REGULACION DEL SERVICIO ELECTRICO EN LA ARGENTINA VII

“REGULACION DEL SERVICIO ELECTRICO EN LA ARGENTINA” VII Reunión de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Oaxaca, México 25 -28 de Mayo de 2003 Ernesto M. Kerszberg Asesor del Directorio del Ente Nacional Regulador de la Electricidad ekerszberg@enre. gov. ar

Situación Previa a la Transformación (‘ 92) El Estado Empresario (Pobres Resultados). Confusión de Roles (quien presta el servicio, quien regula y quien controla). Tarifas Políticas (sin sustento económico). Desinversión Generalizada (por restricciones y elevado déficit operativo). Crisis de Abastecimiento a los consumidores.

Antecedentes de la Crisis ¯ Inicio de la crisis electroenergética 1987: Ø Reducción de reservas en El Chocón entre julio y octubre de 1987 por trabajos de mantenimiento de presa. Ø Retraso en la habilitación de equipos generadores por razones económicas o atrasos en la ejecución de obras. Ø Deterioro del parque generador térmico por postergación o suspensión de los planes de mantenimiento programado de carácter correctivo, aunque el preventivo también se vio desplazado para atender las necesidades de la crisis. Ø Baja hidraulicidad en el 88/89 en los ríos de la cuenca del Comahue acompañado de lapsos de bajos aportes en el río Uruguay. Ø Alta indisponibilidad del parque Nuclear.

Antecedentes de la Crisis Energía no suministrada 16% ENS/mes 25% ENS/día

La Transformación del Sector Eléctrico Diferenciación entre actividades de Mercado y actividades Reguladas. Precios de Mercado para las Actividades de Riesgo (Generación). Concesión para las Actividades Reguladas (distribución, transporte y uso del agua para generación hidroeléctrica). Privatización. Creación de Instituciones requeridas por el Modelo: Administración del Mercado (CAMMESA) Regulación (ENRE).

Nueva Organización del Sector Eléctrico ESTADO NACIONAL Secretaría de Energía Generadores ENRE MERCADO Transportistas Grandes Usuarios Distribuidores CAMMESA

Actores del Sistema Eléctrico GENERACION TRANSPORTE Y DISTRIBUCION GRANDES USUARIOS CAMMESA Competencia. Libre ingreso. Precios no regulados. Declarado de interés general Monopolio natural. Concesiones. Precios regulados. Libre acceso. No discriminación. Declarado de servicio público Libertad de contratación. Miembros del MEM. Su suministro es competitivo. Compañía sin fines de lucro. Encargada de administrar el MEM. Despacho Económico. Precio horarios. Miembros: • Generadores • Distribuidores • Transportistas • Grandes usuarios

Funcionamiento del MEM Esquema global GENERACION TRANSMISION DISTRIBUCION COMPETENCIA MONOPOLIO REGULADO Privados Transportista Alta Tensión Cooperativas Transportistas Independientes Distribuidoras Transportistas Regionales COMERCIALIZACION Estado Nacional Estados Provinciales Importaciones Transportistas Internacionales CONSUMIDORES TARIFA REGULADA Clientes Cautivos < 30 k. W COMPETENCIA MERCADO LIBRE CONTRATOS Clientes Libres 30 k. W Comercializadores Exportaciones

RESULTADOS

Evolución de la Potencia Instalada %IND

Actores del MEM y MEMSP

Evolución de los Contratos

Precios Medios Anuales MEM de Energia y Monómico Spot ($/MWh) Los precios de la energía bajaron abruptamente desde 1992 como resultado de la nueva estructura del mercado eléctrico

Precios Medios Anuales MEM de Energia y Monómico Spot (u$s/MWh) Los precios de la energía bajaron abruptamente desde 1992 como resultado de la nueva estructura del mercado eléctrico

