Integración Energética y Seguridad en el Plano Europeo

1. Integración Energética y Seguridad en el Plano Europeo Octubre de 2004

2. Reglamento para el acceso a las redes enlos intercambios intracomunitarios de electricidad Objetivo principal Conseguir un UNICO MERCADO de la energía en la Unión Europea mediante el incremento del comercio de energía entre los países.

3. Directiva 2003/54/CE, sobre normas comunes parael mercado interior de electricidad. Europa evoluciona hacia una mayor integración. • La nueva Directiva sustituye a la anterior Directiva 96/92/CE y es de aplicación el 1 julio 2004. • Establece normas generales de Servicio Universal y Protección al Cliente. • Instaura el principio de libertad de establecimiento enGeneración a nivel de la Unión, si bien se precisa de autorización administrativa. Despacho de la generación en función de la precedencia económica de la instalación. • En Transporte y Distribución se establecen las figuras de Gestores de redes para cada Estado, que deben ser independientes de las compañías de transporte y distribución, imponiendo la obligación de estar separados jurídicamente de esas actividades. • Se establece con carácter general para toda la Unión, el derecho a un libre Acceso de Terceros a las Redes de Transporte y Distribución, con la obligatoriedad de que sea regulado bajo los principios de libre concurrencia y no discriminación, previo pago de una tarifa de acceso. • También se establece con carácter general el principio de separación jurídica de las actividades de transporte y distribución, salvaguardando el derecho de propiedad de las compañías en los grupos eléctricos. • Se aprueba un calendario de liberalización del suministro más ambicioso. De tal manera que el 1 de julio de 2004, tendrán capacidad de elección todos los clientes no residenciales y el 1 de julio de 2007,todos los clientes, incluidos los residenciales. • Se establece la obligatoriedad de que cada Estado cuente con un organismo regulador como Autoridad Independiente. Se establecen normas más claras y concisas en perjuicio del principio de subsidiaridad, avanzando en la apertura de los mercado y en la liberalización total del suministro.

4. Directiva 2003/54/CE.Grupo de Reguladores Europeo. Consejo Europeo Grupo de Organismos Reguladores Europeos de Electricidad y Gas Grupo Asesor Comisión Europea

5. Directiva 2003/54/CE.Principales obstáculos durante la implementación de la Directiva. Problemas durante el transitorio que han hecho modificar levemente las directivas pero cuyo espíritu final se mantiene. • La diferencia en el grado de apertura del mercado continúa reduciendo el alcance de los beneficios de la competencia para los clientes, haciendo que los precios para las pequeñas empresas y el sector residencial sean más altos, y fomenta también el falseamiento de la competencia entre las empresas del sector de la energía al hacer posibles subvenciones cruzadas en estos momentos en que las empresas se están reestructurando para convertirse en suministradores paneuropeos • Las disparidades en las tarifas de acceso de un operador de red a otro, que, debido a la falta de transparencia causada por la insuficiente separación de actividades y la deficiente regulación, pueden ser un obstáculo a la competencia • La alta cuota de mercado de algunas empresas productoras existentes asociado a una falta de liquidez en los mercados al por mayor y regulador, que impide la llegada de empresas competidoras nuevas • La falta de una infraestructura de interconexión suficiente entre los Estados miembros y, cuando hay problemas de congestión, unos métodos que han resultado insatisfactorios para asignar las escasas capacidades (first come, first serve; retención para empresas verticalmente integradas; prorrateo de la capacidad; subastas explícitas; y subastas implícitas o market splitting). • Distinto grado de independencia de los organismos reguladores e implicaciones del concepto de consideración de servicio público.

