viernes, enero 06, 2006

Liberación Funcional

Estimado Emilio,

Creo que una suposición de tu nota Desregulación Funcional que vuelves a repetir es sospechosa. Por eso, antes de que prosigas prefiero poner en duda temporalmente la afirmación "Entiendo importante destacar que la apertura del mercado minorista no rendirá los frutos deseado si antes no contamos con un mercado mayorista realmente competitivo..."

En la NECESIDAD DE UNA POLITICA INTEGRAL DE ELECTRICIDAD PARA LA REPUBLICA DOMINICANA, propuse que nos convirtiéramos en líderes del mercadeo de electricidad al detalle en los países en desarrollo. Mi idea se basaba en un modelo que podríamos llamar el Modelo 5 (que debió ser el 2), en el que no es necesario tener un mercado mayorista competitivo para obtener un mercado minorista competitivo. Contrario a mucha gente, yo creo que el Modelo 5 debería ser el paso intermedio antes de llegar al Modelo 4. La razón más importante es que el Modelo 3 es inestable.

Te recomiendo que leas la nota Utilities vs Retail-Marketers on the Purchase of Communication Technology y las demás notas que se desprenden, concentrado en el posible modelo 5, para que me digas si crees que ese quinto modelo podría tener cabida.

La tercera parte de la Presentación en INDOTEC marzo 1996 es también de utilidad, para ponernos en la misma página.

Como desregulación (yo la usé en la respuesta que te di) no existe en español, vamos a usar liberación cuando podamos.

Saludos,

José Antonio

P.D.: Esta es la nota 999 de la Bitácora Digital del GMH.

Some Friendly Comments on True Electric Deregulation Part 5

I posted a new comment to Prof. Banks article. Please refer to: Some Friendly Comments on True Electric Deregulation Part 4.

I find Patrick O'Rourke EnergyPulse Command and Control Markets still very timely. The next frontier in electricity is to make use of new technologies, like AMI, and demand response, which need to be "crossing the chasm." Patrick's comment need to be read as a great example of what price controlling agencies are "hard-wired" to do to keep vertical integration alive.

Maybe we need a new expression different from "true" deregulation to convince experts that non-market solutions to electricity industry are (or will soon be) innefficient. Neither utilities, nor regulators, are prepared to cross the chasm. We need competitors to cross the chasm, and so far I have received no acceptable arguments from the expert quoted by Prof. Banks. A simple (but not simplistic) architecture centered on retailers, while keeping the vertical control supply chain structure based on demand response, is worth a try.

Professor Banks decided not to answer my questions and refer them to experts and to a widespread audience, which I am glad that he did. I think he saved face while giving me the benefit of the doubt, which I had documented earlier on my blog . As far I humbly learn, non of the experts had anything substantial against my propossal of true deregulation yet.

While not claiming to be an expert on Sweeden, the problem experimented with price spikes and insufficient reserves, due to faulty deregulation, can be mitigated (unless they are of the wierd sort) by completing the market so that customers become part of the system. A hint to that effect is to ensure that electricity sold Germany is priced on short run marginal costs of energy and supply security. However, that proposition depends on answering apparently tough questions, like my earlier cuestions, for which I want feedback. I repeat them again in a readable format:

1. Do you think that Jack’s comment “The changes resulting in these massive errors were a reaction to many years of unfair regulation by often-incompetent regulators, many of whom were concerned with their political and professional futures rather than protection of the consumers” is going to go away anytime soon? It seems that Southern Company isn’t the rule. I prefer to do without with utilities winning cases to regulators under vertical integration, and limiting it only to the wires investments monopoly regulation.

2. Do you see the possibility to organize true retail competition (no price controls) under prudential regulation, even when there are generating oligopolies?

3. What do you see lacking in the approach I suggest?

4. As some retail marketers will become global companies that compete in several local markets, can they become the target for fusions and acquisitions to develop oligopolies? Do you anticipate how to mitigate it?

5. I see retail marketers’ economies of scope, by taking charge of other services, like telephone, gas, water, and even insurance. Can this be a means for mitigation under question 4?

6. Knowing that value added electricity will come from knowledge intensive coordination of highly distributed activities (some optimal percentage of demand side risk management), instead of physical investment on peaking reserves to be used just a few hours a year (100% supply side risk management). Do you still think that vertical integration is a real vision for the future?

