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1 entina: Éxitos y debilidades de la reforma del sector eléctrico en Argentina

2 Sector Eléctrico Modelo Estatal Empresas estatales integradas verticalmente Planeamiento centralizado Empresas con dificultades financieras en las empresas 1988/89 crisis energética con cortes programados

3 1992 REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO

4 Sector Eléctrico Modelo Estatal Empresas estatales verticalizadas Planeamiento centralizado Señales tarifarias erradas generan dificultades financieras em las empresas 1988/89 crisis energética con cortes programados Reforma del Sector Incentivo a la participación privada Estado con papel de regulador Segmentación vertical: generación, transporte y distribución Competencia en la generación Libre acceso Monopolio regulado en la transmisión y distribución Tarifas reflejan costos eficientes

5 Estructura del Mercado OFERTA GENERADORES PRIVADOS INDEPENDIENTES RED TRANSCO DEMANDA DISTRIBUIDORES GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL Y PROVINCIAL GENERADORES BINACIONALES (GRANDES HIDROELÉCTRICAS) SPOT Y CONTRATOS GRANDES USUARIOS COMERCIALIZADORES INTERCONXIONES CON OTROS PAÍSES (importación, comercialización) POTENCIA INTERCONXIONES CON OTROS PAÍSES (exportación, comercialización) 5

6 Generadores Acceso abierto a la generación Despacho económico centralizado (competencia en generación). Pueden vender electricidad a Grandes Usuarios y empresas Distribuidoras a través de contratos. Pueden comprar y vender en el Mercado Spot. Pueden exportar a otros mercados. Despacho basado en los costos variables y costos de oportunidad Unidades térmicas indican su costo variable de producción para cada tipo de combustible con un máximo regulado función de precios de combustible. Las centrales hidroeléctricas indican valor de agua Importaciones de otros Mercados. Ofertan precios en la interconexión 6

7 Empresas Distribuidoras Contrato de Concesión: Obligaciones, tarifas, Sanciones Obligación de abastecer a clientes cautivos con normas y estándares de calidad de servicio. Penalidades por incumplimientos Tarifas reguladas incluyen: Precios de Mercado estabilizados. VAD regulado, incluye costos de capital, de expansión, costos de O&M, nivel de pérdidas reguladas y rentabilidad. 7

8 Grandes Usuarios Liberalización gradual. Grandes Usuarios Mayores (GUMA): demanda máxima mayor a 1 MW Deben contratar al menos un 50% Tienen medición horaria y pueden comprar y vender en el Spot. Grandes Usuarios Menores (GUME): demanda máxima entre 30 kw y2mw. Tienen el perfil de carga que asume la empresa Distribuidora. Deben contratar el 100% 8

9 Transmisores Responsables de la Operación y el mantenimiento No tienen obligación de expandir pero tienen el derecho de competir en la expansión del sistema. Ingresos constantes por periodos tarifario (5 años). Obligaciones de calidad y desempeño. Sanciones por incumplimiento asociadas a sus ingresos 9

10 Remuneración de la Transmisión Ingresos Variables Estabilizados: surge de la diferencia entre los precios de energía nodales (congestión y pérdidas). Ingresos Fijos: Ingresos por Conexión. Ingresos por Capacidad de Transporte distribuido entre los usuarios a través del método de áreas de influencia. Sanciones por calidad de servicio Cargos de Transporte a Usuarios Cargos a Usuarios Usuarios Cargo de Conexión Cargo Complementario Cargos Variables Energía y Potencia Ingresos del Transportista Ingreso por Conexión Ingreso por Capacidad de Transporte Ingresos por Energía Eléctrica Transportada Ingresos Transportista Sanciones 10

11 Expansión de Transmisión Uso Propio Beneficio público. Solicitadas por un grupo de agentes del mercado. Son aprobadas por el ENRE. Se requiere que no haya oposición de un conjunto significativo de usuarios de la transmisión Iniciadas por el gobierno Plan Federal. Los Participantes del Mercado participan a cambio de derechos de congestión. El costo restante, es financiado a través de un cargo para todos los consumidores. Plan de Confiabilidad, financiado por un fondo proveniente de los cargos por congestión, a ser pagado a través de un cargo por los usuarios de la expansión de la transmisión. 11

12 Remuneración de las ampliaciones de Transmisión Cargos de Transporte a Usuarios Ingresos del Transportista Independiente (Construcción, Operación y Mantenimiento) Cargos a Usuarios Cargo Complementario Cargos Variables Energía y Potencia CANON Ingresos Transp.Independ. Supervisión Sanciones Transener Usuarios 12

13 Despacho de generación PROGRAMACION ESTACIONAL Horizonte: 3 años Periodo programado: 6 meses Ajuste : trimestral Valorización embalses estacionales PROGRAMACION SEMANAL Horizonte: 2 semanas Periodo programado : Despacho para cada día de la semana 1 semana PROGRAMACION DIARIA Horizonte : 1 dia Periodo programado : 1 dia Despacho centralizado CAMMESA Despacho horario OPERACION EN TIEMPO REAL Y REDESPACHO Horizonte : 24 Hs PRECIOS ESTACIONALES Redespacho del resto del día PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO SPOT 13