6. Producción neta de electricidad - cifras año 2000

7. Intercambios físicos de electricidad - cifras año 2000

8. ¿Cuál es la situación actual en Europa en relación a las congestiones? N SF S DK DK NL PL B CZ SK CH AT H SLO P Interconexión no congestionada Interconexión congestionada Interconexión HV DC Fte: Benchmark - U. De Comillas para la DG TREN

9. Uno de los efectos de las saturaciones en los sistemas de transmisión son las importantes diferencias de precios entre los diferentes países 3/1,6 5-25/10,8 16,6 2,3 nd/3 0,7 10,6 0-10/5,8 9/nd 11,3 4/nd 6-15/nd 0,2 5,5 10/nd (estimación propia) 25,9 23,8 1,9 nd nd Diferencias (Euros/MWh) de precios entre mercados vecinos (Benchmarking CE) / precio medio por el uso de la interconexión (Benchmarking CE) Interconexión no congestionada Interconexión congestionada Interconexión HV DC Fte: Benchmark - U. De Comillas para la DG TREN y Comunicación de la CE al PE y al Consejo sobre infraestructura energética en Europa Energía media neta exportada año 2001 (TWh) (UCTE)

10. Desfavorable Neutro Favorable Implementación de la Directiva 2003/54/CE.Intercambios internacionales. • Diversos países (destacando Bélgica, Dinamarca, Suecia y Holanda) disponen de una alta capacidad de intercambio que incremente la competencia en dichos países. • El grado de utilización de las interconexiones eléctricas en Europa ronda el 9% del total consumo, alejado del nivel requerido. • En marzo 2002, y posteriormente modificado en enero 2003, se adoptó un mecanismo temporal que eliminaba los peajes de paso (tránsito) e importación y evitaba el pago de una serie de cargos descoordinados (efecto pancaking). En el nuevo sistema, el único peaje admisible es un cargo de 0,5 €/MWh. • Las medidas propuestas por la Comisión Europea, y aprobadas en la Cumbre de Barcelona, fueron: • Asegurar un entorno regulatorio estable y favorable a la inversión en nuevas infraestructuras. • Objetivo a los países miembros de alcanzar un grado de interconexión equivalente al menos al 10% de su capacidad instalada. • Incrementar la coordinación entre operadores de mercado. • Aumento de la cofinanciación de proyectos.

11. Transposición de la Directiva 96/92/CE a Septiembre de 2001 (1/7) Apertura Potencial de los mercados en cada Estado Miembro

12. Transposición de la Directiva 96/92/CE a Septiembre de 2001 (2/7) Precios promedio para los consumidores finales

13. Transposición de la Directiva 96/92/CE a Septiembre de 2001 (3/7) Nivel de concentración de las compañías generadoras

14. Los principales mercados europeos han sido liberalizados de forma progresiva Demanda de electricidad con acceso al mercado libre en 2003 Reino Unido 100% Alemania 100% Escandi- navia 100% España 100% Italia 67% Bélgica 40% Portugal 40% Francia 30% Media europea = 75% LIBERALIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EUROPEO Consecuencias de la liberalización • Constitución de mercados mayoristas • Libertad de elección de suministrador • Acceso de terceros a las redes • Presión regulatoria sobre las empresas ya establecidas • Reducción de precios al consumidor final • Presión sobre los márgenes Desagregación de la cadena de valor del negocio eléctrico Generación Transporte y Distribución Comercialización

15. Consecuencias diversas de la liberalización en la generación CUESTIONES EN EL DESARROLLO DE LOS MERCADOS DE GENERACIÓN Generación Transporte y Distribución Comercialización Evolución del pool en UK (Base 100=1997) Exceso de capacidad Crisis de British Energy Mercado liberalizado con inversiones discretas y de larga duración 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Evolución del pool en California ($/MWh) Insuficiente capacidad Crisis de PG&E, SCE,...

16. En algunos países la retribución a la distribución es reducida Recientes problemas de calidad / garantía de suministro Indice 100=1999 Crecimiento demanda Crecimiento ingresos distribución CUESTIONES EN CALIDAD Y GARANTÍA DE SUMINISTRO Generación Transporte y Distribución Comercialización Ingresos unitarios descendentes Nueva York (15.08.03) Londres (29.08.03) Diferencias de retribución importantes según países Roma (28.09.03)

