Olga Strier

Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico-Económica de la
Regulación Energética
Universidad de Buenos Aires
-Facultad de Derecho - Facultad de Ciencias Económicas-
Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
C.E.A.R.E.
“Integración Energética Argentina - Brasil”
Profesores:
Lic. Fernando Abadie
Lic. Eduardo Lerner
Alumnos:
Susana Baró
Alberto Pan
Jorge Platas
Natalia Reggiani
Olga Strier
Killiam Vitto
Buenos Aires, Noviembre de 2005
ÍNDICE
Página
RESUMEN EJECUTIVO
5
INTRODUCCIÓN
7
1.
OBJETIVO
10
2.
MERCADO DE ELECTRICIDAD Y GAS DE BRASIL
11
2.1. OFERTA DE ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
12
2.2. DEMANDA DE ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
15
2.3. OFERTA DE GAS. SU PROYECCIÓN
15
2.4. DEMANDA DE GAS. SU PROYECCIÓN
17
MERCADO DE ELECTRICIDAD Y GAS DE ARGENTINA
19
3.1. OFERTA DE ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
20
3.2. DEMANDA DE ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
21
3.3. OFERTA DE GAS. SU PROYECCIÓN
22
3.4. DEMANDA DE GAS. SU PROYECCIÓN
23
COMPARACIÓN DE LOS MERCADOS
25
4.1. COMPLEMENTARIEDADES
25
EXPERIENCIAS DE INTERCAMBIO. EVOLUCIÓN
28
5.1. ENERGÍA ELÉCTRICA
28
5.2. GAS NATURAL
29
ACTUALIDAD REGULATORIA E INSTITUCIONAL
31
6.1. BRASIL
31
3.
4.
5.
6.
6.1.1. Electricidad
31
6.1.2. Gas
33
6.2. LA ARGENTINA
34
6.2.1. Electricidad
34
6.2.2. Gas
38
6.3. COMPARACIÓN DE LAS ACTUALES REGULACIONES EN MATERIA DE
ELECTRICIDAD
39
6.4. COMPARACIÓN DE LAS ACTUALES REGULACIONES EN MATERIA DE GAS 42
6.4.1. Brasil
42
6.4.2. La Argentina
42
Página 2 de 70
6.5. DECISIONES DEL CONSEJO DEL MERCOSUR Y ACUERDOS BILATERALES
EN MATERIA ENERGÉTICA
43
6.6. REGULACIÓN DEL COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÉTICOS
44
6.6.1. Energía Eléctrica
44
6.6.1.1.
La Argentina
44
6.6.1.2.
Brasil
45
6.6.2. Gas Natural
46
6.6.2.1.
La Argentina
46
6.6.2.2.
Brasil
47
6.7. COMPARACIÓN ENTRE LA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DE LA UNIÓN
EUROPEA Y DEL MERCOSUR
7.
47
BARRERAS PARA EL INTERCAMBIO ENERGÉTICO
50
7.1. FÍSICAS
50
7.2. ECONÓMICAS
50
7.3. REGULATORIAS E INSTITUCIONALES
51
8.
CONCLUSIONES
54
9.
PROPUESTAS
57
9.1. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA
61
9.2. PRINCIPAL SUSTENTO REGULATORIO DE LA PROPUESTA
64
9.3. OTRAS PROPUESTAS REGULATORIAS
65
9.3.1. En el plano del MERCOSUR
65
9.3.2. En la perspectiva de la relación bilateral y del ámbito interno del
país.
66
10. BIBLIOGRAFÍA
67
Página 3 de 70
AGRADECIMIENTO
Deseamos manifestar el agradecimiento del grupo de trabajo para con las
siguientes personas:
 A los Ingenieros Daniel Gardella y Daniel Garrido, ejecutivos de la
Empresa CEMSA (Comercializadora de Energía del MERCOSUR S.A.), por su
valioso aporte de opinión, de fundamental importancia en razón de su especial
conocimiento y experiencia en el campo del intercambio de energía eléctrica con
BRASIL.
 Al Ingeniero Julio Bragulat, ejecutivo de la firma CAMMESA (Compañía
Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S. A.) por el aporte de su
experta opinión como operador de la red del SADI.
 A los Licenciados Fernando Abadie y Eduardo Lerner, tutores de nuestra
Tesina, quienes con su conocimiento, buen criterio y esfuerzo, contribuyeron a la
concreción de la misma.
Página 4 de 70
R E S U M E N E J E C UT I V O
Como es conocido, la situación de los mercados de energía de la Argentina y
de Brasil han sufrido importantes cambios regulatorios impulsados por fuertes
crisis, económica en el caso argentino y energética (hidráulica) en el brasilero, en
un lapso de apenas cinco años.
Si bien es abundante la bibliografía disponible sobre el tema “integración
energética” entre estos dos países, así también numerosos son los escenarios que
podrían plantearse a partir de esta, hasta ahora persistente, “inestabilidad” política
y económica.
En ese contexto, hemos tratado de imaginar un desarrollo de hechos, a
nuestro criterio posibles, basándonos en lo que entendemos es un fuerte potencial
de intercambio de energía entre ambos países, en principio, eléctrica.
Hemos concluido que la exportación de gas a Brasil es poco probable en el
futuro, básicamente debido a que la Argentina ha dejado de ser el país netamente
“exportador” de la pasada década. El actual contexto, sumamente complicado de
reservas y precios, pronostica dependencia del gas boliviano o bien de otras
fuentes de energía.
Más esperanzadora es a nuestro juicio la situación de los mercados de energía
eléctrica, debido a que existen potenciales interesantes para el intercambio de
excedentes. Fuerte complementariedad estacional en gas e hidroelectricidad nos
ha permitido ser optimistas y plantear un importante incremento futuro de la
exportación a Brasil, durante buena parte del año, y de la importación desde Brasil
durante los meses de invierno, meses en los cuales la Argentina tiene serios
problemas para atender su demanda eléctrica y debe recurrir a la carísima quema
de combustibles líquidos. Los ahorros que se han estimado repagarían, primafacie en forma holgada, la inversión necesaria para más que duplicar el actual
intercambio posible.
Entendemos que sólo en el marco de voluntades políticas mancomunadas de
los países, se pueden establecer las condiciones regulatorias y legales para hacer
propicia la construcción de un vínculo de transporte de energía eléctrica, de
alrededor de 3.000 MW, en forma bidireccional.
Página 5 de 70
Basándonos en razones de carácter económico, ambientales y técnicas,
pensamos que la tecnología a aplicar en este caso es, claramente, la de estaciones
conversoras y una línea de corriente continua. Las marcadas concentraciones de
las demandas en ambos mercados, principalmente ubicadas en los entornos de San
Pablo en Brasil y Buenos Aires en la Argentina, consolidan la ventaja de este tipo
de vínculo punto a punto para el intercambio de energía en bloque, dejando para
las actuales redes de corriente alterna en 500 kV y conversoras “back to back”, la
tarea de atender otras demandas periféricas de ambos mercados.
En el aspecto regulatorio, hacemos hincapié en la imprescindible estabilidad
institucional, jurídica, y económica. Es esencial el estricto cumplimiento de las
normas y de los contratos, y el mantenimiento de las reglas de juego en un marco
de seguridad jurídica y confianza para tratar de conseguir la participación de
inversores del sector privado. Desde el punto de vista legal, es necesario facilitar
el establecimiento de contratos de largo plazo del tipo “take or pay”, de potencia
firme y energía asociada, para sustentar la propuesta técnico-económica. Del
mismo modo, deberían acordarse normas que permitan comercializar por medio
de arbitrajes, la energía que no se encuentre previamente comprometida en los
contratos, de modo de aprovechar al máximo el potencial integrador de la
interconexión y aportar también al repago de la inversión.
De la lectura de la abundante bibliografía a nuestro alcance sobre este tema,
nos queda la certeza que, sólo una falta de visión estratégica, política e
institucional, y/o la desconfianza entre los dos países, podrían evitar una
integración energética a todas luces beneficiosa para ambas naciones.
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INTRODUCCIÓN
La energía es un tema sensible que representa la riqueza natural de un país,
una necesidad básica y, en muchos casos, un recurso valioso y limitado, sobre el
cual existe una enorme presión para utilizarlo de la manera más provechosa
posible.
Si bien la región, y de hecho el mundo, entienden el concepto de fijación de
precios de un commodity como el petróleo, los precios de los productos como el
gas y la electricidad, que sólo pueden venderse a nivel local, o cuando mucho a
nivel regional, se fijan de manera distinta en diferentes partes del mundo y están
sujetos a diversas influencias.
La experiencia ha demostrado que la energía puede ser un recurso difícil de
compartir entre vecinos.
En general, los intercambios de energía eléctrica a través de una
interconexión son en ambas direcciones, aunque, dependiendo de circunstancias
económicas y técnicas de los sistemas podrían utilizarse en forma unidireccional.
Estas circunstancias pueden variar estacionalmente, día a día, incluso hora a hora,
dependiendo de los precios relativos horarios de cada sistema, o de las
perturbaciones a que éstos puedan verse enfrentados.
El resultado inmediato de interconectar redes eléctricas, es una suma de
ventajas obtenidas, al administrar el intercambio de energía, a través de ese punto
de interconexión. Vale citar como ejemplo, la mayor seguridad de abastecimiento
al considerar a la otra red como una fuente de aprovisionamiento, permitiendo
hacer frente a indisponibilidades de equipamiento de generación, fallas de
transporte, etc.
La interconexión de redes tiene el efecto de conectarlas entre sí, mientras que
un concepto más amplio, el de integración de mercados, conlleva a que los
mismos formen un todo.
Entre los beneficios que puede traer consigo la integración energética figuran:
aprovechamiento de los atributos de la capacidad instalada, posibilidad de evitar
la duplicación de infraestructura, complementar generación hidráulica con
Página 7 de 70
termoeléctrica (diversificar la matriz energética - garantía ante sequías),
combustibles más limpios y tecnologías más eficientes.
Así también, la integración de sistemas eléctricos permitiría: crecimiento del
mercado, economías de escala, oportunidades de exportación-comercialización,
mayor competencia en compra-venta, incremento de agentes de oferta-demanda,
optimización del costo de producción, menores precios, colocación de excedentes
de energía (compartir reservas), mayor eficiencia al optimizar recursos
compartidos, aprovechamiento de la diversidad horaria y estacional de la
demanda, estacionalidad de las lluvias, factores que afectan a la demanda
(feriados, acontecimientos, clima), etc., con la consiguiente complementariedad de
recursos.
A partir de las ventajas y complementariedades, la integración podría producir
importantes beneficios, pero para su desarrollo requiere de los mercados
regionales determinadas características.
Para lograr la interconexión es necesario otorgar autorizaciones, permisos y
concesiones para la construcción, operación y explotación de las interconexiones
que unan los sistemas de los países. La idea es alcanzar reglas que faciliten el
libre intercambio comercial de energía entre las empresas de distintos países,
respetando las normas reguladoras técnicas y ambientales locales, así como los
principios de no discriminación y reciprocidad que aseguren el respaldo de los
proyectos, eliminación de barreras tecnológicas y legales, alcanzado simetrías.
