VII Reunión de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Oaxaca, México 25-28 de Mayo de 2003 “REGULACION DEL SERVICIO ELECTRICO.

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

2 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. Situación Previa a la Transformación (‘92)

3 Antecedentes de la Crisis  Inicio de la crisis electroenergética  1987:  Reducción de reservas en El Chocón entre julio y octubre de 1987 por trabajos de mantenimiento de presa.  Retraso en la habilitación de equipos generadores por razones económicas o atrasos en la ejecución de obras.  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.  Baja hidraulicidad en el 88/89 en los ríos de la cuenca del Comahue acompañado de lapsos de bajos aportes en el río Uruguay.  Alta indisponibilidad del parque Nuclear.

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

5 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). La Transformación del Sector Eléctrico

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

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

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

9 RESULTADOS

10 Evolución de la Potencia Instalada %IND

11 Actores del MEM y MEMSP

12 Evolución de los Contratos

13 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

14 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

15 Regulación en Base a Incentivos Resultados

16 Exportaciones Mayores de Energía Eléctrica  Rincón Garabí-Itá(Brasil) I-1000MW (Operativa)  Rincón Garabí-Itá(Brasil) II-1000MW (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)    

17 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.

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

19 Evaluación del Modelo Argentino (II)

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

21 EMERGENCIA ECONOMICA

22 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

23 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 de mantenimientos mayores o problemas por falta de 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.

24 El futuro del Servicio Eléctrico Posible Evolución de Oferta y Demanda 5000 10000 15000 20000 25000 1992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007. Potencia instalada Tiempo mínimo de gestión de una central Potencial crisis de desabastecimiento Restricciones de generación (1) (2) 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 Demanda real 1000 MW - 2da. etapa exportación a Brasil 1200 MW - 3ra. etapa exportación a Brasil (1) (2) x Restricciones de transporte Restricciones de distribución Potencia firme MW

25  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. MEM – Medidas Transitorias

26 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.

27 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.

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

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

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

31 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.

32 Muchas Gracias

33 “REGULACION DEL SERVICIO ELECTRICO EN LA ARGENTINA” Información adicional

34 Potencia Bruta Máxima Generada Anual en el MEM

35 Demanda Anual de Energía - MEM

36 Características Eléctricas Regionales - 2002 Capacidad Máxima Región deDemanda Generación 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 COMAHUE 5805 MW 544 MW MEMSP 778 MW 649 MW TOTAL 23609 MW 13352 MW

37 Generación TOTAL 23.609 MEM + MEMSP TOTAL 79.124 GWh MEM + MEMSP A Diciembre 2002Año 2002 Incluye: autogeneración y cogeneración No incluye: importación potencia máxima demandada 13.352 MW Capacidad Instalada (MW)Energía Generada (GWh)

38 Generación por Empresa Año 1991 CNEA 17.29% A Y E 23.54% ESEBA 8.78% CTMSG 8.84% EPEC + SESLEP 5.05% HIDRONOR 13.17% SEGBA 23.33%

39 Generación por Grupo Económico Año 2002

40 Evolución Histórica de los Consumos Específicos

41 Red de Transporte Líneas 330 kV1.111 Líneas 500 kV9.101 Líneas 220 kV1.403 Transmisión Extensión (km) Líneas  132 kV 12.572 Alta Tensión y DISTROS (a dic. 2001) Capacidad 21.049 Transformación (MVA)

42 MEMMEMSPTOTAL Generadores38543 Cogeneradores33 Autogeneradores12113 Distribuidores63366 Grandes Usuarios Mayores (GUMAs)30220322 Grandes Usuarios Menores (GUMEs)194991958 Grandes Usuarios Particulares (GUPAs)57 Transportistas AT / DISTRO y PAFTT62466 Total Agentes2486422528 Comercializadores Activos44 PAFTT no Agentes37138 Total Actores2527432570 Total de Contratos2348222370 Actores del MEM y MEMSP a Diciembre 2002

43 Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuestos * 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. TARIFA RESIDENCIAL - Consumo 400 kW/h/BIM - 39 % -38 % - 39 %

44 Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuesto TARIFA INDUSTRIAL - Consumo 100000 kWh/MES - Potencia 350 kW - 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.

45 Evolución de las Tarifas Monto de factura sin impuesto TARIFA COMERCIAL - Consumo 20000 kWh/MES - Potencia 120 kW -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. -34%

46 Tarifas Internacionales Potencia anual 2500 kW – consumo 13.140 MWh (industrial) Precios del año 2001 con impuestos Precios en U$S cents/kWh (1U$ dólar =3 pesos argentinos) Fuentes: Electriciy Association (UK) International Electriciy Prices, EDENOR, LIGHT

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

48 Exportacion / Importacion