17. En Europa se ha producido una bajada generalizada de los precios de la electricidad EUROPEAN ELECTRICITY PRICES OBSERVATORY Comparación de los precios de la electricidad en los países de la UE EVOLUCIÓN DEL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD 25% 250 25,1% 17,3% 20% 22,0% Evolución del IPC España 14,2% 15% 200 Máximo de la UE 9,8% Índice de precios: base 100 Mínimo de la UE 2 10% 6,7% 5,3% 135 3,2% 150 5% 0% 102 0,0% 85 100 78 Tipos de cliente, de menor a mayor tamaño -5% - 32,5% -3,0% 64 GWh 4- No Residencial <0,5 5- No Residencial >0,5 <1 6- No Residencial >1 <9 7- No Residencial >9 <20 Tipos de clientes -6,5% MWh 1- Residencial <2 2- Residencial >2 <7 3- Residencial >7 -10% -11,7% 46 41 -15,6% 50 Evolución del precio -16,0% -15% -17,0% -17,3% -20% 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4 Tipo 5 Tipo 6 Tipo 7 CUESTIONES EN LA COMERCIALIZACIÓN Generación Transporte y Distribución Comercialización • El éxito de la liberalización se mide por las mejoras para los clientes ( precios, atención, servicios,...), lleven o no asociadas el cambio de suministrador • Unas tarifas reguladas excesivamente bajas en comparación con los costes de servir dificultan la liberalización de clientes • Datos 2001. Base 100: media ponderada de las tarifas de todos los países de la UE • Se excluye a Grecia en todas las categorías, a Italia en el tipo 1 por tratarse de una tarifa “social” subvencionada

18. AnexosPrecio de la Electricidad (Por Menor)

19. AnexosPrecio del Gas (Por Menor)

20. AnexosCompetencias y Recursos de los Reguladores

21. Principales cifras de la UE15 Cifras estimadas año 2002 Capacidad Instalada (GW) 561 Consumo (TWh) 2492 Población (millones hab.) 375 C. Percápita (KWh/hab) 6642 Consumo Percápita en América Latina (KWh/hab): Argentina2500Colombia1000 Brasil1950Perú 750 Chile2600

22. La estructura de capital público/privadoen el sector energético en Latinoamérica es similar a la de la UE. Porcentaje de capital público en la generación de cada país

23. ¿Qué razones conducen a estos mercados únicos en el campo energético? • Razones estratégicas • Gas y electricidad son considerados más como commodities que como productos a ser administrados por los Estados. • Búsqueda del equilibrio de la matriz energética. • Aumento del tamaño y la diversificación de los sistemas para ganar fiabilidad. • Participación de inversores privados con dimensión internacional. • Razones económicas • Globalización económica. • Mejora de la balanza comercial de países con recursos energéticos. • Necesidad de reducir los costes energéticos: • Optimización de recursos energéticos. • Obtención de economías de escala. • Reducción de precios medios. • Razones tecnológicas • Construcción de CCGT requiere gasoductos nacionales e internacionales. • Conversores de frecuencia de alta potencia facilitan la interconexión eléctrica de países. • Transporte de electricidad a muy alto voltaje, atenuando pérdidas eléctricas. • Razones políticas • Integración regional en su sentido más amplio (Unión Europea, Alca, Mercosur). • Aumento de la estabilidad económica y política en muchas regiones del planeta.

24. Los tres grandes mercados regionales en formación en Latinoamérica. • Centroamérica. • Se espera integrar varios países cuyo consumo eléctrico es bajo. Deben integrarse para obtener una escala adecuada. • Comunidad Andina. • Estos países presentan abundantes recursos energéticos que pueden mejorar su uso. 610 KWh/hab 36 22 1.400 KWh/hab 103 143 • Mercosur. • Países con alto consumo eléctrico para el estándar regional , con abundantes recursos energéticos (hidroelectricidad y gas natural). 2.050 KWh/hab 232 477 Población (millones habs). Consumo Eléctrico (TWh).