Deben estar apoyadas por normas y reglamentos que establezcan la
modalidad de operación y funcionamiento de los sistemas. Las normativas y
parámetros de operación de los países, cuyas redes sean interconectadas, deben ser
compatibles, además de respetar los criterios generales de seguridad y calidad del
abastecimiento locales, ya definidos para la operación de sus propias redes y
sistemas. Se requieren condiciones legales y regulatorias estables a largo plazo.
Un elemento fundamental es la voluntad política de integración, que incluye
la confianza necesaria para aceptar el hecho geopolítico de que parte de la
producción de un bien fundamental esté situada en otro país, y que de ella
dependa el suministro en condiciones críticas, motorizadas por los importantes
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beneficios que es posible obtener por el mejor uso de recursos y por el desarrollo
de mercados de mayor magnitud.
Según un estudio de la Comisión Económica para América Latina y El Caribe
(CEPAL) de las Naciones Unidas (cuadro siguiente)1, la interconexión energética
entre la Argentina y Brasil podría generar ahorros anuales del orden de
U$S 158.000.000 hacia el año 2010.
Ahorro de la
interconexión
Brasil Sureste
Brasil Sur
Brasil Noreste
Brasil Norte
Argentina
Total
Costos operativos Costos operativos
sin interconexión con interconexión
500,3
377,0
207,3
207,1
189,4
197,7
1,9
2,0
305,0
262,0
1203,9
1045,8
Ahorro
MM U$S/año
123,3
0,2
-8,3
-0,1
43,0
158,1
La forma de calcular este beneficio, consistió en asumir que se realizan
interconexiones eléctricas en puntos específicos de cada país y calcular el ahorro
en costos de generación que se produce por disponer de esa interconexión. Dicho
estudio incorpora también nuevos proyectos (supone la construcción de una línea
de transmisión entre Brasil SE y la Argentina de 1000 MW) y estima a cuánto
podría llegar el ahorro. Dicho ahorro debiera ser incentivo suficiente para que los
gobiernos actúen ante la necesidad de derribar las barreras para la integración.
Pese a ello, una gran cantidad de infraestructura y cada vez más transacciones
energéticas interregionales e internacionales, se consideran más bien equivalentes
de interconexión que de integración, y la historia hasta ahora ha sido, en muchos
casos, una acumulación de transacciones ad hoc, limitadas por desafíos políticos y
legales, aspectos técnicos y regulatorios asimétricos y la falta de una visión,
dinamismo y compromiso, para entrelazar más firmemente los recursos
energéticos de la región.
1 _Muñoz Ramos, Alfredo. “Fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad”. Julio 2004.
Página 9 de 70
1 . O B JE T I V O
Interpretando la diferencia fundamental entre los conceptos de interconexión
e integración, bajo el análisis de los mercados eléctricos y gasíferos de la
Argentina y Brasil, y teniendo en cuenta las experiencias existentes, se procura
identificar las barreras a superar para el logro de la integración energética de
ambos países, y alcanzar las conclusiones que permitan el desarrollo de
propuestas tendientes a mejorar las condiciones para facilitar el incremento de las
interconexiones, y el logro del mayor objetivo como lo es la integración.
Más allá del alcance de este trabajo, se puede mencionar que una mayor
integración llevada al ámbito regional de América del Sur, permitiría una
intensificación de la complementación de los sectores energéticos de los distintos
países, con el propósito de buscar el mejor aprovechamiento de la explotación y el
uso de los recursos naturales.
De ese modo, se afianzaría la estabilidad política y económica de la región,
colaborando al crecimiento del desarrollo del MERCOSUR.
Página 10 de 70
2 . M E R C A D O D E E L E CT R I C I D A D Y G A S D E B R AS I L
El sistema de energía eléctrica de Brasil es un sistema hidrotérmico de gran
tamaño, predominando la generación hidroeléctrica. Está formado por las regiones
Sur, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste y parte de la región Norte. Apenas un 3,4%
de la capacidad de producción de electricidad está separado del sistema nacional,
localizada principalmente en la región amazónica.
El esquema de la figura 2.a muestra el diagrama del sistema eléctrico de
Brasil2.
figura 2.a
2 _Organismo Encargado del Despacho (Brasil). URL: www.ons.org.br. Octubre 2005.
Página 11 de 70
2.1. O F E RTA
DE
ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
A fines del 2004 la capacidad instalada era de 82.109 MW, de los cuales
67.344 MW son de generación hidroeléctrica (incluyendo 6.300 MW
correspondientes al 50% de Itaipú), 12.758 MW en generación térmica
convencional y 2.007 MW de origen nuclear. Esta capacidad se incrementa con
las facilidades de importaciones de 2.192 MW de la Argentina y otros 4.087 MW
de Itaipú-Paraguay. La matriz energética propia está conformada por 82% de
capacidad hidráulica; 15,5% térmica y 2,5% nuclear3. (figura 2.1.a).
La demanda máxima es de 61.000 MW y su generación anual es del orden de
los 395.000 GWh. Posee un sistema de transmisión de 80.022 km, considerando
líneas de transmisión de 230 kV a 750 kV.
MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (AÑO 2004)
TÉRM ICA
15,5%
NUCLEAR
2,5%
HIDROELÉCTRICA
82,0%
figura 2.1.a
Su reserva de capacidad de generación, está condicionada a una elevada
componente de oferta hidráulica, haciéndola muy vulnerable a las variaciones
hidrológicas, con riesgo de desabastecimiento en caso de sequía.
Dicha
3 _Organismo Encargado del Despacho (Brasil). URL: www.ons.org.br. Octubre 2005.
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característica produce una fuerte dependencia de los factores climáticos, y hace
altamente imprevisible los pronósticos de disponibilidad de potencia y energía.
Esa circunstancia agrega un factor de riesgo grave a considerar, que podría
ser parcialmente resuelto mediante acuerdos de complementación de los
regímenes de intercambio. Aún antes de la crisis del 2001, provocada por una
fuerte sequía, se decidió la expansión rápida consistente en la instalación de
centrales Turbo Gas.
En la actualidad existen diversos proyectos de generación, tanto hidráulicos
como centrales de ciclo combinado a gas natural, esto último con el fin de
diversificar la matriz energética del país. La expansión del sistema de transporte
es planificada por el gobierno.
La figura 2.1.b muestra el crecimiento hidroeléctrico constante y un mayor
crecimiento térmico para el próximo quinquenio4.
PROYECCIÓN OFERTA DE POTENCIA
[MW]
100000
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
1994
1997
2000
2005
2010
HIDROELÉCTRICA
TURBOVAPOR
TGAS + DIESEL
NUCLEAR
figura 2.1.b
El crecimiento de la demanda seguirá siendo abastecido en el futuro en forma
preponderante por energía hidroeléctrica.
En este momento, se cuenta con
4 _ Wiegers, Mario A., Consultor. Banco Interamericano de Desarrollo. Instituto para la Integración de América Latina y el
Caribe. “Integración energética en el Cono Sur”. 1996.
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4.000 MW en proyectos hidráulicos en construcción que serán completados por
las actuales empresas estatales; otros 9.000 MW en construcción serán
transferidos a la actividad privada para su terminación y explotación, y quedan
todavía 10.000 MW en proyectos para desarrollar.
También
se
ha
previsto
incorporar
energía
térmica
utilizando
fundamentalmente gas de importación. Sin embargo, no pueden crearse grandes
expectativas en ese sentido. Por ejemplo, la instalación de unos 3000 MW en
ciclos combinados que sólo representa el 5% de la potencia instalada en 1994, es
decir la cobertura del crecimiento de algo más de un año del mercado brasileño,
requerirían unos 12 millones de m3/d de gas.
Se está considerando la posibilidad de importar unos 35 millones m3/d de gas
para el año 2010.
La siguiente figura (2.1.c) muestra la evolución de la oferta de energía anual
histórica y prevista a mediano plazo en Brasil, incluyendo las expectativas de
importación5.
PROYECCIÓN OFERTA ENERGÍA ANUAL
[GWh]
500000
450000
400000
350000
300000
250000
200000
150000
100000
50000
0
1994
1996
2000
PRODUCCIÓN
2005
2010
IMPORTACIÓN
figura 2.1.c
5 _ Wiegers, Mario A., Consultor. Banco Interamericano de Desarrollo. Instituto para la Integración de América Latina y el
Caribe. “Integración energética en el Cono Sur”. 1996.
Página 14 de 70
Otra posibilidad que se ha considerado en Brasil es vender a la Argentina
energía hidráulica secundaria, que es abundante en años hidrológicos ricos, a
cambio de potencia firme del sistema argentino.
2.2. D E M A N D A
DE
ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
Brasil es un país con elevada tasa de crecimiento de la demanda de energía
eléctrica, tal como lo demuestra la figura 2.2.a6.
PROYECCIÓN DE DEMANDA
[GWh]
[MW]
100000
500000
90000
450000
80000
400000
70000
350000
60000
300000
50000
250000
40000
200000
30000
150000
20000
100000
10000
50000
0
0
1996
2000
2005
POTENCIA MÁXIMA
2010
ENERGÍA ANUAL
figura 2.2.a
2.3. O F E RTA
DE
GAS. SU PROYECCIÓN
Brasil no se caracteriza por ser un gran productor de gas natural. De hecho, el
balance comercial de gas natural ha sido sistemáticamente negativo para este país.
Sin embargo, la producción nacional disponible creció a una tasa anual acumulada
de 7,8% entre los años 1990 y 2002.
A su vez, el descubrimiento reciente de un campo de gas en la Bahía de los
Santos, modificó radicalmente la situación de Brasil en términos de reservas,
6 _ Wiegers, Mario A., Consultor. Banco Interamericano de Desarrollo. Instituto para la Integración de América Latina y el
Caribe. “Integración energética en el Cono Sur”. 1996.
Página 15 de 70
ya que la medida preliminar indicó la posible existencia de cerca de 400 billones
de m3.
En el caso que la existencia de tales reservas pueda ser efectivamente
probada, y desarrollada en términos económicos, Brasil podrá alterar su estrategia
energética, en la medida en que pasará a poseer importantes cantidades de gas
natural en las proximidades de su principal centro de consumo.
En la figura 2.3.a se presenta el cuadro donde se pueden observar los datos
anteriormente expuestos, junto con una estimación de la oferta y demanda de gas
natural para los próximos años7.
Allí se puede observar como se incrementa la demanda de gas a partir del año
1999, momento en el cual el gas natural comenzó a tener una mayor participación
dentro de la matriz energética de Brasil.
La brecha existente entre oferta y
demanda fue cubierta con importaciones provenientes de Bolivia y en menor
medida con gas de la Argentina.
EVOLUCIÓN OFERTA Y DEMANDA DE GAS DE BRASIL
[bmc] 20,0
16,0
12,0
8,0
4,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
OFERTA
3,8 3,9
4,0 4,5 4,5 4,8
5,5 6,0 6,3
6,7 7,2 7,6
DEM A NDA
3,8 3,9
4,0 4,5 4,5 4,8
5,5 6,0 6,3
7,1 9,3 11,7 13,7 14,5 15,4 16,3 17,3 17,8
9,1 9,5 11,0 14,0 16,0 17,0
figura 2.3.a
7 _Elaboración propia en base a datos de: Business Monitor International. Agosto 2005.
Página 16 de 70
2.4. D E M A N D A
DE
GAS. SU PROYECCIÓN
Brasil es actualmente el décimo primer consumidor mundial de energía y el
primer consumidor en América del Sur, superando ampliamente a países de la
región como Venezuela o la Argentina. Durante el año 2002, la demanda brasilera
de energía representó 177.500.000 toneladas equivalentes de petróleo (tep),
mientras que el consumo de Venezuela fue de 61,5 millones y el de la Argentina
de 53,5 millones8.
A pesar de ser un importante consumidor de energía a nivel mundial, Brasil
canaliza una alta proporción de su demanda energética por medio de fuentes
renovables, principalmente por contar con un parque generador de electricidad
basado fundamentalmente en centrales hidroeléctricas.
La construcción de las grandes centrales hidroeléctricas se dio en función de
las disponibilidades nacionales de grandes potenciales hídricos, y de la no
disponibilidad de petróleo y gas natural en el territorio nacional al momento de
realizarse las inversiones. Este motivo dio lugar al bajo consumo del gas natural
como energético, el cual en el año 2002 representó apenas el 7,5% de la matriz
energética primaria brasilera.
Aún así, la demanda de gas natural ha ido presentando una tendencia
creciente: Brasil pasó de consumir 3,8 billones de m3 en 1990 a 7,1 billones de m3
en 1999, implicando un crecimiento anual acumulado del 9%. A partir de la
interconexión con Bolivia, el consumo anual creció 22% hasta llegar a 15,4
billones de m3 en el 2004.
Desde 1990, el aumento de demanda fue impulsado por el sector de
transformación, juntamente con la industria (principalmente química y
siderúrgica). La generación de energía eléctrica aparece en el tercer lugar del
mercado consumidor. A su vez el 59% de la demanda estaba concentrado en la
Región Sudeste.
8 _Datos estadísticos de la Agencia Nacional del Petróleo. Enero 2004.
Página 17 de 70
En cuanto a la oferta, el 75% del gas consumido durante el año 2002 era de
origen nacional, mientras que el 23% era gas proveniente de Bolivia y el 2%
restante de la Argentina.
Página 18 de 70
3 . M E R C A D O D E E L E CT R I C I D A D Y G A S D E A R G E N T I N A
El sistema eléctrico argentino, denominado Sistema Argentino de
Interconexión (SADI) está interconectado casi en su totalidad. La figura 3.a
muestra la Red de Transporte del SADI, sin incluir los sistemas regionales9.
figura 3.a
9 _ TRANSENER S.A. Octubre 2005.
Página 19 de 70
Sólo se encuentra aislado del mismo el Sistema Interconectado Patagónico
(SIP) que consiste en un área completamente interconectada pero aún separada
del SADI y algunas otras zonas de reducida participación en la demanda total.
3.1. O F E RTA
DE
ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
A fines del 2004 la capacidad instalada era de 23.810 MW, de los cuales
9.619 MW son de generación hidroeléctrica, 13.186 MW en generación térmica
convencional y 1005 MW de origen nuclear.
La matriz energética está
conformada por 40,4% de capacidad hidráulica, 55,4% térmica y 4,1% nuclear.
Su capacidad de generación conforma una matriz diversificada (figura 3.1.a)10.
La demanda máxima es de 15.000 MW y su generación anual es del orden de
los 85.000 GWh. Su sistema de transmisión principal a nivel nacional es de
500 kV, con sistemas regionales de 220 kV y 132 kV. Todas estas líneas de
transmisión suman 16.800 km de extensión.
MATRIZ ENERGÉTICA (AÑO 2004)
4%
19%
10%
55%
40%
0%
27%
HIDROELÉCTRICA
NUCLEAR
TURBO VAPOR
TURBO GAS
DIESEL
CICLO COMBINADO
figura 3.1.a
10 _CAMMESA S.A. URL: www.cammesa.com.ar. Septiembre 2005.
Página 20 de 70
La Argentina es un país que posee gran cantidad de recursos primarios para
generar electricidad, entre los que se cuentan los recursos hídricos, energía
nuclear, energía eólica, gas natural, carbón mineral, petróleo, biomasa y otros.
Debido a su bajo costo de inversión y operación por efecto de una avanzada
tecnología en generación, la expansión en la oferta se dio con base en las centrales
de ciclo combinado a gas natural que cobraron mucha importancia en el último
tiempo, lo que se puede observar comparando la modificación de la matriz en
estos últimos doce años (figura 3.1.b)11.
El gran desarrollo de los ciclos
combinados y un importante crecimiento hidroeléctrico marcaron la evolución de
la oferta a partir de la privatización del año 1992.
COMPARACIÓN MATRIZ ENERGÉTICA 1992 / 2004
Tipo
Año 1992
Año 2004
Generación
[MW]
%
[MW]
%
Variación
%
Turbo Vapor
4857
34.5
4526
19.0
-6.8
Turbo Gas
1772
12.6
2294
9.6
+29.5
Diesel
82
0.6
4
0.0
-95.1
Ciclo Combinado
84
0.6
6362
26.7
+7473.8
Total Gen. Térm.
6795
48.3
13186
55.4
+94.1
Hidráulica
6261
44.5
9619
40.4
+53.6
Nuclear
1005
7.1
1005
4.2
TOTAL
14061
100.0
23810
100.0
0
+69.3
figura 3.1.b
3.2. D E M A N D A
DE
ELECTRICIDAD. SU PROYECCIÓN
Las proyecciones de demanda mostradas en la figura 3.2.a se efectuaron en el
nivel de Facturado a Usuario Final12. Para las simulaciones de cálculo se deben
adicionar a estos consumos las pérdidas en subtransmisión y distribución, cuyos
valores históricos a nivel de total país se encuentran alrededor del 12,5%.
La tasa anual acumulada que resulta es 3,6% para el escenario base; 4,3%
para el de crecimiento máximo y 2,85% para crecimiento mínimo.
11 _CAMMESA S.A. URL: www.cammesa.com.ar. Septiembre 2005.
12 _Secretaría de Energía. Prospectiva 2002.. URL: www.energia.mecon.gov.ar. Agosto 2005.
Página 21 de 70
figura 3.2.a
3.3. O F E RTA
DE
GAS. SU PROYECCIÓN
La Argentina fue el primer país de la región en desarrollar sus reservas de gas
con infraestructura de producción y transporte de gran escala, y tras conectar sus
reservas de gas en el norte, sur y oeste del país con Buenos Aires, construyó
ductos que cruzaron los Andes hacia las zonas norte y centro de Chile. En materia
de energía como en muchos otros mercados, la Argentina ha sido el proveedor de
preferencia para los consumidores de Uruguay, como así también (en menor
medida) el gas natural argentino ha contribuido a asegurar que la zona sur de
Brasil (que depende en gran medida de la energía hidroeléctrica) no experimente
escasez eléctrica.
La República Argentina presenta cinco cuencas gasíferas: Noroeste, Cuyana,
Neuquina, Golfo San Jorge y Austral. La Cuenca Neuquina es la más importante,
con el 52% de las reservas probadas del país, seguida por la Cuenca Austral con el
22%, y por la Cuenca Noroeste con el 19% de las reservas.
Durante la década del 90 la incorporación de reservas no acompañó en todos
los años el crecimiento sostenido de la producción, lo que originó que el número
de años de abastecimiento bajara de 25 años en 1991 a 14 años en el 2002.
Página 22 de 70
Una de las consecuencias más importantes de la crisis económica del año
2002 ha sido, a partir del abandono de la paridad cambiaria, la pesificación de los
contratos y el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución, con lo
cual, los precios de gas en boca de pozo para el mercado interno quedaron
automáticamente congelados y pesificados. Bajo este contexto, se produjo una
retracción adicional en la incorporación de reservas, como consecuencia de una
disminución considerable del precio real y de la actividad de exploración y
explotación de nuevos pozos.
Antes de la devaluación, el gas ya era barato a un precio de U$S 1,2/Mbtu y
posteriormente bajó a U$S 0,35-0,40/Mbtu. Los productores de gas sostienen, por
una parte, que los niveles de las tarifas y los ingresos pesificados hacen que
nuevas actividades de exploración sean económicamente inviables, y por otra, que
no hay suficiente gas para satisfacer la demanda. Las reservas probadas han
disminuido en varios años, debido tanto a la falta de exploración física como a
que, reservas que alguna vez fue viable recuperar en términos económicos, con los
menores precios ya no lo son.
3.4. D E M A N D A
DE
GAS. SU PROYECCIÓN
El gas natural es una fuente que ha tenido una muy rápida penetración en la
matriz energética argentina a partir de los ‘70, alcanzando a representar más de un
46% en el consumo energético de fuentes primarias en los últimos años. Esta
evolución fue el resultado de la sustitución de los derivados del petróleo en los
sectores residencial, comercio y servicios, en la industria y en las centrales
eléctricas térmicas.
Una de las características de la demanda de gas natural es su estacionalidad,
siendo así que en el mes de Julio, el consumo Residencial representa alrededor del
33% de la demanda total, siendo el agregado de los sectores Residencial,
Comercial e Industrial el 41%. De este modo, al no disponerse de instalaciones de
almacenamiento de gas, es necesario durante el invierno, recurrir a la interrupción
del suministro a centrales eléctricas y a usuarios industriales en los días de muy
bajas temperaturas, debido a las limitaciones de transporte.
Página 23 de 70
Por su parte, la evolución de la demanda de gas natural en las centrales
térmicas responde a cuatro factores principales: la participación de la generación
hidroeléctrica y nuclear en la generación, el proceso de sustitución de fuel oil por
gas natural, el rendimiento del equipamiento térmico y la evolución de la
demanda eléctrica final.
A mediano plazo la expectativa de crecimiento de la demanda de gas para
generación de energía eléctrica está en el orden de los 5 MMm3/d cada año,
haciendo un total de 30 MMm3/d de crecimiento para el año 2010, figura 3.4.a, lo
que podría reducirse a 22 MMm3/d con la entrada en servicio de la Central
Nuclear Atucha II y el aumento de la cota de YACYRETÁ13.
figura 3.4.a
13 _The Techint Group. Jornada “La Readaptación del Mercado Eléctrico Argentino”. Revista Mercado Eléctrico. 09/09/2005.
