entina: Éxitos y debilidades de la reforma del sector eléctrico...

entina:

Éxitos y debilidades de la reforma del sector eléctrico en

Argentina

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Sector Eléctrico

… 1988 1989 1990 1991 1992 2000

• Empresas estatales integradas verticalmente

• Planeamiento centralizado

• Empresas con dificultades financieras en las empresas

• 1988/89 – crisis energética con cortes programados

Modelo Estatal

2001 2002 2010

1992REFORMA DEL SECTOR

ELÉCTRICO

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Sector Eléctrico

… 1988 1989 1990 1991 1992 2000

• Empresas estatales verticalizadas


• Señales tarifarias erradas generan dificultades financieras em las empresas


Modelo Estatal

• 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

Reforma del Sector

2001 2002 2010

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Estructura del Mercado

GENERADORESPRIVADOS INDEPENDIENTES

INTERCONXIONES CON OTROSPAÍSES (importación, comercialización)

GENERADORES BINACIONALES(GRANDES HIDROELÉCTRICAS)

GENERADORES DEL ESTADONACIONAL Y PROVINCIAL

OFERTA

COMERCIALIZADORES

GRANDES USUARIOS

DEMANDARED

DISTRIBUIDORESDISTRIBUIDORES

SPOTY

CONTRATOS

INTERCONXIONES CON OTROS PAÍSES(exportación, comercialización)

TRANSCO

POTENCIA

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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 deprecios de combustible.

Las centrales hidroeléctricas indican valor de agua Importaciones de otros Mercados. Ofertan precios en la

interconexión

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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.

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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 kWy 2 MW. Tienen el perfil de carga que asume la empresa Distribuidora. Deben contratar el 100%

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Transmisores

Responsables de la Operación y el mantenimiento

No tienen obligación de expandir pero tienen el derecho decompetir en la expansión del sistema.

Ingresos constantes por periodos tarifario (5 años).

Obligaciones de calidad y desempeño. Sanciones porincumplimiento asociadas a sus ingresos

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Remuneración de la Transmisión

Ingresos Variables Estabilizados:surge de la diferencia entre losprecios de energía nodales(congestión y pérdidas).

Ingresos Fijos: Ingresos por Conexión. Ingresos por Capacidad de

Transporte distribuido entre losusuarios a través del método de“áreas de influencia”.

Sanciones por calidad de servicio

Cargode

Conexión

Cargos deTransportea Usuarios

Car

gos

a U

suar

ios

Ingr

esos

Tra

nspo

rtis

ta

Sanciones

Usuarios

Ingresos delTransportista

CargoComple-mentario

CargosVariablesEnergía yPotencia

Ingresospor Energía

EléctricaTransportada

Ingresopor

Conexión

Ingresopor

Capacidadde

Transporte

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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 unconjunto significativo de usuarios de la transmisión

Iniciadas por el gobierno Plan Federal.

Los Participantes del Mercado participan a cambio de derechosde congestión.

El costo restante, es financiado a través de un cargo paratodos los consumidores.

Plan de Confiabilidad, financiado por un fondo proveniente de loscargos por congestión, a ser pagado a través de un cargo por losusuarios de la expansión de la transmisión.

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Cargos deTransportea Usuarios

Car

gos

a U

suar

ios

CA

NO

N

Ingr

esos

Tra

nsp.

Inde

pend

.

Sanciones

Usuarios

Transener

Ingresos delTransportista Independiente(Construcción, Operación

y Mantenimiento)

CargoComple-mentario

CargosVariablesEnergía yPotencia

Supervisión

Remuneración de las ampliaciones de Transmisión

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Despacho de generación

Despacho centralizado CAMMESA

PROGRAMACIONESTACIONAL

Horizonte: 3 años

Periodo programado:6 meses

Ajuste : trimestral

PROGRAMACIONSEMANALHorizonte:2 semanas

Periodo programado :1 semana PROGRAMACION DIARIA

Horizonte : 1 diaPeriodo programado : 1 dia

OPERACION EN TIEMPOREAL Y REDESPACHO

Horizonte : 24 Hs

PRECIOS HORARIOSDEL MERCADO SPOT

PRECIOS ESTACIONALES

Despacho para cadadía de la semana

Despacho horario

Redespacho delresto del día

Valorización embalses

estacionales

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Costo de abastecer el

próximo MW con reserva requerida

= PMCentrales Hidráulicas

Costos de Oportunidad

Costo de Falla ($/MWh)< 1,6% 120< 5,0% 170< 10,0% 240> 10,0% 1500

Generadores Térmicos

Costos Variables de generación• Combustible• O&M

Precio de Mercado(horario)

Precio de la Energía

Congestión y pérdidas en transmisión originan precios de nodo diferentes. El precio de mercado se define en el centro de cargas del sistema (BsAs)

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Grandes Usuarios

Compran

MERCADO SPOT

DISTRIBUIDORESCompran

PRECIOESTACIONAL

(promedio esperado 3 meses)

PRECIOHORARIO

(actual)

Fondo de Estabilización

Venden

GENERADORES

Precio de Energía Estabilizado

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Remuneración por Potencia

El precio es de 12 $/MWh en las horas fuera de valle en los díaslaborables.

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 reservarotante.

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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

2002La Crisis del Mercado

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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 enmecanismos de precios indexados extranjeros.