Finally, unless we find a new name for "true" deregulation, I wish Prof. Banks would change his article to A Few More Unfriendly Comments on "Faulty" Electric Deregulation. I undestand that the EU is now questioning competition in electricity and gas, and I humbly think it is the right moment for Sweden to get a better deal. Finally I hope Prof. Banks NIMBY refers only to faulty deregulation.

Desregulación Funcional

La intención de mi comentario inicial era motivar la imaginación de los lectores con la finalidad de iniciar una discusión que conllevara a la confección de un método secuencial que nos permita hacer la transición desde la situación actual del sector eléctrico hacia la situación deseada. Entiendo que todos estamos familiarizados de algún modo con la situación actual del sector, por otro lado, no creo que exista mucha discusión con decir que la propuesta de José Antonio puede ser la meta deseada. Entonces, si conocemos el punto inicial y tenemos una idea de hacia donde queremos llegar, lo lógico es que nos enfoquemos en seleccionar el camino óptimo que nos lleve hacia nuestra meta. Tomando en consideración el estado actual del sector eléctrico hoy día, debo decir que lamentablemente, y utilizando un argot matemático, la selección de ese camino resulta en un problema de optimización multi-variable, multi-objetivo y altamente no lineal. Los entendidos en este campo saben que un problema como el descrito seguramente nos llevará como mucho, a una solución óptima local (en vez de una óptima global). En otras palabras, el camino seleccionado SIEMPRE podrá optimizarse más, y tal vez contribuir a mejorar aún más la meta en si misma. Obviamente no pude sintetizar en mis 4 párrafos esta idea, por lo que agradezco a José Antonio la oportunidad dada para ofrecer más detalles en el marco las preguntas surgidas a raíz de mi comentario. Entiendo que cada una de esas preguntas representa una magnifica fuente para innumerables párrafos, por lo que creo adecuado concentrar la atención del lector ofreciendo primero una visión mas detalla sobre los modelos a los que hice alusión, y después (en otros comentarios) atender con más detalle, a las preguntar sobre las implicaciones de los mismos a nuestra realidad.

Cuando hablo de desregulación funcional, me refiero a aquella en el que los principios de competitividad del mercado están presentes. Algunos de los más importantes podrían ser los siguientes:
1.- Tanto la generación como la demanda deben tener fácil acceso a la información necesaria sobre la situación del mercado (Liquidez).
2.- Dicha información no debe darles poder para predecir la forma en la cual ellos, de forma unilateral, puedan influir sobre los precios (Eficiencia).
3.- Los participantes del mercado deben tener acceso igualitario a la red.
4.- Debe existir respuesta tanto de la generación como de la demanda.
5.- Deben estar presente tantos productores y consumidores como sea necesario para evitar posibles ejercicios de poder de mercado en cualquiera de los lados.
6.- El mercado competitivo debe seguir funcionando aún en presencia de controles medioambientales y subsidios.

Cuando mencioné los modelos de mercado, me refería a modelos basados en el nivel de monopolio presente en cada uno de ellos. Así el modelo 1, se refiere a un monopolio total (integración vertical), el 2 se refiere a aquel con un solo comprador de electricidad (se incorporan IPP’s que a través de contratos a mediano y largo plazo, venden su producción sólo a la compañía eléctrica que opera el sector), el modelo 3 es aquel en el cual se encuentra presente un mercado competitivo en la generación (los generadores venden electricidad a través de la red a compañías distribuidoras y a usuarios no regulados) y finalmente el modelo 4 se refiere a apertura total del mercado (modelo 3 + competencia en la comercialización al detalle de electricidad. Aquí, los clientes finales eligen quienes serán sus suplidores).