Página 24 de 70
4 . C O M PA R A C I Ó N D E L O S M E R C AD O S
A futuro inmediato, ambos países necesitarán en mayor o menor grado la
importación de gas de Bolivia, Brasil por su tradición de no ser un gran productor
de gas natural, la Argentina por un cambio fundamental en sus reservas probadas.
Este panorama podría alterarse si se modifican las actuales condiciones
económico-regulatorias de la Argentina y se confirman las reservas de Bahía de
los Santos en Brasil, incluso podría no concretarse si Bolivia limita sus
exportaciones por su propia decisión política u obligada en el marco de su actual
conflicto interno.
La demanda de potencia y energía eléctrica argentina representa el 25% de la
demanda de Brasil. Brasil cuenta con una proyección de crecimiento de oferta del
orden del 20% para el 2010, mientras que el presente muestra un panorama
complicado para la evolución argentina, sin ingresos previstos a corto plazo y del
orden del 15% de potencia instalada actual a mediano plazo. La matriz de Brasil
es mayoritariamente hidráulica (82%) mientras que la argentina está
proporcionada en 40% hidráulica / 60% térmica haciendo más previsible el
comportamiento de la oferta.
La expansión en Brasil está basada en planificación estatal, mientras que en la
Argentina rige todavía un marco legal de fuerte protagonismo privado, con varias
modificaciones, algunas legales y otras de hecho, hacia una mayor intervención
estatal.
4.1. C O M P L E M E N TA R I E D A D E S
Las demandas máximas de los países, no son coincidentes. Ello implica que
no acontecen en la misma hora del día, el mismo día del mes y el mismo mes del
año.
Esta diferenciación en el tiempo de ocurrencia de las máximas que se
presentan manteniendo entre sí intervalos temporales, infiere que, la sumatoria de
las cargas simultáneas sea inferior a la sumatoria de las demandas máximas
individuales.
Página 25 de 70
Se puede obtener un aprovechamiento de esta diversidad horaria y estacional
de la demanda, de los diversos factores que la afectan (feriados, acontecimientos,
clima), como así también de la estacionalidad de las lluvias, el comportamiento
hídrico de los sistemas (YACYRETÁ no coincide con el área de Sao Pablo) con la
consiguiente complementariedad de recursos. De ello también puede concluirse
que si el requerimiento simultáneo es menor que la suma de las máximas, la
interconexión podría posibilitar ahorros significativos en equipamientos de
generación.
Un concepto complementario es el de disponibilidad. Puede considerarse que
en todo momento cada país dispondrá de una potencia ofertable igual a la
diferencia entre su carga máxima y la de ese momento. La disponibilidad es dicha
potencia ofertable.
Esta disponibilidad se acrecienta considerando las posibilidades de
interconexión como oferta.
Este análisis está muy simplificado. Por la aleatoriedad de los regímenes
hidrológicos regionales y la variabilidad de las mínimas temperaturas registradas,
no existe en realidad una permanente disponibilidad de esta oferta.
El siguiente esquema representa las posibilidades de intercambio basadas en
la estacionalidad (figura 4.1.a). En lo que respecta a la exportación hacia la
Argentina, la misma debería darse en el período invernal, cuando Brasil dispone
de reserva hidráulica; mientras que la exportación hacia Brasil se daría en el
período de bajo consumo de gas en la Argentina y baja hidraulicidad de Brasil14.
14 _Montamat, Daniel. El Mercado Regional de Energía. CEARE. Año 2005.
Página 26 de 70
figura 4.1.a
Página 27 de 70
5 . E X PE R I E N C I AS D E I N T E R C A M B IO . E V O L U C I Ó N
5.1. E N E R G Í A E L É C T R I C A
En 1997 las compañías generadoras brasileñas Gerasul y Furnas, ambas
filiales de Electrobras, iniciaron un proceso de licitación destinado a importar
energía eléctrica. Esto involucró la construcción de facilidades hasta entonces
inexistentes (líneas y estaciones conversoras). La Compañía de Interconexión
Energética (CIEN) adjudicó ese contrato con la condición de importar
inicialmente 1.000 MW y otros 1.000 MW en los años posteriores.
La interconexión opera bajo condiciones políticas fijadas por el
MERCOSUR, condiciones de complementación (potencia firme térmica de la
Argentina a Brasil, matriz con preponderancia térmica en la Argentina y alta
dependencia hidráulica en Brasil, etc.) y condiciones regulatorias impuestas por el
marco. Se firmaron contratos de exportación a Brasil, de potencia firme, por un
total de 2.100 MW (500 MW con la Central Costanera y 1.600 MW con la
comercializadora CEMSA).
Para la exportación se llegó a diferenciar la demanda interna de la externa,
priorizándose la primera (uno de los factores que afecta a la integración de los
mercados) llegándose a incumplir compromisos contractuales.
En cuanto a la importación, si bien existe capacidad de conversión por
2100 MW, se imponen limitaciones técnicas del lado argentino que, teniendo en
cuenta la incidencia de la energía transportada desde YACYRETÁ y Salto Grande,
limitan la importación entre 300 y 700 MW en relación inversa a los caudales de
los ríos Paraná y Uruguay.
En todas las oportunidades en que se importó energía desde Brasil se debió a
situaciones de emergencia en el SADI. Esto se debe a que los permisos de
exportación emitidos por Brasil restringen ésta a situaciones de vertimiento en
Brasil o a emergencias en la Argentina (figura 5.1.a)15.
15 _Comercializadora del Mercado: CEMSA. Intercambio Eléctrico Regional. Presentación obtenida por entrevista. 11/08/2005.
Página 28 de 70
figura 5.1.a
5.2. G A S N AT U R A L
La Argentina tiene un gasoducto que llega hasta Brasil. Se conecta a través
del sistema de TGN Uruguayana – Aldea Brasilera, es de 2.8 MMm3/día (el
permiso de exportación otorgado a YPF fija en esa cantidad el volumen máximo
autorizado).
En diciembre de 1990 se suscribió, entre la Argentina y Brasil, el “Acuerdo
de Complementación Económica Nº 14” en el marco de la ALADI, con el
objetivo de crear las condiciones necesarias para el establecimiento de un mercado
común.
Aún así, en dicho acuerdo no existieron normas específicas sobre
integración gasífera.
El 9 de abril de 1996, ambos países acordaron un
“Protocolo de Entendimiento sobre Integración en Materia Energética”, el cual
promueve la complementación de los sectores eléctrico y de gas. Respecto de este
último recurso, ambos gobiernos se comprometieron a:
 En el marco normativo de cada país, establecer condiciones que permitan
transacciones de energía eléctrica y de gas libremente contratadas entre
empresas de los dos países, atendiendo al principio de simetría de
tratamiento y evitando prácticas discriminatorias. Se hace hincapié en que
el marco normativo aplicable a la importación, exportación y transporte de
electricidad y gas será el de la respectiva legislación de cada país.
Página 29 de 70
 Profundizar los estudios vinculados a la inserción del gas natural argentino
en la matriz energética brasileña, en particular en el Estado de Río Grande
do Sul.
 Fomentar las medidas necesarias para la adecuación de los sistemas
tarifarios y restricciones no tarifarias.
 Permitir que exportadores e importadores acuerden precios de los
energéticos que reflejen costos económicos eficientes, servicios asociados,
volúmenes involucrados y garantías necesarias.
El 13 de abril de 2000, la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil firmó, con
la Secretaría de Energía y el ENARGAS de la Argentina, un acuerdo de
cooperación por 10 años para el intercambio de información sobre experiencia
regulatoria, intercambio de personal y equipamientos, y para la realización de
estudios o proyectos conjuntos que faciliten el planeamiento estratégico, el
desenvolvimiento de la regulación y la promoción de oportunidades de comercio
internacional para Brasil y la Argentina.
Página 30 de 70
6 . A C T U A L I D A D R E G U L A T O R I A E I N S T I T U C IO N A L
6.1. B R A S I L
6.1.1. Electricidad
En la década del ‘90, se inició una reestructuración del sector eléctrico, que
se formalizó a través del dictado de diversas normas, entre las que se destacó la
Ley 9648 del 27/05/98, que modificó las disposiciones para la licitación y
contratos de la administración pública y el régimen de concesiones y permisos de
prestaciones de servicios públicos, previsto en el Art. 175 de la Constitución
Federal.
Este esquema regulatorio, que involucraba nuevas estructuras y agentes,
estaba basado en un modelo competitivo sustentado en costos marginales en el
mercado mayorista, desverticalización y privatización, intentando estimular las
inversiones en el sector con la idea de fomentar la eficiencia y mejorar la calidad
del servicio eléctrico.
Sin embargo, como consecuencia de varios años secos que produjeron el
descenso de los reservorios, y dada la importancia de la fuente hidrológica en la
matriz energética de Brasil, sobrevino en el año 2001 una crisis de abastecimiento
de energía eléctrica.
Como respuesta frente a esa crisis, se remodeló totalmente el abastecimiento
mayorista, sobre la base de un planeamiento centralizado y licitaciones de
contratos de abastecimiento a largo plazo, alcanzando al 2003 la concreción de un
nuevo modelo para la electricidad del país, con metas de asegurar la confiabilidad
del servicio eléctrico, precios que se estabilicen para los consumidores, y
atrayendo a largo plazo las inversiones para el sector.
Este nuevo modelo entró en funcionamiento en el 2004, mediante la sanción
de la Ley 10848 y su componente principal fue la creación de dos mercados que
negocian la energía: un mercado regulado que compra energía de los generadores
y comparten los costos entre las distribuidoras bajo sistema de cesta de precios, y
un libre-mercado, es decir un ámbito donde las distribuidoras y los generadores
pueden negociar sus propios contratos. Finalmente, el precio de la electricidad es
Página 31 de 70
determinado por un pool de precios entre el más barato que es de la
hidroelectricidad, y hasta los más costosos como las plantas termoeléctricas.
A partir de la reforma introducida en el sector eléctrico, se estableció una
nueva institucionalidad, conformada por los siguientes Organismos:
MME - Ministerio de Minas y Energía: Formula e implementa las políticas
conforme a las directrices del Consejo Nacional de Política Energética. Retoma la
función de Planeamiento Sectorial con participación pública, mediante la
contribución de aportes de naturaleza técnica (premisas, estrategias, criterios) o de
alternativas de precios (mejor proyecto o solución). Ejerce el poder concedente.
Monitorea
la
seguridad
del
abastecimiento
(nueva
función).
Actúa
preventivamente ante desfasaje entre demanda y oferta, tales como contratación
de reserva coyuntural o gestión de demanda.
CMSE – Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico: Coordinado por el
MME. Monitorea la seguridad de abastecimiento en un horizonte de cinco años.
Recomienda acciones preventivas para restablecer la seguridad de abastecimiento,
incluyendo gestión de demanda y, en caso de desequilibrio entre demanda y
oferta, puede contratar Reserva Coyuntural, u otras.
CNPE – Consejo Nacional de Política Energética:
Propone la política
energética nacional al Presidente de la República, y como nuevas funciones,
propone la licitación individual de proyectos especiales y, propone el criterio de
garantía estructural de abastecimiento.
ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica: Es el Regulador Nacional.
Se ocupa de la medición, regulación y fiscalización del sector eléctrico, de
efectuar licitaciones para la concesión de generación y transmisión por delegación
del MME, y para la compra de energía para distribuidores.
ONS – El Organismo Encargado del Despacho:
Se ocupa del
perfeccionamiento de sus funciones para privilegiar operativamente la seguridad
del sistema (nueva función).
CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica: Administra la
contratación de energía. Interviene en los contratos bilaterales de abastecimiento
Página 32 de 70
que cada generador firmará con cada distribuidor, en forma de pool, permitiendo
la apropiación en la tarifa de economías de escala en la compra de energía,
repartiendo los riesgos y beneficios de los contratos e igualando el precio de
compra para los distribuidores. Interviene en los contratos de constitución de
garantías que cada distribuidor tendrá que firmar para reducir la incobrabilidad.
Ejerce las funciones actuales de contabilización y liquidación del Mercado
Atacadista (Mayorista) de Energía (MAE), en los dos mercados: Ámbiente de
Contratación Regulada (ACR) y Ambiente de Contratación Libre (ACL).
EPE - Empresa de Pesquisa (Investigación) Energética: Es una Empresa
Pública Federal vinculada al MME. Tiene por finalidad prestar servicios en áreas
de estudios e investigaciones destinadas a subsidiar o planificar el sector
energético, tales como energía eléctrica, petróleo o gas natural y sus derivados.
ELECTROBRÁS:
Continúa como holding de las empresas estatales
nacionales. Comercializa ITAIPÚ y energía de fuentes alternativas.
6.1.2. Gas
Los dos grandes mercados importadores de gas natural del Cono Sur son
Brasil y Chile.
Brasil es a su vez productor y consumidor de gas natural, y por sus
condiciones geográficas y el clima tropical que predomina en la mayor parte de su
territorio, presenta consumos industriales y de generación de energía eléctrica
principalmente.
Brasil efectuó la reforma de su economía durante la década del ‘90,
privatizando empresas del sector público en diversas áreas y abriendo
oportunidades de inversión al capital privado.
En materia de hidrocarburos, en el año 1997 se sancionó la Ley 9478 creando
la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), institución que regula y controla los
aspectos vinculados a la industria. Basado en el Art. 177 de la Constitución del
Brasil, esta Ley declaró como un monopolio federal diversas actividades de la
industria del gas.
De acuerdo con dicha Ley, son atribuciones de la ANP:
Página 33 de 70
 Implementar la política nacional de combustibles, definida por el Consejo
Nacional de Política Energética (CNPE).
 Autorizar las actividades de transporte, importación y exportación de gas
natural.
 Establecer criterios para los cálculos de las tarifas de transporte de los
gasoductos, en el caso que no haya acuerdo entre los agentes.
 Informar al Sistema Brasileño de Defensa de la Competencia sobre
posibles infracciones al orden económico.
No hay un Operador de los sistemas de transporte. Las tarifas de transporte
son negociadas por los agentes, interviniendo la ANP solamente cuando no hay
acuerdo entre las empresas, por lo cual no participa en las negociaciones, ni
aprueba los contratos, ni tampoco le incumbe la planificación.
Desde la perspectiva de la ANP se habría observado que la reforma del sector
del gas natural en Brasil fue superficial e incompleta, dado que la Ley 9478/97
trata el gas natural como un producto del petróleo, y no como una fuente primaria
de energía.
Agregando además que, a pesar de apuntar a un modelo macro de apertura de
mercado, la legislación no suministra las herramientas necesarias para su
implementación.
6.2. L A A R G E N T I N A
6.2.1. Electricidad
La transformación del sector eléctrico en la Argentina se inició con la
promulgación de la Ley de Reforma del Estado (Ley 23696 de 1989), y se
materializó legislativamente en 1992 con la sanción de la Ley 24065.
Seguido de la promulgación de cada una de las Leyes anteriores se dictaron
una serie de Decretos y Resoluciones que complementaron dichas Leyes. El
Decreto P.E.N. 1192/92 creó el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
A partir de la reorganización del sector eléctrico, el Estado intervino
activamente ejerciendo simultáneamente tres funciones:
Página 34 de 70
 Definición de las políticas y de las estrategias para cambiar la estructura de
uso de los recursos energéticos nacionales, incluyendo los aspectos legales
y regulatorios.
 Desarrollo de la infraestructura física necesaria para la transformación.
 Ejercicio del poder de policía sobre la prestación de los servicios
energéticos.
La reformulación de la estructura institucional determinó que interactúen en
el sector eléctrico los siguientes Organismos:
SE - Secretaría de Energía: Organismo jurisdiccional del sector, que ha
absorbido varias funciones que corresponden al Regulador, define la política
sectorial en concordancia con las pautas que establece el Poder Ejecutivo.
ENRE -Ente Nacional Regulador de la Electricidad: Organismo creado por
Ley, goza de autarquía y de amplias facultades regulatorias. Tiene a su cargo
hacer efectivo el cumplimiento de la Ley 24065, de los Contratos de Concesión y
resto del Marco Regulatorio. En particular se encuentran dentro del ámbito de su
competencia los aspectos tarifarios, verificación y control de metas de calidad, y
la resolución de conflictos entre partes.
CAMMESA S.A. - Compañía Administradora del Mercado Mayorista
Eléctrico Sociedad Anónima:
Organismo encargado del despacho y la
administración del MEM, realiza el despacho económico del Sistema Argentino
de Interconexión (SADI), supervisa su operación, administra sus cuentas,
supervisa el funcionamiento del mercado a término, planifica las necesidades de
potencia y optimiza su aplicación, de acuerdo a las reglas fijadas por la SE.
CFEE - Consejo Federal de Energía Eléctrica: Maneja las relaciones con las
provincias y administra fondos especiales.
La reforma, inspirada en gran medida en la reestructuración del sector
eléctrico británico y chileno, fue propuesta como medio para lograr una mayor
eficiencia en la prestación del servicio, promoviendo, tanto como sea posible, la
competencia entre los actores intervinientes, superando, de esta manera, a sus
modelos inspiradores.
Página 35 de 70
La Distribución y el Transporte, por sus características monopólicas,
constituyen actividades reguladas y requieren adicionalmente el otorgamiento de
concesiones. Sin embargo, la expansión de la red de Transporte está sujeta a los
mecanismos del mercado.
El sistema de transmisión no reconoce el costo de expansión de los sistemas
existentes, y remunera la Operación y el Mantenimiento, así como la reposición
para la conservación de la infraestructura existente. El marco legal pretende que
los agentes decidan y financien la expansión.
Los generadores eléctricos están sujetos a concesión exclusivamente si
explotan centrales hidroeléctricas, en tanto que las centrales térmicas requieren
autorización únicamente para conectarse a la red y su regulación sólo alcanza los
aspectos vinculados con la seguridad pública y la protección del medio ambiente.
Luego de la transformación en Generación, hubo una fuerte expansión en la
oferta que se dio principalmente con base en centrales de ciclo combinado
alimentadas por gas natural con un importante descenso del precio.
La competencia se expresa a través de un Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM) en el que concurren productores, transportistas, distribuidores, grandes
usuarios y comercializadores.
El sistema de fijación de precios trata de aproximarse al que resultaría de la
libre expresión de las fuerzas del mercado.
Sin embargo, los oferentes no
proponen precios sino que declaran costos. Los distribuidores, compran al precio
marginal promedio esperado, que es fijado por el poder político, y existen precios
regulados para la potencia.
La mayor parte de la energía eléctrica se canaliza a través del MEM, dividido
en dos segmentos: el mercado a término y el mercado Spot. Asimismo, existe otro
mercado mayorista para la zona patagónica, todavía no interconectada (Sistema
Interconectado Patagónico – SIP).
El mercado de los usuarios finales también es segmentado en un tramo
regulado y otro abierto a la competencia.
Página 36 de 70
Los clientes de distribución están afectados por los precios esperados del
mercado Spot. La actividad de comercialización de contratos inicial fue baja; no
obstante lo cual, dada una mayor liberalización de los agentes en condiciones de
poder decidir su suministrador se está logrando un lento pero firme incremento de
los volúmenes contratados.
En el segmento regulado, se garantiza el monopolio al distribuidor que
ostenta la concesión, imponiéndosele la obligación de satisfacer toda la demanda
que le sea requerida dentro de los términos de su contrato de concesión.
Asimismo, el MEM es abierto al intercambio con los países vecinos,
permitiendo la exportación o importación de energía a través de contratos entre
empresas privadas que cumplan los requisitos del marco regulatorio.
La regulación de intercambio y desarrollo de interconexiones permite
prácticamente la expansión libre asociada a los contratos firmes.
El nuevo ordenamiento económico institucional incorporó elementos
innovadores en la regulación, donde las empresas reguladas son controladas a
través de la verificación del cumplimiento de obligaciones, sometiéndolas a
penalidades e incentivos sin necesidad de inmiscuirse en la función de producción
de empresa ni en su estructura de costos o metas de inversión.
De un marco regulatorio en su génesis de neto corte liberal, aparecieron en el
funcionamiento del modelo señales de agotamiento en el impulso expansivo que
signó el crecimiento de la capacidad de generación hasta 1998, y se pensó en
buscar elementos de promoción e incentivo para cubrir la expansión de la
demanda (más contratos de largo plazo, mayor remuneración de la potencia, etc.).
En el mismo sentido, tampoco el mecanismo de expansión de transmisión a
cargo de los agentes privados, previsto en el modelo original, ha dado el resultado
esperado. Más aún, se considera a éste como un punto débil de la moderna
regulación implementada.
El sistema de precios regulados no contempla mecanismos para que la
demanda final explicite la necesidad de nuevas inversiones, tanto en transmisión,
como en generación, y se haga cargo de los costos asociados.
Página 37 de 70
A partir de la Emergencia Económica del año 2002, con la pesificación de las
tarifas y precios, a la vez que el mantenimiento de deudas y parte de los insumos
en dólares, las empresas de generación perdieron todo incentivo a la expansión e
incluso al mantenimiento del negocio (hubo retiros de generación), enfrentando el
modelo riesgos ciertos de desabastecimiento.
Dada la situación descripta, desde la concepción originaria de un modelo
privatizador a principios de la década de 1990, con activa participación de los
agentes privados y funciones de regulación y control estatal, el Estado ha tomado
intervención dirigida hacia una planificación gubernamental e inversión mixta,
como por ejemplo, en su iniciativa de llevar adelante inversiones que transformen
la red nacional de transporte en un sistema mallado aumentando su confiabilidad.
6.2.2. Gas
La reestructuración de la industria del gas natural persiguió como objetivos
aumentar la eficiencia de las actividades de producción, transporte y distribución,
garantizar que los beneficios de dicha eficiencia se trasladen al consumidor e
incentivar la participación del capital privado de riesgo, asegurar condiciones
competitivas e igualitarias en las distintas etapas de la reestructuración, y
determinar el rol del Estado como regulador de la industria gasífera.
