada

0.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

7,000.0

1/0

1/9

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4

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5

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1/9

6

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6

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6

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1/9

7

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7

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7

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7

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1/9

8

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8

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8

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0/9

8

1/0

1/9

9

1/0

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9

1/0

7/9

9

1/1

0/9

9

1/0

1/0

0

Gig

awat

ts H

ora

(GW

h)

RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO LAJA

Crisis abastecimiento

QUE PODEMOS APRENDER DE ESTAS CRISIS?

• Mucho

• ¿Seguir igual donde no se ha desregulado? Hayotros modelos regulatorios que funcionan.

• ¿Volver a sistemas centralizados?

• ¿No avanzar a reformas de segunda generación?Hay otras alternativas.

QUE PODEMOS APRENDER?

QUE PODEMOS APRENDER?

• Diseño mercado y reglas -paradigma bolsa cuestionado -valor de contratos -desregulación mayorista y minorista -respuesta demanda• Estímulo inversión y expansión redes• Poder de mercado - cómo controlarlo?• Control ambiental• Nuevas tecnologías almacenamiento?Desregulación puede ser beneficiosa/perjudicial

BRASIL

URUGUAY

PARAGUAY

BOLIVIAPERU

Asunción•

Lima

Santa Cruz

Sao PauloRio de Janeiro

•

••

•

Concepción

Buenos Aires

•

•

Santiago

Mejillones •

NOA

Excedentes

Hidráulicos

Neuquén

Asunción

•

Asunción• Interconexión

Argentina Brasil

Electroducto

Argentina Chile

Gasoducto

Atacama

Interconexión

SING-SIC

Generación Hidro

Sur Austral

Gasoducto del Pacífico

Electroductos

Tucumán - Carrera Pinto

Mendoza - San Isidro

Asunción•

Electroducto

Alicurá - Osorno

Gasoducto

Gasandes

•

Fuente : Endesa 1999

Demanda importante

Recursos gas natural

Recursos hidroeléctricos

CHILE

ARGENTINA

Desafíos: mercados internacionales

Fuentes de información:

Página Web :

www.ing.puc.cl/power/

www.ing.puc.cl/power/links/california.htm

Dirección electrónica :

h.rudnick@ieee.org

Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería