Causas y lecciones de la crisis del

sector eléctrico argentino

Carlos A. Romero

Temario

Crisis y transitoriedad permanente

Diagnóstico y regulaciones

Generación

Distribución

Temas a resolver en el corto plazo

Conclusiones

Lo transitorio es la regla Luego de la crisis de 2001, el funcionamiento de corto y largo plazo de los

mercados mayoristas de EE y GN en la Argentina ha sido afectado por cambios regulatorios sectoriales y por la macroeconomía.

Los cambios regulatorios fueron introducidos en los distintos segmentos de la cadena productiva del sector energético. Aguas arriba, precio regulado delgas destinado a usinas y subsidios a la compra de combustible.

Aguas abajo, congelamiento de tarifas de transporte y distribución e introducción de subsidios a la compra de energía.

En el mercado mayorista surgieron múltiples normas que afectaron el precio medio,

Estos cambios fueron fruto de decisiones de política económica relacionadas con otros objetivos (e.g. distribución del ingreso).

Posteriormente, no sólo repercutieron sobre el funcionamiento del sector sino inclusive afectaron negativamente variables macroeconómicas e.g. déficit comercial energético y mayor gasto público

Así, medidas post-crisis que se podrían justificar como transitorias se vuelven permanentes y, con el tiempo, requieren nuevas medidas para ajustar los desequilibrios que estas mismas reglas produjeron.

Subsidios a la energía 2005-2014

19 926

8 783

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Evolución de Subsidios a Energía (MM U$S)

Energía CAMMESA

Generación: coexistencia de múltiples remuneraciones

Se desvanecen paulatinamente las señales de largo plazo que estaban presentes en los precios de energía y potencia La Resolución 240/03 cambió el mecanismo de determinación de precios,

estableciendo una cota al precio que disminuyó las rentas inframarginales que recibían los generadores

El nivel de cota al precio de mercado cayó en términos reales producto de la inflación, lo que en la práctica significó la eliminación de las rentas.

El otro instrumento de largo plazo, el precio de la potencia, no se ajustó y cayó en términos reales

Inicialmente no se generararon mecanismos para compensar la eliminación de la señal de inversiones

En un contexto de demanda creciente, aparece el problema de la insuficiencia de la capacidad de generación. Aparición de mecanismos alternativos de financiamiento y remuneración de

nuevas centrales.

Eliminación de rentas inframarginales (Res. 240/03) El precio de mercado se determina considerando al precio del gas como CVP máximo de

cada central

Precio máximo de $120 MWh (en la actualidad está operativo hasta en horas valle) Sobrecosto transitorio de despacho para compensar a las térmicas con CVP mayor al precio

determinado

Precio máximo no operativo Precio máximo operativo

Eliminación de rentas inframarginales

Precio Monómico: estructura

Potencia instalada disponible y demanda máxima

Menú de remuneraciones actuales: sostenibilidad de corto plazo

La inflación erosionó el precio máximo de la Res 240, lo cual afectó seriamente la sostenibilidad de corto plazo de las empresas de generación.

Menor retribución de la generación para cubrir costos fijos y variables, que afectó de manera disímil a los distintos agentes dependiendo de la tecnología y la antigüedad de los activos.

En consecuencia aparecen medidas correctivas Regulación cost plus en genración (Res. 95/2013 y modificatorias)

Precio de compra de gas regulado (US$ 2,6 MMbtu)

Entrega de combustible subsidiado

Superposición de remuneraciones de corto plazo

Res. 95/13-529/14-482/15 Se compensa a los generadores por la

disminución de las rentas

Se remunera por costos variables (no combustible), fijos más un adicional.

Diferentes remuneraciones por tecnología y tamaño.

Coexisten con: generadores que cobran por el

sistema previo (Spot), cobrando Sobrecostos (área A)

Además, Suministro de combustible a los productores Áreas

$/MWh

Q (MW)

Demanda

Precio Máximo =

120 $/MWh

Generador 482

Generador Spot

A

Menú de remuneraciones actuales: Largo plazo Desaparición gradual de las señales de largo plazo, desincentivando

inversiones eficientes de más bajo costo y acordes con un portafolio afín a criterios de seguridad de suministro del sistema.

Hacia 2007 ya resultaba claro el problema de la insuficiencia de la capacidad de generación.