Dicha reforma se concretó mediante la sanción, en el año 1992, de la Ley
24076, que creó el Marco Regulatorio para el Gas Natural.
A través de la Ley 24076, y de otras Leyes anteriores, la República Argentina
privatizó totalmente la industria del gas natural, organizando la misma en tres
segmentos bien diferenciados: Producción, Transporte y Distribución.
La producción del gas natural es una actividad desregulada: los productores
exploran, extraen y comercializan libremente el gas y la autoridad de aplicación es
la Secretaría de Energía de la Nación. Por su parte, el transporte y la distribución
del gas por redes constituyen servicios públicos regulados y las empresas
licenciatarias que los prestan están sujetas a la jurisdicción de contralor del Ente
Nacional Regulador del Gas.
Página 38 de 70
La empresa estatal Gas del Estado fue dividida en dos empresas de transporte
y ocho (actualmente son nueve) empresas de distribución que fueron transferidas
al sector privado. Mientras que en el año 1994 se privatizó la empresa petrolera
estatal YPF, quedando la producción y abastecimiento de gas natural en manos
privadas.
En forma simultánea con la privatización de Gas del Estado, se creó el Ente
Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), encargado de la regulación y control
de los segmentos regulados.
El Gobierno supervisa las actividades de la industria del gas natural a través
del ENARGAS, que es el responsable de verificar el cumplimiento del Marco
Regulatorio y de las condiciones contractuales aplicables a las empresas
Prestadoras de los Servicios o relacionadas con el sector involucrado.
La
Autoridad Regulatoria posee entre otras las siguientes facultades:
 La emisión de reglamentaciones que gobiernen las actividades de
transporte y la distribución del gas.
 Evitar comportamientos de cartel, monopólicos o discriminatorios por
parte de las empresas.
 Aprobar el marco tarifario a aplicar para cada servicio.
 Controlar todos los aspectos relacionados con la operación técnica del
sistema, y normas de protección al medio ambiente.
6.3. C O M PA R A C I Ó N
DE
DE LAS
ACTUALES REGULACIONES
EN
M AT E R I A
ELECTRICIDAD
Planeamiento
El Modelo Argentino no tiene asignadas funciones institucionales de
planeamiento, sino un sistema de información transparente y compartida por los
agentes para que éstos participen activamente en las decisiones de inversión en
nueva capacidad del sistema (generación o transmisión). En cambio el Modelo
Brasilero determina la creación de un instituto, EPE que centraliza la
planificación.
Página 39 de 70
Mercado
El Modelo Argentino tiene un sistema de precios nodales que no aparece
explícitamente en el nuevo Modelo Brasilero.
Ambos sistemas tienen institucionalizadas instancias de competencia para la
generación, sea hidráulica, térmica en sus variantes tecnológicas, nuclear o de
fuentes alternativas, para que en ellos la oferta y la demanda tengan influencia en
la formación de los precios.
Expansión de la Capacidad
En el nuevo Modelo Brasilero tiene activa participación institucional el
Estado en la promoción y definición de toda la expansión de la capacidad
(admitiendo propuestas privadas), la cual llega a ser determinativa luego de
instancias de estudios y consultas públicas. La ejecución y gestión es privada y se
asigna por licitación.
Promueve contratos de 15 a 35 años para financiar proyectos de nueva
generación, a partir del Planeamiento y asignación por licitaciones.
En el Modelo Argentino se han introducido algunas instancias de promoción
y participación estatal a partir del Plan Federal de Transporte en 500 kV y
decisiones incorporadas en el Presupuesto Nacional, también con ejecución y
gestión privada o mixta con concursos licitatorios.
Segmentación de Mercados
El Modelo Argentino mantiene un mercado único para demanda de usuarios
cautivos o no. Los distribuidores no pueden pasar a tarifa un precio distinto del
estacional de referencia.
El nuevo Modelo Brasilero establece un mercado para la demanda cautiva
(ACR) y otro para la demanda libre (ACL). Si bien todos los generadores pueden
concurrir a uno y otro, el modelo espera que el primero obtenga mejores precios
por economías de escala.
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Contratos de Largo Plazo
El Modelo Argentino mantiene una alta proporción de transacciones Spot
(77% en 2002/2003) y el resto en contratos, pero mayoritariamente alrededor de
un año de plazo.
El nuevo Modelo Brasilero pretende contratación exclusiva de largo plazo,
con mecanismos de ajuste, compensación y liquidación de diferencias.
Segmentación de la Demanda
El Modelo Argentino no discrimina las demandas en el mercado, pero sí en la
determinación tarifaria.
Ha introducido últimamente un diferimiento en la
traslación de los costos plenos de generación hacia los usuarios cautivos de menor
demanda, hasta 10 kW.
El Modelo Brasilero separa la demanda, en relación a la contratación de su
abastecimiento, en Cautiva ó regulada apara Distribuidores (ACR) y de Libre
Contratación para Consumidor Libre y Comercializadores (ACL).
Además, a los efectos de la contratación, separa la demanda cautiva en
demanda existente y demanda futura.
Segmentación de la Oferta
El Modelo Argentino no discrimina en el mercado generación existente de
nueva generación.
Esta última se integra al mercado único mediante
transacciones Spot o a término cuando está operativa para el despacho. Después
de haber atravesado distintos procesos, en la actualidad ambas regulaciones han
evolucionado hacia esquemas mixtos, aún cuando presentan diferente grado de
participación de los actores públicos y privados.
El Modelo Brasilero separa la Generación Existente de Nueva Generación en
cuanto a su capacidad de contratación y consecuentes incentivos económicos
dándole mayores incentivos a la nueva generación.
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6.4. C O M PA R A C I Ó N
DE
DE LAS
ACTUALES REGULACIONES
EN
M AT E R I A
GAS
6.4.1. Brasil
Tiene una marcada presencia del sector público, tenue apertura al sector
privado que en la mayoría de los casos está asociado a Petrobrás.
La intensidad regulatoria es baja por la presencia de fuertes formas
monopólicas que impone Petrobrás.
Existe una incipiente segmentación vertical: Petrobrás interviene en toda la
cadena, incluso en la generación eléctrica, tiene un importante poder monopólico
en el transporte tanto doméstico como en la importación y en la distribución.
En transporte el acceso y las tarifas son negociadas, y la ANP sólo interviene
en caso de conflicto.
Las tarifas de transporte Gasbol son de tipo postal no distancia, y con poca
transparencia en la formación de los componentes de gas y transporte en city gate.
Las tarifas de transporte interno tienen factor de distancia del 60%.
6.4.2. La Argentina
Existe una marcada presencia del sector privado.
La intervención regulatoria es intensa en los segmentos monopólicos, con
libertades contractuales limitadas, con excepción del transporte de exportación.
Existe una regulación intensa para controlar la integración vertical.
La producción de gas está desregulada, existiendo discrecionalidad
regulatoria en el mecanismo de pass-through del gas a la tarifa final.
En el transporte doméstico, el acceso y las tarifas son reguladas, mientras que
en el transporte de exportación existe libre negociación.
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6.5. D E C I S I O N E S
DEL
B I L AT E R A L E S
M AT E R I A E N E R G É T I C A
EN
CONSEJO
DEL
ME RCOSUR
Y
ACUERDOS
En los Memorandos de Entendimiento relativos a los intercambios eléctricos
e integración eléctrica del MERCOSUR, Decisión MERCOSUR/CMC/DEC
N° 10/98, y en el relativo a los intercambios e integración gasíferos, Decisión
MERCOSUR/CMC/DEC N° 10/99, y en el Protocolo de Entendimiento entre la
República Federativa del Brasil y la República Argentina, sobre integración en
materia energética, y en el Memorando de Entendimiento sobre el desarrollo de
intercambios y futura integración eléctrica se han acordado principios, entre los
que destacamos:
 Asegurar condiciones competitivas del mercado de generación de
electricidad y de gas, sin la imposición de subsidios que puedan alterar las
condiciones normales de competencia y con precios que reflejen costos
económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias con relación a
los agentes de la demanda y de la oferta de energía eléctrica entre los
Estados Partes.
 Permitir a distribuidores, comercializadores y grandes demandantes de
energía eléctrica y de gas, contratar libremente sus fuentes de provisión,
que podrán localizarse en cualquiera de los Estados Partes.
 Permitir y respetar la realización de contratos de compra y venta
libremente pactados entre vendedores y compradores de energía eléctrica y
de gas, de conformidad con la legislación vigente en cada Estado Parte y
con los tratados en vigencia entre los Estados Partes, comprometiéndose a
no establecer restricciones al cumplimiento físico de los mismos, distintas
de las establecidas para los contratos internos de la misma naturaleza.
 No discriminar a los productores y consumidores, cualquiera sea su
ubicación geográfica.
 Posibilitar, dentro de cada Estado Parte que el abastecimiento de la
demanda resulte del despacho económico de cargas, incluyendo ofertas de
excedentes de energía y de gas en las interconexiones internacionales.
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 Respetar el acceso abierto a la capacidad remanente de las instalaciones de
transporte
y distribución,
incluyendo también el
acceso
a las
interconexiones internacionales, sin discriminaciones.
 Respetar los criterios generales de seguridad y calidad del abastecimiento
eléctrico de cada Estado Parte, ya definidos para la operación de sus
propias redes y sistemas.
6.6. R E G U L A C I Ó N
DEL
COMERCIO EXTERIOR
DE
ENERGÉTICOS
6.6.1. Energía Eléctrica
6.6.1.1. La Argentina
La Ley 15336 fija un antecedente de la exportación/importación de energía
eléctrica, facultando al P.E.N. su autorización.
La Ley 24065 determina que la exportación e importación de energía eléctrica
deberán ser previamente autorizadas por la Secretaría de Energía de la Nación.
El Decreto P.E.N. 186/95 incorpora como participantes del MEM a las
empresas que vayan a comercializar la energía eléctrica proveniente de
interconexiones internacionales y emprendimientos binacionales y las que, sin ser
agentes del MEM, comercialicen energía eléctrica en bloque.
La Resolución SEyP 21/97 establece el marco normativo para las actividades
de exportación e importación (intercambios firmes y Spot).
El Anexo 30 de Los Procedimientos, por su parte, contempla la normativa
general aplicable a las importaciones y exportaciones de energía eléctrica.
En el mismo se establece que:
 Los agentes y comercializadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
y las empresas que pertenecen a mercados eléctricos de otros países
pueden realizar operaciones de importación y exportación de energía
eléctrica.
 Se pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación:
a) Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación
de cumplimiento físico de una potencia a entregar en el nodo frontera
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con garantía de suministro. Esta modalidad de intercambio se concreta
mediante un contrato de importación o exportación del mercado a
Término, del tipo Contrato de Potencia Firme.
b) Intercambios de oportunidad, mediante transacciones en el mercado
Spot, interrumpibles.