14 Precio de la Energía Generadores Térmicos Costos Variables de generación Combustible O&M Precio de Mercado (horario) Centrales Hidráulicas Costos de Oportunidad Costo de abastecer el próximo MW con reserva requerida = PM Costo de Falla ($/MWh) < 1,6% 120 < 5,0% 170 < 10,0% 240 > 10,0% 1500 Congestión y pérdidas en transmisión originan precios de nodo diferentes. El precio de mercado se define en el centro de cargas del sistema (BsAs) 14

15 Precio de Energía Estabilizado DISTRIBUIDORES Compran Grandes Usuarios PRECIO ESTACIONAL (promedio esperado 3 meses) MERCADO SPOT PRECIO HORARIO (actual) Fondo de Estabilización Compran GENERADORES Venden 15

16 Remuneración por Potencia El precio es de 12 $/MWh en las horas fuera de valle en los días laborables. Remuneración a las unidades térmicas: Se paga la capacidad generada más la reserva rodante y la reserva fría. Pago mínimo garantizado: Despacho promedio en la época seca. Remuneración de centrales hidroeléctricas: Pagos por la capacidad promedio generada más la reserva rotante. 16

17 Suficiencia y Precios PRECIOS DE LA ENERGÍA El Mercado logra suficiencia (cantidad / calidad) en el abastecimiento de la demanda y bajos precios de la energía Las actividades del sector (G,T,D) están en manos privadas 17

18 2002 La Crisis del Mercado

19 Crisis Macro Económica Dic 2001 Argentina declara el Default de su deuda externa Se sanciona la Ley de Emergencia Económica Deroga la Ley de convertibilidad. Declara nulos y vacíos todos las cláusulas de ajustes en dólares u otra moneda extranjera y las cláusulas de indexación basadas en mecanismos de precios indexados extranjeros. Todas los precios y tarifas fueron pesificados, convertidos a la tasa de USD 1 = $Arg1. Habilitó al Poder Ejecutivo a renegociar los Contratos de Concesión de acuerdo al impacto de las tarifas, distribución de ingresos, calidad de servicio y utilidad de las empresas. Fuerte devaluación del peso argentino (3$/USD) El gobierno congeló las tarifas de servicios públicos en Pesos. 19

20 Sector Eléctrico Modelo Estatal Empresas estatales integradas verticalmente Planeamiento centralizado Dificultades financieras en las empresas 1988/89 crisis energética con cortes programados Reforma del Sector Incentivo a la participación privada Estado con papel de regulador Segmentación vertical: generación, transporte y distribución Competencia en la generación Garantía de libre acceso Monopolio regulado en la transmisión y distribución Tarifas reflejan costos En Argentina Default Crisis Perdida de la paridad cambiaria Congelamiento de las tarifas Perdida de señal económica para expansión de la generación A nivel internacional Fuerte volatilidad de precios de combustible Crisis financiera internacional

21 Cambios regulatorios Resolución 240/03 Los precios de la energía son determinados considerando que todas las unidades térmicas disponen de gas natural Las diferencias entre el costo variable real y el precio de mercado las paga la demanda como sobrecostos de despacho Se define un precio de mercado máximo de 120 $/MWh (hoy equivalente a 20 USD/MWh) Pérdida de señal económica para la expansión de generación 21

22 Precios de los Mercados Precios de Mercado - Enero Precios de Mercado Valor Tope Res. 240/03 Costo Marginal Operado $Arg/MWh Hora 22

23 Expansión de generación EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA TOTAL EN EL MEM [MW] Desde 2001 no se instala nueva capacidad de generación. La demanda crece a tasas del 7% impulsada por la actividad económica año Crisis Económica NU HI CC TV TG Crisis de Margen de Reserva 23

24 Cambios regulatorios Resolución 406/03 Establece prioridades para el cobro de los generadores. Costos Variables reales (sólo térmicos) Remuneración por Potencia Renta Marginal (diferencia entre Precio de Mercado y Costo Variable) en función de disponibilidad de fondos Auditoría de Costos e indisponibilidad por parte de CAMMESA Tarifas congeladas limitan capacidad de pago. Se incrementa la deuda con generadores 24

25 Cambios regulatorios Resolución SE N 712/2004 Crea el FONINVEMEM (Fondo para Inversiones) Tiene por objeto incrementar la capacidad de generación. Se crean sociedades privadas administradoras de los proyectos y Fideicomisos para el financiamiento. Los proyectos son financiados en forma conjunta entre el sector privado y la demanda. A los generadores que desean participar se les reconoce como aporte la deuda que tiene el gobierno La contraparte del contrato de abastecimiento es el MEM (CAMMESA) 25 25

26 Estructura del FONINVEMEM Aportes a la Obra Aportes operativos X 10 años FONDOS FONINV EMEM D e m a n d a CAMMESA A g e n t e s M E M E x t r a M E M Ingresos por Venta Contrato de Energía con el MEM CAMMESA Ingresos por Venta de Energía al Spot F I D E I C O M I S O (Construcción + 10 años de Operación) Pago a Proveedores Equipo/Obra Pago de Combustible, Insumos y Gastos Repago de la deuda inversores Pago de financiación proveedores Renta por la Gestión 26