Regulación en Base a Incentivos Resultados

Exportaciones Mayores de Energía Eléctrica Rincón Garabí-Itá(Brasil) I-1000 MW (Operativa) Rincón Garabí-Itá(Brasil) II-1000 MW (Operativa) Nueva Güemes-Norte Grande (Chile) 600 MW (Operativa) - Solicitó Vinculación MEM Salto Grande-UTE (Uruguay) 200 MW (Operativa) Rincón- San Pablo 1200 MW (en trámite)

Resultados del Nuevo Modelo del Sector Eléctrico u La segmentación vertical fué útil para introducir la competencia. u Eliminación del riesgo de desabastecimiento u Disminución importante del precio mayorista. u Incremento de los acuerdos de suministro libremente pactados entre consumidores no cautivos y empresas productoras de energía eléctrica. u Aumento de la calidad de suministro recibida por los usuarios. u Avances en el proceso de integración energética regional. u Participación de los consumidores y todos los sectores interesados en las decisiones que afectan su patrimonio económico, ambiental o social.

Evaluación del Modelo Argentino (I) Objetivo Asegurar el Abastecimiento Mejorar la eficiencia Precios justos y razonables Mercado estable Resultado Positivo Incremento de la capacidad de generación por encima del crecimiento de la demanda Optimización del uso del gas natural e importante renovación tecnológica § Hasta ahora: Mercado generador competitivo y baja sustancial de precios. § Futuro: tendencia a precios levemente crecientes (gas, aumento de demanda) Instrumento: Estudios de prospectiva en gas y electricidad Aspectos a resolver Incertidumbre sobre nueva inversión en generación Mercado de gas concentrado Tendencia hacia la concentración e integración vertical Alta proporción del mercado “spot” § Poco incentivo para el desarrollo de contratos de largo plazo § Pase a tarifas de contratos de las distribuidoras §

Evaluación del Modelo Argentino (II) Objetivo Inversión en nueva capacidad en generación Resultado Positivo § § Libertad de inversión, riesgo privado. Instrumento: obligación de suministro de las distribuidoras (falta incentivo a contratos de LP) Inversión en nueva capacidad de transporte § Inversión en interconexiones internacionales Negocios firmes: § Brasil (+ 3200 MW) opción de potencia con energía asociada § Chile (600 MW) generación aislada a interconectarse § Proyectos en desarrollo § Aspectos a resolver § § § Involucramiento y decisión de § los interesados directos (agentes del mercado). § Riesgo privado § § § Precio convencional para la potencia Precios por semestre adelantado (no spot) a distribuidores Precio basado en el costo variable (combustible) Señal insuficiente en obras por confiabilidad Complejidad y problemas jurisdiccionales Faltan intercambios de oportunidad y tránsito Falta valorar calidad Resolución de disputas Necesidad de un Mercado Regional de Libre Comercio Armonización reglamentaria

Evaluación del Modelo Argentino (III) Objetivo Protección de los usuarios Resultado Positivo § Seguridad de abastecimiento § MEM competitivo § FTT regulada, mejora de la calidad y de las tarifas § Control estricto de Passthrough § Desregulación minorista paulatina Aspectos a resolver § Separar el negocio de red de la comercialización § Reducir carga impositiva sobre los usuarios § Mejorar señales para uso racional de la energía

EMERGENCIA ECONOMICA

Nuevo escenario ecónomico Crisis. Devaluacion Modificacion del marco legal Cambios regulatorios? • Sostener sistema • Prestacion eficiente • Ecuacion calidad-precio • Inversiones • Problematica social Impacto sobre las concesiones • Renegociación de los contratos • Price cap sustentado en costo + rentabilidad • Variacion de costos. Insumos importados • Estructura de capital. Nivel de endeudamiento

Diagnostico del MEM u No se visualiza riesgo de abastecimiento por déficit de infraestructura en el mediano plazo. El sistema soporta un crecimiento de la demanda del orden del 15/18 %, siempre y cuando se mantenga la disponibilidad del equipamiento u Comportamientos resultantes de la necesidad mantenimientos mayores o problemas por falta mantenimiento son difíciles de predecir. u En el mediano plazo la dificultad de acceso al mercado de capitales puede mantener la falta de inversión existente en el MEM y se comprende la necesidad de trabajar en soluciones alternativas si el escenario actual se mantiene. de de