Todas los precios y tarifas fueron pesificados, convertidos a la tasade USD 1 = $Arg1.

Habilitó al Poder Ejecutivo a renegociar los Contratos deConcesión de acuerdo al impacto de las tarifas, distribución deingresos, 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.

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Sector Eléctrico

… 1989 1990 1991 1992 2000

• Empresas estatales integradas verticalmente


• Dificultades financieras en las empresas


Modelo Estatal

2001 2002 2012

En Argentina

• Default

• 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

Crisis

• 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

Reforma del Sector

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Cambios regulatorios

Resolución 240/03 Los precios de la energía son determinados

considerando que todas las unidades térmicasdisponen de gas natural

Las diferencias entre el costo variable real y elprecio de mercado las paga la demanda comosobrecostos 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

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Precios de los Mercados

Precios de Mercado - Enero 2008

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

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

Hora

$Arg

/MW

h

Precios de Mercado Valor Tope Res. 240/03 Costo Marginal Operado

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EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA TOTAL EN EL MEM

0

5000

10000

15000

20000

25000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

año

[MW

]

NU HI CC TV TGCrisis Económica

Crisis de Margende Reserva

Expansión de generación

Desde 2001 no se instala nueva capacidad de generación.

La demanda crece a tasas del 7% impulsada por la actividad económica

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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 dedisponibilidad de fondos

Auditoría de Costos e indisponibilidad por parte deCAMMESA

Tarifas congeladas limitan capacidad de pago. Se incrementa la deuda con generadores

2525

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)


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Estructura del FONINVEMEM

F I D E I C O M I S O (Construcción + 10 años de Operación)

FONDOS FONINVEMEM

Demanda

Agentes

MEM

Extra

MEM

Pago a Proveedores Equipo/Obra

CAMMESA

Pago de Combustible, Insumos y Gastos

Repago de la deuda inversores

Renta por la Gestión

Ingresos por Venta

Contrato de Energía con

el MEM

Ingresos por Venta de Energía

al Spot

Aportes operativos X 10 añosAportes a la Obra

CAMMESA

Pago de financiación proveedores

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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 consumoincremental respecto de 2005

Se crea el denominado «Servicio Energía Plus» La demanda incremental (respecto de 2005) para tener

garantía física de abastecimiento debe contratar suabastecimiento con nuevos generadores

El precio de los contratos es auditado por el gobierno.Se reconocen costos más un margen de rentabilidaddefinido por el gobierno

La demanda incremental no contratada debe comprarenergía al costo marginal del sistema y tiene sanciones.


2013El Nuevo Mercado

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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»


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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


CONCLUSIONES

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La organización inicial del mercado eléctrico de Argentinafue similar a la adoptada por otros mercados deLatinoamérica.

En su primera década (1992-2001) el mercado mostró unagran fortaleza como medio para lograr los objetivos de lareforma eléctrica: Suficiencia, Calidad, bajos precios de laenergía y fuerte participación privada en un contextointernacional estable y de bajos precios de combustible.

Se integró el mercado a la región permitiendo exportarexcedentes

El mercado llegó a un equilibrio con precios de la energíadel orden de 25 USD/MWh compatible con el costo dedesarrollo de generación térmica CC a Gas Natural.

La organización del mercado permitió además la expansiónde la transmisión vía iniciativa privada (2226 km de 500 kV)

Fortalezas - Debilidades

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Desde 2002 al presente el mercado eléctrico estáen crisis situación que se considera directamentederivada de la crisis macro-económica deargentina de fines de 2001 y un contextointernacional inestable (crisis financiera) y fuertevolatilidad de precios de combustible

Dentro del contexto de crisis el gobiernoprivilegio la demanda (tarifas congeladas,intervención en el mercado, precios con cap, enun contexto de una fuerte devaluación de lamoneda y alta inflación) afectando la expansiónde generación y la seguridad jurídica (contratos).

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Para lograr la suficiencia en un contexto de mínimainiciativa privada el gobierno introdujo cambios en el sectoreléctrico 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 connueva generación sus requerimientos adicionales de energía.

Nueva generación habilitada a tener contratos directos conCAMMESA y/o la estatal ENARSA

Las acciones realizadas permitieron en el periodo 2005-12: 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

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Adición7000 MW

Incremento generación / transporte2005 - 2012

Adición4093 km en 500 kV4589 km en 132 kV

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25 USD/MWh

25 USD/MWh

50 USD/MWh

80 USD/MWh

Precios de la Energía

Crisis del Petróleo

Crisis Financiera

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Los mercados eléctricos organizados en América Latina enlas dos últimas décadas en base a costos marginales, entreellos el de Argentina, muestran como principal fortalezapoder convocar a la inversión privada para realizaractividades de G & T & D

Para lograrlo se requiere de reglas estables y seguridadjurídica

Eventos externos al sector pueden afectar sensiblemente sufuncionamiento principalmente cuando implican cambiossignificativos en tarifas a usuarios finales lo cual constituyesu principal debilidad.

Esto se potencia en los mercados de América Latinacaracterizados por una fuerte componente de generaciónhidráulica cuyos costos son fijos.

La alternativa de mercado tipo cost plus con licitacionespara la expansión parecería ser la opción de la siguientedécada.

Cerrito 388 -6to piso

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Tel. +54 11 4383 7378

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MUCHAS GRACIAS

Daniel LLARENSSocio – [email protected]

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