27 Cambios regulatorios Resolución 1281/06 Se abastece con prioridad la demanda existente en 2005 Segmenta la demanda. Las demandas con una potencia superior a 300 kw no tienen garantía física por su consumo incremental respecto de 2005 Se crea el denominado «Servicio Energía Plus» La demanda incremental (respecto de 2005) para tener garantía física de abastecimiento debe contratar su abastecimiento con nuevos generadores El precio de los contratos es auditado por el gobierno. Se reconocen costos más un margen de rentabilidad definido por el gobierno La demanda incremental no contratada debe comprar energía al costo marginal del sistema y tiene sanciones. 27

28 2013 El Nuevo Mercado

29 Cambios regulatorios El precio máximo de la energía en el mercado spot sancionado por Res. 240/03 (120 $/MWh) sumado a la devaluación del $Arg hace que el mercado tal como se lo conoció en la década de los 90 s tienda a desaparecer El gobierno planifica la expansión de generación ENARSA (empresa estatal) se convierte en brazo ejecutor de la expansión de generación vía contratos con nueva generación (Resolución 220/07) Los precios de energía diferencian la energía «vieja» de la energía «nueva» 29

30 Cambios regulatorios Resolución 95/13. Nuevo MEM CAMMESA es comprador único de la energía generada Los contratos existentes no se renuevan Los generadores son remunerados bajo un concepto de cost plus Costos Fijos con metas de disponibilidad diferenciados por tecnología Costos Variables No Combustibles Remuneración Adicional diferenciada por tecnología, una parte se integra a un fideicomiso para la expansión de generación Se reconocen costos de combustible reales 30

31 CONCLUSIONES

32 Fortalezas - Debilidades La organización inicial del mercado eléctrico de Argentina fue similar a la adoptada por otros mercados de Latinoamérica. En su primera década ( ) el mercado mostró una gran fortaleza como medio para lograr los objetivos de la reforma eléctrica: Suficiencia, Calidad, bajos precios de la energía y fuerte participación privada en un contexto internacional estable y de bajos precios de combustible. Se integró el mercado a la región permitiendo exportar excedentes El mercado llegó a un equilibrio con precios de la energía del orden de 25 USD/MWh compatible con el costo de desarrollo de generación térmica CC a Gas Natural. La organización del mercado permitió además la expansión de la transmisión vía iniciativa privada (2226 km de 500 kv) 32

33 Fortalezas - Debilidades Desde 2002 al presente el mercado eléctrico está en crisis situación que se considera directamente derivada de la crisis macro-económica de argentina de fines de 2001 y un contexto internacional inestable (crisis financiera) y fuerte volatilidad de precios de combustible Dentro del contexto de crisis el gobierno privilegio la demanda (tarifas congeladas, intervención en el mercado, precios con cap, en un contexto de una fuerte devaluación de la moneda y alta inflación) afectando la expansión de generación y la seguridad jurídica (contratos). 33

34 Fortalezas - Debilidades Para lograr la suficiencia en un contexto de mínima iniciativa privada el gobierno introdujo cambios en el sector eléctrico sin modificar el marco regulatorio (Ley 24065) Expansión de generación para el servicio público con fuerte participación del gobierno Precios diferentes para la energía vieja y la energía nueva Creación de Fondos de Inversión destinados a la financiación de la expansión de generación Segmentación de la demanda. Los Grandes Usuarios con demanda máxima superior a 300 kw deben contratar con nueva generación sus requerimientos adicionales de energía. Nueva generación habilitada a tener contratos directos con CAMMESA y/o la estatal ENARSA Las acciones realizadas permitieron en el periodo : Adicionar 7000 MW de nueva capacidad de generación Adicionar 8682 km de líneas de transmisión (500kV,132 kv) Gradual aumento de los precios de energía en USD/MWh 34

35 Incremento generación / transporte Adición 7000 MW Adición 4093 km en 500 kv 4589 km en 132 kv 35

36 Precios de la Energía Crisis Financiera 80 USD/MWh Crisis del Petróleo 50 USD/MWh 25 USD/MWh 25 USD/MWh 36

37 Fortalezas - Debilidades Los mercados eléctricos organizados en América Latina en las dos últimas décadas en base a costos marginales, entre ellos el de Argentina, muestran como principal fortaleza poder convocar a la inversión privada para realizar actividades de G & T & D Para lograrlo se requiere de reglas estables y seguridad jurídica Eventos externos al sector pueden afectar sensiblemente su funcionamiento principalmente cuando implican cambios significativos en tarifas a usuarios finales lo cual constituye su principal debilidad. Esto se potencia en los mercados de América Latina caracterizados por una fuerte componente de generación hidráulica cuyos costos son fijos. La alternativa de mercado tipo cost plus con licitaciones para la expansión parecería ser la opción de la siguiente década. 37

38 MUCHAS GRACIAS Daniel LLARENS Socio Director Cerrito 388-6to piso Buenos Aires Argentina Tel

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