El futuro del Servicio Eléctrico Posible Evolución de Oferta y Demanda MW 25000 Restricciones de generación . Restricciones de transporte Restricciones de distribución 20000 15000 (2) Potencial crisis de desabastecimiento (1) 10000 5000 (1) 1000 MW - 2 da. etapa exportación a Brasil Tiempo mínimo de gestión (2) 1200 MW - 3 ra. etapa exportación a Brasil de una central 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Potencia instalada Potencia firme x Demanda real Demanda proyectada (+3 %) Un incremento (o reducción) un 1% en el crecimiento de la demanda se refleja en 1 año de adelanto (o retraso) del momento de desabastecimiento. Crecimiento 4%: crisis 2005, 3%: 2006, 2%: 2007

MEM – Medidas Transitorias Ø Ø Ø Ø Ø Prefinanciación para los combustibles líquidos Declaración de CVP y VA Quincenales Precio Máximo de la Energía en el Mercado Spot sin déficit de oferta Mercado Spot Anticipado con ofertas por un período de 8 meses y prioridad de pago Desagregación del pago de la energía y la potencia disponible de las unidades generadoras Se agregan dos servicios de reserva de Mediano Plazo que se licitarán. Se suman a la remuneración actual de los Generadores, con Compromiso de Disponibilidad y Penalización: – Reserva de Disponibilidad con Garantía de Combustible – Reserva de Confiabilidad Reserva de corto o mediano plazo que prestan los Grandes Usuarios Interrumpibles Obras de Adecuación y Seguridad de Abastecimiento, por única vez Criterios de diseño del Sistema de Transporte Metodología de Consolidación de Deudas.

La renegociación de los Contratos de los Servicios Públicos Durante el primer periodo “de emergencia”no se establecerían modificaciones permanentes. Se definiría un recorrido de dos etapas para la adecuación de los contratos. Primera etapa-Medidas para la continuidad en la prestación de los servicios en condiciones técnicas y económicas compatibles con la duración y características de la emergencia. Segunda etapa- Vinculada con las modificaciones de carácter permanente que, restablecido el equilibrio de la economía, se podrán incorporar a las normas regulatorias y a los contratos. Se incluiría en la primera etapa la aplicación de un sendero de adecuación de las prestaciones que permita acercarse paulatinamente a las condiciones de salida de la emergencia.

Renegociación de contratos(1) Pautas • Mantener la prestación de los servicios. • Mantener lo esencial del marco regulatorio • Absorción compartida de los efectos. • Mantener la relación tarifa/costo. • Preservar fuentes de trabajo • Negociar por empresa, resultados por actividad. • Dos etapas y sendero intermedio de adecuación. • Transparencia de lo actuado. • Preservar el rol permanente de los ENTES.

Renegociación de contratos(2) Medidas Inmediatas Objetivo mínimo: cubrir costos de explotación e inversiones impostergables. Medidas: • Aumento de Emergencia. • Rediseño de tarifas. • Tarifa social.

Renegociacion de contratos(3) Inversiones • Elaboración de los planes a ejecutar durante la emergencia. • Restablecimiento de los incentivos de largo plazo para la inversión.

Renegociación de contratos(4) Retribuciones al capital • • • Valorización de la base de capital. Dividendos. Endeudamiento. Ø Las políticas por empresa han sido diferentes. Ø Las situaciones patrimoniales, por lo tanto, muestran grandes diferencias. Ø La renegociación debe restituir la retribución del capital tanto propio como de terceros.

Renegociación de contratos(5) Calidad del servicio y sanciones • Mantener el esquema de control. • Empezar a pensar como cambiarlo en la segunda etapa. • Costo del servicio no suministrado. • Desplazar el pago de sanciones fuera del período de emergencia.