25. Latinoamérica se ha anticipado a la UEen el proceso de liberalización. Perú Brasil Colombia Chile Argentina Fecha de inicio liberalización 1982 1992 1995 1995 1993 Umbral de elegibilidad >0,03 MW >3 MW >0,1 MW >0,5 MW >1 MW Grado formal de apertura 60%1 40% 13% 30% 43% (1) Valor Estimado

26. Necesidades Regulatorias Regionales.Armonización para favorecer la integración energética (1/2). • Estabilidad Regulatoria. • Se debe asegurar la estabilidad regulatoria de los países energéticamente integrados, en orden a permitir la realización de las inversiones requeridas. • Mercados Organizados. • Es necesario crear un mercado único de transacciones de oportunidad al cual todos los participantes puedan acceder en igualdad de condiciones y a través de reglas y mecanismos claros y transparentes, independientemente de su ubicación geográfica. • Liberalización Equivalente. • Al objeto de garantizar condiciones simétricas de competencia, los mercados integrados deben ofrecer grados de liberalización adecuados a sus realidades. • Tratamiento de los Contratos Firmes a través de Interconexiones. • Trato no discriminatorio entre los agentes con Contratos Firmes, independiente del país en que se hallen. La autoridad de un país no debiera poder alterar los compromisos contractuales asumidos entre agentes. Se deben reglamentar las situaciones de crisis. • Propiedad de Capacidad de Transmisión en Interconexiones Internacionales. • Se debe garantizar al inversionista el derecho de gestión sobre la capacidad de transmisión de la interconexión. En el caso de propiedad, éste quede obligado a permitir operaciones de oportunidad cuando no se utilice tal capacidad.

27. Necesidades Regulatorias Regionales.Armonización para favorecer la integración energética (2/2). • Operación y Despacho de los Sistemas Interconectados. • El despacho de los sistemas interconectados debe ser realizado según órdenes de mérito de las unidades generadoras definidos en cada uno de los países participantes, con independencia del origen de aquellos (costos auditados, costos declarados, etc.). • Remuneración de las Interconexiones Internacionales. • Definir una asignación de los costos de transmisión entre todos los beneficiarios de tales proyectos, de manera tal de hacer factible su materialización. • Exigencias de Calidad. • Las exigencias de calidad de suministro deben equipararse, de modo tal que todos los agentes participantes deban cumplir con un mismo estándar. Asimismo, cualquier cliente, independiente de su ubicación, tendría garantizada la misma calidad de servicio mínima. • Mercado de Servicios Complementarios. • Se debe crear explícitamente un mercado de servicios complementarios, permitiendo que las interconexiones internacionales participen de él. • Costo de Falla. • Se debe implementar procedimiento que permita que los costos de falla de los países interconectados tengan tratamientos similares, en orden a no distorsionar la operación del mercado integrado.

28. Satisfacción a largo plazo (seguridad del suministro) Satisfacción a corto plazo (precios y calidad adecuados) El mantenimiento de un margen de reserva adecuado está ligado a una señal de expansión coherente. Conclusiones (1/3).La regulación es clave para impulsar el nuevo mercado regional integrado. • Para conseguir la estabilidad del sistema, el regulador debe velar por el equilibrio entre la satisfacción a corto y largo plazo del consumidor y de las empresas. • Si se altera permanentemente el equilibrio a favor del corto plazo se contraen las inversiones, en el largo plazo el consumidor sale perjudicado y las empresas entran en crisis.

29. Marco Regulatorio Ideal. Transparencia • Marco Regulatorio entendible, abierto y accesible para todos los agentes. • Buena comunicación, posibilidad de consulta, acceso a documentación e información. • Tanto en Objetivos como en Roles y Responsabilidades del Regulador. • Obligaciones y Derechos de los Agentes, así como penalizaciones por incumplimiento. Claridad • Del Gobierno, de los consumidores y de los oferentes. • Mismo nivel entre diferentes tipos de oferente y consumidores (Ecuanimidad). Independencia Consistencia • Decisiones Razonables, Uniformes y no discriminatorias. • Basadas en el Marco Regulatorio Vigente. (Sin cambio del Marco). Efectividad y Eficiencia • Lograr cumplir los objetivos por el cual se ha creado. • Cumplimiento bajo criterios de óptimos económicos y en plazos establecidos. Flexibilidad • Capaz de responder a situaciones puntuales del mercado y del sector. • Capaz de evolucionar en la medida que cambian las condiciones del entorno. Equilibrio • Asumir objetivos y/o riesgos acordes con el Sector. • Evitar estrangulamiento excesivos o sobre costes a alguno de los Agentes. Responsabilidad • Justificación y evaluación de sus acciones. (Audiencias). • Fiscalización por otros entes del Estado.

