Mercados Energéticos: Los Desafíos del Nuevo Milenio. Extensión Comahue

Mercados Energéticos: Los Desafíos del Nuevo Milenio. Extensión Comahue

TotalFinaElf- - MERCADO ELECTRICO ARGENTINO Situación Actual y Desafíos Ing. Horacio Turri Gerente General Julio de 2002 2

Agenda Inserción de la Argentina en las Breve descripción del Mercado Eléctrico Argentino Impacto de la Ley de Emergencia Pública y Decretos Reglamentarios El Nuevo Desafío 3

Sistema Interconectado Nacional - Numeros Clave Capacidad Instalada: 22344 MW 60% Termico 40% Hidraulico Red de Transporte 9400 km Lineas AT (500kV/220kV) 11800 km Lineas MT (220kV/66kV) Demanda Electricidad - 2001: Energia: 73.6 TWh/year Max Potencia: 14061 MW Exportación Energía: 4.2 TWh/yr 4 Ventas Anuales Mercado Mayorista: Mercado Spot: 56% 1.1 Bln $ Mercado Cttos: 44% 0.9 Bln $ Total 2.0 Bln $ Contratos de Venta de Energía 2000 contratos Demanda Electricidad / variacion PBI Elec PBI 2001/1981 +4.2% +1.3% 2001/1992 +5.6% +2.1% 2001/2000 +2.3% -4.0% 21 sem 2002/01-6.8% Ult. 52 sem. -2.7% Peor Año (89) -5.5%

Marco Regulatorio 1991 Ley 24065 - Marco Regulatorio Electrico Separa activos de Generacion, Transporte y Distribucion de las compañías nacionales y provinciales verticalmente integradas, sentando los lineamientos de la regulacion de cada segmento: Generación Distribución Transporte Naturaleza del Mercado Fijación de Precios Expansión Competencia Costo Marginal de Corto Plazo A libre decisión de agentes Monopolio Natural Monopolio Natural Tarifas Reguladas según Contratos de Concesión y autorizadas por el ENRE. Penalidades. Obligación del Distribuidor dentro de su área de concesión No es responsabilidad del Transportista, sino de los Beneficiarios 5

Marco Regulatorio Inserción de la Argentina en las Estructura Tarifaria Variables Relevantes de Costo Impuestos Transporte Distribución Regulado Mano de Obra Costos de Mantenimiento en US$ Servicio de Deuda en US$ Inversiones: Equipamiento importado = US$ Generación Libre Costos de Mantenimiento dolarizados Servicio de Deuda dolarizado Inversiones: Equipamiento importado = US$ Suministro Gas Pesificado 1:1. Hasta cuando? Clima: (Hidro, Consumo Comb. Líquidos) 6

ARGENTINA : PRECIOS SPOT Inserción de la Argentina en las PRECIOS MONOMICOS OBSERVADOS us$/mwh 42 39 36 33 30 27 24 21 18 15 12 9 6 3 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Fuente: Cammesa 7

Inversión (MW) 2000 10000 MW 1600 1200 800 400 Agotamiento del impulso inversor 8000 6000 4000 2000 0 92-93 93-94 94-95 95-96 96-97 97-98 98-99 99-00 00-01 01-02 02-03 MW Acumulados 03-04 04-05 0 Fuente: Cammesa Potencia Instalada, acumulada desde 1992 Incremento Anual de Potencia Instalada 8

Precios Monómicos Internacionales Inserción de la Argentina en las 45 40 35 31,8 31,2 36,9 35 36,2 42 us$/mwh 30 25 20 15 10 23,3 7,3 5 0 UK España Brasil Chile Bolivia Fuente: C.A.I.S.E. - Cámara Argentina de Inversores en el Sector Eléctrico 9 Perú Argentina 2001 Argentina 2002

Tarifas Residenciales Comparación Internacional 240 Fuente : Electricity Association 223 200 us$/mwh 160 120 80 72 74 128 129 142 144 40 24 0 Canada Nueva Zelanda Argentina 2002 Reino Unido España Francia Italia Japon 10

Tarifas Industriales Comparación Internacional Inserción de la Argentina en las 140 120 Fuente : Electricity Association 123 us$/mwh 100 80 60 40 43 49 86 83 55 88 20 15 0 Canada Nueva Zelanda Argentina 2002 Reino Unido España Francia Italia Japon 11