Muchas Gracias

“REGULACION DEL SERVICIO ELECTRICO EN LA ARGENTINA” Información adicional

Potencia Bruta Máxima Generada Anual en el MEM

Demanda Anual de Energía - MEM

Características Eléctricas Regionales - 2002 NOA Capacidad de Generación Máxima Demanda Registrada NOA 1597 MW 954 MW NEA 1858 MW 505 MW CUYO 1372 MW 739 MW CENTRO 2150 MW 1039 MW BA+GBA+Litoral 10049 MW 9021 MW NEA Región CUYO LITORAL CENTRO GBA BUENOS AIRES COMAHUE PATAGONICO MEMSP TOTAL 5805 MW 544 MW 778 MW 649 MW 23609 MW 13352 MW

Generación Capacidad Instalada (MW) A Diciembre 2002 Energía Generada (GWh) Año 2002 TOTAL 23. 609 TOTAL 79. 124 GWh MEM + MEMSP potencia máxima demandada 13. 352 MW Incluye: autogeneración y cogeneración No incluye: importación

Generación por Empresa Año 1991 HIDRONOR 13. 17% SEGBA 23. 33% CNEA 17. 29% EPEC + SESLEP 5. 05% CTMSG 8. 84% ESEBA 8. 78% AYE 23. 54%

Generación por Grupo Económico Año 2002

Evolución Histórica de los Consumos Específicos

Red de Transporte Alta Tensión y DISTROS (a dic. 2001) Transmisión Extensión (km) Líneas 500 k. V 9. 101 Líneas 330 k. V 1. 111 Líneas 220 k. V 1. 403 Líneas 132 k. V 12. 572 Transformación (MVA) Capacidad 21. 049

Actores del MEM y MEMSP a Diciembre 2002 MEMSP TOTAL Generadores 38 5 43 Cogeneradores 3 Autogeneradores 12 1 13 Distribuidores 63 3 66 Grandes Usuarios Mayores (GUMAs) 302 20 322 Grandes Usuarios Menores (GUMEs) 1949 9 1958 3 Grandes Usuarios Particulares (GUPAs) 57 Transportistas AT / DISTRO y PAFTT 62 4 66 2486 42 2528 Total Agentes 57 Comercializadores Activos 4 4 PAFTT no Agentes 37 1 38 Total Actores 2527 43 2570 Total de Contratos 2348 22 2370

Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuestos TARIFA RESIDENCIAL - Consumo 400 k. W/h/BIM -38 % - 39 % * Los valores iniciales corresponden a septiembre de 1992 para EDENOR y EDESUR y diciembre de 1992 para EDELAP Estas cifras están expresadas en pesos de Agosto de 2002 Para el ajuste se utilizó el I. P. C.

Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuesto TARIFA INDUSTRIAL - Consumo 100000 k. Wh/MES - Potencia 350 k. W - 43% - 44 % - 43 % s/categoría CIER - Industrial G * Los valores iniciales corresponden a septiembre de 1992 para EDENOR y EDESUR y diciembre de 1992 para EDELAP Estas cifras están expresadas en pesos de Agosto de 2002 Para el ajuste se utilizó el I. P. C.

Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuesto TARIFA COMERCIAL - Consumo 20000 k. Wh/MES - Potencia 120 k. W -34% - 34% s/categoría CIER - Comercial H * Los valores iniciales corresponden a septiembre de 1992 para EDENOR y EDESUR y diciembre de 1992 para EDELAP Estas cifras están expresadas en pesos de Agosto de 2002 Para el ajuste se utilizó el I. P. C.

Tarifas Internacionales Potencia anual 2500 k. W – consumo 13. 140 MWh (industrial) Precios del año 2001 con impuestos Precios en U$S cents/k. Wh (1 U$ dólar =3 pesos argentinos) Fuentes: Electriciy Association (UK) International Electriciy Prices, EDENOR, LIGHT

Tarifas Internacionales Tarifa Residencial 3300 k. W anual Precios del año 2001 con impuestos Precios en U$S cents/k. Wh (1 U$ dólar =3 pesos argentinos) Fuentes: Electriciy Association (UK) International Electriciy Prices, EDENOR, LIGHT

Exportacion / Importacion