Según lo anterior, estamos en algún punto entre el modelo 2 y el 3. El modelo 2 debe verse como un paso intermedio entre la integración vertical (modelo 1) y la incorporación de competencia en el mercado (modelos 3 y 4). Mientras se sigan incentivando contratos con IPP’s fuera de un marco de competitividad, no estaremos hábiles para disfrutar los beneficios de un verdadero mercado eléctrico competitivo. Para lograr nuestra meta, debemos primero enfocarnos en alcanzar el modelo 3 (o alguna variante del mismo), en el que como mínimo se cumpla que:
1.- Toda la generación este desregulada y pueda vender su energía en un mercado competitivo (igualdad de condiciones).
2.- Las EDES y los usuarios no regulados compren de forma competitiva la energía ofertada.
3.- La tarifa aplicada por las EDES a los usuarios regulados debe estar diseña para incentivar a la respuesta de la demanda. Una forma de hacerlo, es aplicando una tarifa fija + variable. Por ejemplo, se podrían establecer precios por cantidad de energía para cada hora (o bloques de horas) durante el día, entonces la diferencia entre la cantidad de energía establecida y el consumo real del cliente durante cada periodo tendría un valor igual al precio spot + los valores agregados de la red. Obviamente, esto requiere medición horaria, así que tomando en cuenta la situación financiera actual de las EDES, sería sensato aplicar medición horaria (en una primera etapa) a los grades usuarios en vez de a todos. Es importante resaltar que los contratos bilaterales entre las compañías de generación y las EDES no necesariamente quedan excluidos de este marco, mas bien, entiendo que seria necesario mantener una parte de la energía demanda bajo contrato para garantizar la sostenibilidad financiera del sector y controlar posibles ejercicios de poder de mercado en la generación.

La apertura total del mercando eléctrico minorista (modelo 4 ó alguna variante del mismo) requeriría de un mercado eléctrico mayorista competitivo (como el del modelo 3) además de establecer políticas de competitividad del mercado minorista, separar la distribución de la comercialización para evitar conflictos de intereses, expandir la medición horaria y educar a millones de usuarios del servicio. Algo parecido es lo que están tratando de hacer países como Reino Unido, Australia, Nueva Zelanda, Argentina y España. Existe discusión acerca de implementar gradualmente esta apertura para permitir el ajuste a las empresas del sector y a la población en general. Entiendo importante destacar que la apertura del mercado minorista no rendirá los frutos deseado si antes no contamos con un mercado mayorista realmente competitivo, además de la reforma socio-política necesaria para la incorporación de nuevas reglas de juego y poner en marcha un plan de educación dirigido a todos los usuarios finales. Por lo anterior, sugerí iniciar primero con lo primero, saneando el MEM (iniciado con el modelo 3 ó con alguna variante del mismo).

La Superintendencia de Electricidad es Cómplice de las Distribuidoras Parte 5

En La Superintendencia de Electricidad es Cómplice de las Distribuidoras Parte 3 informé que en 1996 había sugerido un plan de gestión de la demanda. Aunque no con esas palabras, se corresponde con el plan para el corto plazo. En el Resumen Ejecutivo de NECESIDAD DE UNA POLITICA INTEGRAL DE ELECTRICIDAD PARA LA REPUBLICA DOMINICANA, páginas 5 y 6, decía:

El plan concluye con un paquete de medidas importantes para el corto plazo que incluye entre ellas dos componentes interrelacionados: (1) un programa de apagones para aumentar la estabilidad del suministro mientras las reservas sean insuficientes y (2) un cambio en la política tarifaria basada en la segmentación del mercado de detalle, para tomar en cuenta las cobranzas, la duración de los apagones y el precio marginal de la electricidad, a fin de reducir el derroche y aumentar las cobranzas.

En las páginas 19 a la 21 aparecen los detalles:

Medidas importantes para el corto plazo

Para implantar la política integral de electricidad, desarrollando la estrategia que nos dirigirá hacia la visión, se deberá enfrentar muchos riesgos que serán encontrados en el camino. El proceso de transición presentará una variedad de peligros, incluyendo imparcialidad a los participantes en el mercado e impactos posibles en la eficiencia. Los problemas son tantos que es fácil encontrar por dónde empezar, por lo que es mejor dejar tranquilo por el momento lo que funciona.

Del paquete de medidas necesarias para iniciar la implantación de la política integral de electricidad una gran cantidad de ellas se infieren de lo ya mencionado, por ejemplo, la actualización del proyecto de Ley General de Electricidad, la participación de los bancos multilaterales, los concursos públicos, etc. Algunas de las urgentes, sin embargo, no son tan obvias, como las que se refieren al programa de apagones, a la modificación de la tarifa, etc.