 La importación es considerada generación que se adiciona al MEM, y debe
pagar los cargos de transporte que le correspondan. La exportación es
considerada una demanda adicional que se agrega al MEM en la frontera y
debe pagar los cargos de transporte que le correspondan y el cargo
mensual por energía adicional correspondiente a las pérdidas, como si se
tratara de un gran usuario.
 Se limita la exportación Spot en caso de que provoque una variación
superior del 5 % en el precio MEM.
6.6.1.2. Brasil
Los importadores y exportadores son agentes comercializadores. Según lo
establecen las Leyes 9427/96 y 9648/98, las importaciones y exportaciones de
productores independientes, así como también la implementación del sistema de
transmisión asociado, dependen de la autorización de ANEEL.
La Ley 10848 no modifica la regulación en este aspecto.
Según la Resolución ANEEL 249/98, los agentes importadores o exportadores
con carga mayor a 50 MW deben participar en el MAE. Los concesionarios
importadores y exportadores de menor carga pueden participar en el MAE como
consumidores de acuerdo al artículo 15 y 16 de la Ley 9074/95.
Durante 1999 se desarrollaron las Reglas de Mercado, que contienen un
capítulo específico sobre “Interconexiones Internacionales”.
Los permisos de exportación Spot emitidos por Brasil han restringido la
entrega de energía a la Argentina a situaciones de vertimiento en Brasil o
emergencias en la Argentina.
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6.6.2. Gas Natural
6.6.2.1. La Argentina
La Ley 24076, de Marco Regulatorio de Gas Natural, tiene un capítulo
específico que trata la exportación e importación de gas natural en la República
Argentina. Esta Ley dice que las importaciones están autorizadas sin aprobación
previa del Estado, mientras que las exportaciones deberán ser solicitadas al Estado
y serán autorizadas siempre que no afecten el abastecimiento interno.
Sin
embargo, el poder público tiene un plazo de 90 días para contestar la solicitud y si
no lo hiciera la exportación queda automáticamente autorizada.
En el año 1998 se avanzó en la reglamentación de los permisos de
exportación indicando que el poder público tendrá en cuenta los siguientes
criterios para autorizar exportaciones de gas natural:
a) el nivel de inversiones en exploración y explotación;
b) la evolución de las reservas de gas natural en relación al consumo interno y
las ventas externas;
c) la posibilidad del agotamiento del recurso a nivel regional global;
d) la evolución de los precios del gas natural y de sus sustitutos en el mercado
interno y en los mercados externos;
e) el nivel de competencia alcanzado en el mercado del gas natural;
f) las condiciones generales de los mercados energéticos a nivel internacional.
Estos criterios se modificaron en el año 2001, estableciendo el gobierno
argentino la aprobación automática de cualquier solicitud para exportar gas
natural siempre que se cumpla que:
a) el índice de reposición de reservas de gas natural sea igual o mayor a cero,
en otras palabras, que la incorporación de reservas sea igual o mayor a los
volúmenes comprometidos en el contrato de exportación;
b) la relación reservas/producción, excluyendo los volúmenes reinyectados
sea igual o mayor a 12 años.
Si una de estas dos condiciones se verifica, la solicitud de exportación es
automáticamente aprobada y las empresas tienen un plazo de 180 días para iniciar
la construcción de las instalaciones correspondientes.
Página 46 de 70
Este proceso se desarrolla en una estructura industrial desintegrada
verticalmente, totalmente en manos de empresas privadas, donde el Estado ejerce
la regulación y control que le asigna la Ley de Marco Regulatorio, a través del
poder público y del organismo regulador creado a estos efectos (ENARGAS).
6.6.2.2. Brasil
Basada en el Art. 177 de la Constitución del Brasil, la Ley 9478 declara como
un monopolio federal diversas actividades de la industria entre las que se
encuentran las actividades de importación y exportación de gas natural.
De acuerdo con las disposiciones de esta Ley, la ANP es la agencia encargada
de conceder las autorizaciones correspondientes a las importaciones y
exportaciones de gas natural, las que pueden ser concedidas a toda empresa que
esté constituida bajo las Leyes brasileñas y cuya administración y sede estén
fijadas en Brasil.
En la práctica quien ejerce el monopolio legal de estas
actividades es la empresa Petrobrás, empresa controlada por el Estado Federal.
La penetración del gas natural en Brasil está muy controlada por la estrategia
que a tales fines sigue Petrobrás, que a su vez es una extensión del Estado Federal,
quien determina la forma en que se ejercerá el monopolio sobre esta industria, y el
ritmo de apertura de ciertas actividades al capital privado.
De esta forma, en función de esta estrategia, se asignan cuotas del gas
importado a los Estados de la Unión, los que en función de las mismas también
definen políticas de utilización de esta fuente en la industria y en la generación de
energía eléctrica.
6.7. C O M PA R A C I Ó N
UNIÓN EUROPEA
ENTRE LA
Y DEL
ESTRUCTURA INSTITUCIONAL
DE LA
MERCOSUR
En el siguiente cuadro se representan las principales diferencias entre la
estructura institucional de la Unión Europea y del MERCOSUR16:
16 _Scotti, Luciana B. Artículo de Doctrina “Aproximación a la dimensión institucional del MERCOSUR: Crónica de sus
deficiencias y Desafíos”. Periódico Jurídico El Dial.com.
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INSTITUCIONES
ÓRGANOS
TOMA DE
DECISIONES
CARACTERÍSTICAS
DEL DERECHO
COMUNITARIO
MECANISMO DE
RESOLUCIÓN DE
DISPUTAS
UNIÓN EUROPEA
Carácter: supranacional.
Los miembros de los
órganos representan los
intereses de la Comunidad.
Son independientes de los
gobiernos nacionales.
Por mayoría simple o
cualificada. Sólo
excepcionalmente se exige
unanimidad
> Supremacía del derecho
comunitario (incluso frente
a las Constituciones
Nacionales).
> Aplicabilidad inmediata y
efecto directo (las normas
comunitarias no requieren
ser incorporadas a los
derechos nacionales y
pueden ser invocadas
directamente por los
particulares).
> Es un derecho autónomo,
diferente de los derechos
internos nacionales y del
derecho internacional.
MERCOSUR
Carácter:
intergubernamental.
Los integrantes de los
órganos representan los
intereses y la voluntad de
los gobiernos a los que
pertenecen.
Por consenso, con la
presencia de todos los
Estados partes.
> El derecho constitutivo y
derivado del MERCOSUR
es inferior jerárquicamente
a las Constituciones de los
Estados partes.
> En Brasil y Uruguay tiene
la misma jerarquía de las
leyes y pueden ser derogado
por éstas.
> En la Argentina y
Paraguay el derecho de la
integración es supralegal.
> Todas las normas del
MERCOSUR requieren la
incorporación a los
derechos nacionales (no
gozan de efecto directo ni
de aplicabilidad inmediata).
> No se puede predicar su
autonomía. No es
propiamente derecho
comunitario. Es Derecho de
la Integración.
Jurisdiccional y
Negociaciones directas,
supranacional.
conciliación, arbitraje.
Tribunal de Primera
Tribunales ad hoc.
Instancia y Tribunal de
Tribunal Arbitral de
Justicia de las Comunidades Revisión (Protocolo de
Europeas (órganos
Olivos).
permanentes).
Legitimados: Estados
Legitimados: Estados
partes.
miembros, órganos y
particulares.
Página 48 de 70
Conforme la comparación entre la Unión Europea y el MERCOSUR
realizada en el cuadro precedente, resulta que la estructura institucional del
MERCOSUR no es adecuada para el logro de propósitos enumerados en el
Tratado de Asunción, ni en particular, para alcanzar los objetivos enunciados en
las decisiones del MERCOSUR relativas a la materia energética, que se
mencionan en el punto 6.4. de este documento.
Fundamentalmente, estas deficiencias se originan en la deliberada intención
de los gobiernos de los Estados partes de mantener inicialmente el control sobre la
toma de decisiones.
La situación descripta constituye un obstáculo para las interconexiones
energéticas en el corto o mediano plazo, alejando aún más la posibilidad de
integración.
Página 49 de 70
7 . B A R R E R AS PA R A E L I NT E R C AM B I O E NE R G É T IC O
7.1. F Í S I C A S
Las actuales instalaciones de interconexión eléctrica con Brasil superaron la
barrera tecnológica de la diferencia de frecuencia mediante la instalación de
conversoras (mayores costos). De todos modos estas interconexiones presentan
un límite de capacidad, que hace necesaria la instalación de más vínculos para que
los valores de intercambio sean representativos de una reserva consistente. La
tecnología de punta abrió un nuevo campo, el uso de vínculos de corriente
continua para grandes intercambios de energía aunque su costo es elevado.
Las barreras físicas para la integración de ambos países en gas están dadas
fundamentalmente por la caída de las reservas de la Argentina, país que, de ser el
proveedor para Uruguay y en los últimos años de la zona sur de Brasil, pasó a una
condición gas dependiente con proyección de necesidades de importación de no
mejorar las condiciones económico - regulatorias de la materia.
7.2. E C O N Ó M I C A S
Los altos requerimientos de capital presentan el mayor obstáculo para entrar a
la industria. Actividades tales como exploración, producción y transporte son
extremadamente capital intensivas.
Como dato para tener en cuenta, en los últimos cinco años en la Argentina,
Bolivia y Brasil se desembolsaron alrededor de 6 mil millones de dólares al año.
Si se ponen en conjunto la exploración y producción, más las inversiones
requeridas para la infraestructura, estaríamos hablando de cerca de 20 mil
millones de dólares17.
De acuerdo con datos de la Organización Nacional de la Industria de Petróleo
de Brasil (ONIP), desde 1995 hasta el 2003 un 65% de los pozos exploratorios
que se perforaron en el continente americano correspondió a los EE.UU., país que
posee apenas un 2% de las reservas de hidrocarburos no descubiertas en el mundo.
17 _Petroquímica. Año 23. Nº 205. Agosto 2005.
Página 50 de 70
Ese dato parecería indicar que las inversiones se colocaron en lugares con pocas
probabilidades de ser redituables.
7.3. R E G U L AT O R I A S
E
INSTITUCIONALES
Las barreras regulatorias e institucionales, así como las físicas y económicas
representan un obstáculo para el incremento de los intercambios energéticos, la
interconexión entre los mercados, y para una futura integración.
Su remoción posibilita el aprovechamiento de las ventajas técnicoeconómicas de los intercambios, que en definitiva, contribuyen a mejorar la
calidad de vida de la población de cada país.
Las barreras principales para los intercambios se originan en las falencias
institucionales, tanto de la estructura interna de cada país, como de la relación
bilateral y regional del MERCOSUR, y en las asimetrías, que consisten en las
ventajas o desventajas que un país tenga respecto del otro, provenientes de las
políticas de los Estados y de los marcos regulatorios locales, afectando la
competitividad del sector energético (de acuerdo a la definición del Grupo
Mercado Común).