Por lo tanto, aparición de mecanismos alternativos de financiamiento y remuneración de nuevas centrales. Energía Plus (Res. 1281/06)

Contratos de Abastecimiento (Res. 220/07)

FONINVEMEM (Res. 712/04, 1424/04, 1193/05)

Contratos con unidades controladas por el Estado Nacional (Res. 200/09)

Atención demanda puntuales (Res. 1836/07)

“GENREN” Provisión Energía Eléctrica a partir de Fuentes Renovables (Res. 712/09)

Generación Distribuida ENARSA (Res. 1836/07)

Programa Nacional Grandes Obras Hidroeléctricas (Res. 762/09)

Esquemas superpuestos para remunerar inversiones

D1

$/MWh

Q (MW)

P240

Pmáximo = 120

Oferta real

Oferta 240

P=Cmg

Sobrecostos Transitorios de Despacho

FONINVEMEM

Inversión 1

D2

Res. 220/07

Res. 200/09

Inversión 2Inversión 3

Generación 2014 por tipo de remuneración

Distribución: Escenario crítico

Las empresas de distribución son monopolios dentro de su área de cobertura

Grandes diferencias en escala

Serios problemas que afectan la sostenibilidad de corto y largo plazo de algunas distribuidoras. En particular, Edenor y Edesur.

El congelamiento de tarifas generó atraso en

el Valor agregado de distribución (VAD)

Inversiones en activos de distribución

y afectó la calidad de servicio

Clientes y energía facturada por distribuidora Año 2014

Calidad de la distribución eléctrica - EDENOR

Indicador SAIDI (System Average

Interruption Duration Index)

Indicador SAIFI (System Average

Interruption Frequency Index)

Evolución de las tarifas

Las tarifas de todas las distribuidoras disminuyen en términos reales

La evolución de las tarifas muestra que algunas distribuidoras efectuaron aumentos entre 2008 y 2015

Se requieren aumentos tarifarios para recomponer el VAD, pero también para sincerar el precio en el mercado mayorista

Con la actual dispersión de tarifas los aumentos serían diferentes por distribuidora

alrededor de 400% para Edenor y Edesur y menor para distribuidoras del interior

Tarifas Agosto 2015 ($ por mes)

Tarifas por distribuidora ($ por mes)

Las tarifas fueron deflactadas por el Índice de Salarios Registrados del INDEC (Dic. 2014=100)

Temas a resolver en el corto plazo: mercado mayorista

Disminuir distorsiones Reordenamiento de las remuneraciones. Restablecer las señales

provenientes de los precios spot.

Adecuación de la capacidad Para evitar seguir con medidas ad hoc, proponer un criterio de planificación

de la capacidad Establecer caps pero con un criterio transparente, al menos en una primera

etapa ya que la oferta actual está distorsionada

Evitar la volatilidad inherente a los precios spot Una alternativa sería la Contratación obligatoria de la demanda por parte de

las distribuidoras. Subastas centralizadas.

Credibilidad regulatoria No sería necesario modificaciones a la ley ¿Implementación de contratos de largo plazo?

Precios spot y oferta distorsionada

Oferta actual

Spot actual

$/MWh

Q (MW)

Oferta no distorsionada

Demanda

Cap = $120

Spot no distorsionado

B

A

Temas a resolver en el corto plazo: Distribución

En distribución no serían necesarios cambios regulatorios

Se requiere efectuar, en el plazo más corto posible, Revisiones tarifarias (RT). Los casos más urgentes son Edenor y Edesur.

Las RT probablemente incluyan inversiones comprometidas para evitar que sigan escalando los cortes

Implementar mecanismos de tarifa social

De acuerdo a un informe del CEARE el monto de inversiones para poner a las distribuidoras en régimen requeriría alrededor de us$ 1500 millones +/- us$ 300 millones, dependiendo de la tasa de descuento utilizada y

del driver de las inversiones (clientes o energía)

Conclusiones

Inflexibilidad política y Transitoriedad permanente Medidas transitorias que serían justificables a causa de una crisis económica

terminan en un empeoramiento de las condiciones iniciales

Mantener por tiempo prolongado la segmentación de mercados, falta de señales económicas para decisiones de consumo e inversión, desconexión de decisiones de oferta y demanda terminan requiriendo soluciones más drásticas y costosas para la sociedad

Los subsidios terminan afectando las cuentas fiscales y esxternas

Necesidad de definir el modelo de OI para el EE y su interfaz con GN, lo más rápido posible para dar credibilidad y permitir el desarrollo de proyectos de inversión. Explicitando el grado de descentralización de decisiones, el alcance de la

regulación y actividades/transacciones en competencia, Modalidades contractuales

Muchas Gracias!