La tarifa autorizada por el gobierno será ajustada y transparentada para reflejar mejor un uso racional de la energía, y para compensar el efecto de las cobranzas, los apagones y la entrada de nueva generación. La tarifa básica será decreciente en la medida que aumenta el volumen, reflejando el costo fijo de los equipos y la lectura. La justificación del programa de apagones, repito, es para llevar a su mínima expresión los apagones sorpresivos.

En la medida en que la población suba su capacidad económica, los detallistas reduzcan las pérdidas, se genere confianza en que el proceso va en serio y entren en servicio nuevos proyectos de generación, el programa de apagones irá reduciéndose. El instrumento principal para hacer esto posible es la segmentación de los consumidores en función de los circuitos. Los detallistas más efectivos demostrarán su competencia, logrando aumentar las horas de servicio de sus consumidores. Las medidas ya identificadas a tomar son las siguientes:

• Licitar las empresas de transporte. Aunque exista un desbalance entre la oferta y la demanda en el corto plazo, con una operación profesional e incuestionable del transporte, es posible ofrecer un servicio con muy pocos apagones no programados, como ya hemos justificado. Los ingresos por venta de estas empresas son importantes para ayudar a financiar las actividades restantes.

•Trasladar el laboratorio de mediciones a la Superintendencia de Electricidad. La revisión y certificación de los medidores es una tarea urgente e importante en el proceso de reducción de pérdidas. Posteriormente, la aprobación y certificación de productos desarrollados o adquiridos por los detallistas, exigirá a su vez el desarrollo de un personal profesional calificado en esa institución.

•Facturar los consumidores finales a precios promedios a corto plazo. Bajo condiciones de mercado los precios de electricidad serán volátiles. El control político de precios será desmantelado en la primera etapa.

• Modificar el sistema de facturación para identificar el circuito del consumidor.

• Reestructurar la Dirección Comercial de la CDE a nivel de circuitos. Esto no incluye la lectura de contadores.

•Preparar documentación para concurso sobre cada circuito de distribución. Crear una base de datos para cada circuito de distribución o en su defecto producir estadísticas sobre cobranzas de los últimos 6 meses por circuito.

•Licitar concesiones temporales de mercadeo al detalle por circuitos.

•Pagar la deuda acumulada con los generadores. La deuda con los generadores privados debe ser saldada antes de entregar las concesiones. En algunos casos los generadores privados podrán intercambiar parte de sus deudas como pago por concesiones.

•Desarrollar una campaña para promover la agregación de consumidores. Por ejemplo, dos o tres unidades residenciales, localizadas en una misma propiedad, pertenecientes a una misma familia pudieran tener un servicio común, reduciendo los costos de la factura. Esto de particular interés a las ONG, que trabajan con los pobres.

•Programar los apagones según los cobranzas. El circuito con mayor cobranzas porcentuales tiene mayor horas de servicio.

•Construir un modelo en hoja de cálculo de la curva de duración de los precios marginales. A ser empleado en los ajustes de facturación.

•Publicar mensualmente de las horas de servicio por circuito y el factor de ajuste. La transparencia de la ejecución es muy importante.

•Facturar según las horas de servicio. El circuito con horas promedio mantiene la facturación media. Los circuitos restantes se ajustan según la curva de duración de los precios marginales. Esta medida complementa la anterior y sirve para satisfacer la equidad. Los circuitos intocables pagarán el mayor precio. Los circuitos rurales que casi no les llega la luz pagarán el mínimo, por eso debe definirse cuál es el mínimo horario que se debe entregar.

•Desmontar gradualmente los subsidios. El segmento más pobre de la población debe recibir por lo menos un mínimo de electricidad diaria en horarios definidos.

•Permitir la libre negociación de precios entre el detallista y el consumidor. A pesar de las restricciones anteriores a corto plazo, los detallistas podrán financiar inversiones a los consumidores a fin de mejorar las cobranzas de sus circuitos. Al facturar según las horas de servicio, algunos circuitos tendrán energía casi continua, los detallistas podrán segmentar sus clientes y ofrecerles productos (tarifas y medidores mientras tanto) especiales alternos e inversiones en mejoras de eficiencia a los clientes. Para empresas de cierto tamaño, esta complejidad adicional será aceptable, si le permite ahorros importantes de dinero. Indudablemente que estas condiciones sólo se lograrán donde los costos de transacción sea aceptables.