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
• Planeamiento centralizado
• Señales tarifarias erradas generan dificultades financieras em las empresas
• 1988/89 – crisis energética con cortes programados
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
• Planeamiento centralizado
• Dificultades financieras en las empresas
• 1988/89 – crisis energética con cortes programados
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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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 dedisponibilidad de fondos
Auditoría de Costos e indisponibilidad por parte deCAMMESA
Tarifas congeladas limitan capacidad de pago. Se incrementa la deuda con generadores
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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)
Cambios regulatorios
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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.
Cambios regulatorios
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»
Cambios regulatorios
30
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
Cambios regulatorios
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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Fortalezas - Debilidades
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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Fortalezas - Debilidades
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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Fortalezas - Debilidades
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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MUCHAS GRACIAS
Daniel LLARENSSocio – [email protected]