Contexto post Ley de Emergencia Pública Impacto en las compañías de servicios públicos PESIFICACION 1:1 Tarifas sin reajuste: Constitución Comité de Renegociación. Propuestas de renegociación demoradas (originalmente previstas para mediados de Junio 02) Impacto en las compañías de generación eléctrica DEFAULT FINANCIERO: Deterioro de ingresos expresados en US$: cesación de pagos de compromisos financieros; se prioriza asignar recursos financieros a la continuidad operativa de las compañías. SUMINISTRO COMBUSTIBLES LIQUIDOS: La ausencia total de acceso al crédito impide llegar a acuerdos comerciales para la compra de combustibles líquidos necesarios para el período invernal. Incertidumbre sobre pesificación de precios de referencia 1:1. 12

Contexto post Ley de Emergencia Pública SUMINISTRO de GAS: Planteo de los proveedores de gas: no sostenibilidad de la industria a los niveles de precio pesificados 1:1. Imposibilidad de enfrentar inversiones para compensar la declinación natural de producción de los yacimientos para reponer reservas consumidas anualmente. PESIFICACION 1:1 CONTRATOS EXPORTACION: Impacto en generación de divisas; exportación de beneficios de la pesificación. (Valor exportaciones EE del orden de 230 MM US$) ALTA MOROSIDAD: Demora en los plazos de cobranza de ventas al MEM y a clientes particulares agrava aún más la situación financiera. Múltiples monedas (bonos provinciales). DECLARACION CVP: Escenario de incertidumbre político económica, y su impacto en los mercados financieros, imposibilita continuar con la fijación de costos variables de producción fijos por períodos semestrales. 13

Resolución Secretaría de Energía 8/2002 (03/02) 3 Ejes conceptuales: 1: Costos variables de producción / Criterios para Sanción de precios spot 2: Prefinanciación de combustibles líquidos 3: Mercado Spot Anticipado Costos variables de producción / Criterios para Sanción de precios spot Eliminación tope 115% para reconocimiento de CVP Declaración semestral con redeclaración quincenal Desagregación de costos variables totales en costos de combustible, variables de mantenimiento y otros costos variables. Informe Técnico con memoria de cálculo. Topes por categoría de costo y por tipos de unidades. Despacho de unidades en función de costos variables totales reconocidos por SE, y sanción de precios spot horarios en función del Precio de Referencia más alto de la unidad en servicio. 14

Resolución 8/2002 Precio: $/MWh P Real Teorico P Mercado Pérdida de Excedente del Productor = Distorsión de la señal de Precio Sobrecostos Transitorios de Despacho Impacto Mercado Mayo-Diciembre 2002 (proyectado) Pérdida de Excedente del Productor: 149 MM$ (16% Margen) 168 MM $ ( Rectangulo ) 19 MM $ ( Triangulo ) Pérdida Mayo-Octubre: 130 MM$ = 18% del Margen Q Demanda: MW Curva de Oferta de Precio de Referencia / 120 $/MWh Equivalente a 3 $/MWh Curva de Oferta de CVP Máximo Reconocido (Costo Combustible + Mantenimiento + CVNC) 15

Resolución Secretaría de Energía 8/2002 (-) Coyuntura Fuerte restricción de orden político: Inviabilidad de reflejar el verdadero costo de la energía eléctrica en las tarifas por impacto inflacionario. Priorizar garantizar el suministro del servicio durante la transición. Evitar distorsionar el marco regulatorio sobre el cual se realizaron cuantiosas inversiones. Precio Estacional en vigencia bajo (Precio Energía 11.93 $/MWh) (+) Parque instalado de última generación, recuperación significativa de niveles de disponibilidad de unidades (escenario totalmente distinto a principios de los 90) Caída de la demanda de energía eléctrica. Saldos considerables en Fondo de Estabilización 16

Objetivos Reglamentación de Transición Asegurar el suministro de energía en el corto plazo con el menor impacto posible sobre los índices de inflación. Fijación de precios estacionales de energía a niveles idénticos (en pesos) a aquellos vigentes en el invierno 2001 El Nuevo Desafío Proceso de Recomposición Costos Acreedores Inversores Situación Normal Normal Devaluación Pesificación Default Transición Nueva Nueva Situación Recompuesta 17