30. Estabilidad del Sector Eléctrico.El Regulador debe lograr el equilibrio entre los Agentes. • Ministerios (Supuesta Independencia). • Personeros de Gobierno e Instituciones. • Intereses Políticos y del País. • Influencias Indirectas (Otros sectores). Cumplimiento de Objetivos • Políticos • Macroeconómicos Gobierno Regulador • Servicio. • Calidad. • “Precios Bajos” • Rentabilidad acorde a Riesgo • “Reglas Claras” Consumidores Agentes • Variados según Segmentación: • Industrial, domiciliario, comercial. • Urbano, rural. • Regulados, No regulados. • Empresas privadas y/o públicas en cada tramo de la cadena de valor. • Potenciales entrantes. • Inversores directos e indirectos. (Bancos). Un Marco Regulatorio adecuado en que cada Agente del Sector logra sus objetivos.  Estabilidad y Confianza. (Requisitos básicos para la inversión).

31. Estabilidad del Sector Eléctrico.El Regulador debe lograr la correcta rentabilidad de las Inversiones. • Equilibrio Económico Financiero sostenible • Retornos acordes al nivel del riesgo asumido (*) • Nuevas Inversiones coherentes con precios de largo plazo Rentabilidad INVERSOR • Existencia de un Regulador Racional y Técnico • Marco Regulatorio equilibrado (Estable y ecuánime) • Es aceptable la evolución positiva del Marco. Ámbito Regulatorio Estabilidad • Mantenimiento de la Legalidad • Independencia de Poderes • Respeto a Acuerdos Comerciales Ámbito Jurídico VALOR DE LA INVERSIÓN (*) Riesgo se recoge en las primas adicionales en WACC: • Estabilidad Política. Seguridad • Estabilidad Económica • Estabilidad Sectorial • Estabilidad Tributaria • Movilidad de Capitales • Prima Riesgo País • Prima Sectorial • Riesgo Cambiario • Apalancamiento • Otras

32. Inversión.Lo que garantiza una adecuada rentabilidad a lo largo de la Cadena. • Licitación en la expansión del Sistema • Acceso Libre y sin discriminación • Retribución que pague la expansión • Reparto del coste de expansión entre Demanda y Oferta Cliente Final Generación Transmisión Distribución • Ajustes de precio a cliente final que reflejen los incrementos de costes de la cadena. (IPC, IPM, etc.). • Retribución por Capacidad • Valoración de la Energía a coste marginal (eficiencia) • Incentivo suficiente a la inversión (Señales de mercado) • Posibilidad de contrataciones a largo plazo • Clientes No Regulados por mutuo acuerdo • Distribuidores (Regulados) a precio estabilizado • Garantizar cercanía entre precios libres y regulados • Transparencia entre Energía nueva v/s existente Precio de la Energía a Cliente Regulado • Estable, pero que refleje coste reales aguas arriba. • Retribución Dx igual al VAD por su gestión. • Pass-through completo de las compras de energía. + + = Precio Generación Precio Transmisión Precio Distribución Precio a Cliente Final Coste Gx + Margen Gx Coste Tx + Margen Tx Coste Dx + Margen Dx O&M Inversión Coste Combustibles Nueva Capacidad O&M Inversión Expansión de la Red O&M Inversión Compras de Energía Expansión de la Red Nota: Comercialización está incluida dentro de Distribución

33. Tal y como manifiesta la AIE: “Más importante que la cantidad absoluta de recursos financieros disponibles a escala mundial, o incluso a nivel local, es la cuestión de si las condiciones en el sector energético son las adecuadas para atraer el capital necesario. [...] Los gobiernos necesitan crear unas condiciones reguladoras más estables, transparentes y predecibles a fin de que los participantes en los mercados competitivos puedan evaluar los riesgos, y que las estructuras de mercado no supongan un obstáculo para las inversiones que resultan viables desde el punto de vista económico”.