En tal sentido, se han identificado barreras para los intercambios energéticos
y la interconexión entre los mercados, tanto en el escenario interno de cada país,
como en el plano bilateral y del MERCOSUR, aún cuando los tres se encuentran
relacionados.
En la perspectiva del MERCOSUR, las barreras fundamentales se producen a
causa de las falencias en su estructura institucional, pudiendo mencionarse las
siguientes:
 Sus instituciones no tienen carácter supranacional.
 Falta de instancias formales para la participación de los ciudadanos de los
Estados partes.
 Carencia de vías de canalización de las demandas del sector privado, ya
sea a través de órganos consultivos que sean realmente escuchados por los
órganos decisorios como asimismo a través de un mecanismo de
resolución de controversias que recepte sus reclamos y les dé solución.
Página 51 de 70
 Poca credibilidad, transparencia y efectividad de los procedimientos para
la toma de decisiones.
 Deficiente sistema de incorporación de normas del bloque a los
ordenamientos nacionales.
 El mecanismo de resolución de controversias no contempla diversas
acciones y vías, según los distintos tipos de reclamos y conflictos que
puedan suscitarse en el área.
 No se cuenta con un tribunal jurisdiccional o arbitral permanente que
permita la formación de una jurisprudencia uniforme que brinde
previsibilidad y seguridad jurídica a los operadores económicos.
 Falta de compromiso de los Estados partes de armonizar sus legislaciones
del sector energético para el fortalecimiento del proceso de integración.
 Los acuerdos emanados del MERCOSUR no tienen una agenda de
cumplimiento de metas, ni se cumplen sus objetivos y principios.
En el ámbito interno de cada país y en su relación bilateral, se han
identificado barreras que se detallan seguidamente:
 Imposibilidad para que los distribuidores, comercializadores y grandes
usuarios de electricidad y de gas puedan contratar libremente su fuente de
provisión, en cualquiera de los dos países.
 Escenario de inestabilidad institucional y legal por incumplimiento de
leyes, acuerdos internacionales y contratos privados, que genera
inseguridad jurídica (con aumento del riesgo regulatorio), y falta de
confianza en los inversores del sector privado.
 Asimetrías regulatorias en el tratamiento legal del sector de electricidad.
 Las interconexiones energéticas entre los dos países no reciben el mismo
tratamiento que los vínculos locales dentro de cada uno de ellos.
 Distintos procedimientos para la determinación del precio Spot en el
mercado mayorista de cada país: se calcula con periodicidad semanal en
Brasil, mientras que en la Argentina el periodo es estacional (semestral)
con un calculo anticipado de tres meses al inicio del semestre.
 Falta de armonización de los criterios para la emisión de los permisos de
exportación Spot: en Brasil han sido restringidos a situaciones de
Página 52 de 70
vertimiento en Brasil o emergencias en la Argentina, mientras que en la
Argentina se limita en caso que provoque una variación superior al 5% en
el precio MEM.
 Diferente grado de desarrollo de los marcos y modelos regulatorios bajo el
concepto de apertura de mercado de electricidad más avanzado en la
Argentina, e incipiente en Brasil.
 En materia de electricidad, en Brasil existe una multiplicidad de
instituciones con funciones probablemente superpuestas, que podría
generar ineficiencia regulatoria y la emisión de señales poco claras para
los actores privados, mientras que en la Argentina no se presenta esa
multiplicidad de instituciones, siendo la arquitectura institucional
adecuada, aunque con algunas falencias en su funcionamiento.
 Diferente grado de intervención del Estado, mayor en Brasil, y menor en la
Argentina (aunque en la actualidad ha ido creciendo).
 En la práctica, los Acuerdos Bilaterales no tienen una agenda de
cumplimiento de metas, ni se están cumpliendo sus principios básicos
integradores.
 La Argentina,
adicionalmente
tiene
renegociaciones
contractuales
pendientes.
Página 53 de 70
8 . C O N C L US I O NE S
La posibilidad de avanzar en un mercado de energéticos parece muy difícil en
el mediano plazo. Es posible en cambio, aumentar sensiblemente el intercambio
de energía eléctrica, dando lugar a la generación de una plataforma para el
desarrollo de las condiciones de integración, tal vez conducentes a la gestación de
un mercado común de energéticos en el largo plazo.
Por ahora no se vislumbra, sin aplicar recursos de los Estados, que sólo la
regulación actual, ni la acción de los agentes privados, posibilite, a mediano plazo,
generar o fomentar un ambiente de inversión privada que conduzca a la
ampliación de las interconexiones existentes, tal como la que se diera en forma
espontánea durante la década anterior.
Asimismo, las barreras regulatorias que han sido identificadas, dificultan un
aumento del intercambio energético y el camino hacia una futura integración. Por
ello, resulta necesario partir de una decisión político-institucional en común para
generar un marco de mutua confianza entre ambos Estados.
En tal sentido, cada Estado tiene un rol estratégico clave para adecuar los
marcos regulatorios, ajustando las concesiones y promoviendo reformas
institucionales.
En las actuales condiciones políticas y económicas, para optimizar o ampliar
el uso de las instalaciones existentes, debería comprobarse que existen
condiciones para el intercambio de energía que beneficien a ambos países, en
magnitudes comparables, y cuyo valor económico justifique mediante rentabilidad
razonable, la inversión en ampliación y/o mejora de las interconexiones.
En este contexto, aunadas las voluntades políticas de ambos países, podrían
obtenerse recursos financieros (fondos frescos) provenientes de organismos
internacionales de fomento (ergo BID, BM, etc.), escenario similar al que se diera
para la construcción de las centrales hidráulicas binacionales, pero orientado en
este caso, al intercambio de energía.
La concreción de vínculos de interconexión multinacionales disminuiría
fuertemente el riesgo político, alto para Sudamérica, favoreciendo la inversión
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privada. Una participación regional con mayor número de países, por ej. la de
Chile, en la eventual gestación de un intercambio de energía a partir de un
corredor eléctrico Sao Pablo – Buenos Aires – Santiago, aportaría mayor
confianza al capital privado, nacional e internacional.
En este caso el camino sería fortalecer la interconexión eléctrica hasta darle
una magnitud que sirva como polo de gestación de un mercado de energéticos a
futuro. Si el intercambio eléctrico se tornara importante se gestarían fuertes
incentivos para avanzar en regulaciones que apunten a políticas más integradoras.
Los vínculos más importantes existentes o en construcción obedecieron por lo
general, al objetivo de satisfacer necesidades de conexión muy específicas,
identificadas al nivel de proyecto, pero no como resultado de una estrategia de
desarrollo y propulsadas en casi todos los casos por decisiones políticas de los
Estados. Su puesta en marcha ha requerido ingentes esfuerzos, representados en
convenios de lenta maduración, que han fructificado sólo después de superar
múltiples escollos.
Las posibilidades de obtener beneficios mediante la construcción de
interconexiones eléctricas internacionales son grandes, y revelan que existe un
espacio
que
puede
aprovecharse
como
consecuencia
directa
de
la
complementariedad de los sistemas eléctricos que se conectan.
La complementariedad horaria entre la Argentina y Brasil es escasa y, aunque
aprovechable, no sería el factor destacable de la interconexión. En cambio, sí lo
es la complementariedad estacional. A partir fundamentalmente de ésta es que
puede pensarse en contratos firmes entre la Argentina y Brasil para utilizar la
interconexión buena parte del tiempo, y en el resto mediante arbitraje, explotar las
diferencias de precios entre los mercados.
En lo que respecta al gas, la condición de importadores de ambos países
pareciera bloquear cualquier posibilidad de integración.
En la hipótesis que Bolivia solucione sus conflictos políticos y logre regular y
permitir la exportación de gas a Brasil y a la Argentina, la exportación desde
nuestro país pareciera perder sentido.
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Gran parte de la demanda de gas de Brasil (gas proveniente de Bolivia) se
destina a las centrales termoeléctricas con el objeto de utilizar ese gas como
potencia de respaldo, con lo cual, puede que Brasil esté comprando un gas que no
utilice.
De esta forma, existe la posibilidad que la Argentina importe energía
producida con ese gas de reserva (vía contrato interrumpible) sustituyendo la
generación propia con gas también importado de Bolivia, para lo cual el recupero
del precio del gas que haría Brasil sería sólo parcial, con techo en el costo que
tendría para la Argentina generar importando directamente.
Para ello debe considerarse que la Argentina también importa gas de Bolivia,
y que cabe analizar el precio al que la Argentina estaría dispuesta a absorber
energía eléctrica producto del gas que Brasil le compra a Bolivia pero no utiliza.
Precios de exportación de Bolivia18
Hacia la Argentina
Hacia Brasil
U$S 2.08
U$S 2.80
Dados estos precios, por el momento la energía proveniente de Brasil sería
competitiva a partir de un gas a un precio menor que U$S 2.08 19, valor tal que
para la Argentina sería indiferente comprar el gas directamente de Bolivia.
18 _El contrato Petrobras e YPFB establece el precio de gas mediante una fórmula que promedia precios trimestrales (anterior con
el pertinente). El precio pertinente del trimestre se ajusta por una canasta de precios de Fuel Oil, por lo que el precio final resultante
tiene una alta correlación con las variaciones del WTI, pero con retardo a las variaciones de precio de éste. Con un precio del WTI
de U$S 60/bbl, el precio estimado promedio del gas de Bolivia convergerá a U$S 3,5/Mmbtu en un año aproximadamente. Por
otra parte, el precio de compra de la Argentina está sujeto a renegociación.
19 _Este análisis puntual no está considerando la desadaptación actual del mercado de gas en la Argentina, donde el precio del gas
para generación eléctrica sigue un sendero de precios negociado entre el Gobierno y las empresas. El análisis supone la superación
de tal situación transitoria y el retorno a la paridad importación del precio local del gas en boca de pozo con los precios de
importación desde Bolivia.
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9 . PR O PU E S T A S
De acuerdo con lo expresado por la ex-Ministra de Minas y Energía de Brasil,
Dilma Rousseff, ese país necesita contar para el año 2010 con aproximadamente
5.000 MW de oferta disponible, para mantener las condiciones de seguridad
medias de abastecimiento que tiene en el 2004 (figura 9.a)20.
MW med
65000
60000
55000
50000
45000
Disponibilidad de Generación
Ene-10
Sep-09
May-09
Ene-09
Sep-08
May-08
Ene-08
Sep-07
May-07
Ene-07
Sep-06
May-06
Ene-06
Sep-05
May-05
Ene-05
Sep-04
May-04
Ene-04
40000
Mercado
figura 9.a
Esta ampliación de capacidad sólo la podría conseguir en el mediano plazo
con la instalación de usinas propias. La disponibilidad de usinas propias a gas
natural del tipo “Ciclo Combinado”, alimentadas con gas boliviano, demanda un
período de gestión-instalación de tres años, además de una fuerte inversión. Los
emprendimientos hidráulicos requieren un plazo y una inversión sensiblemente
mayor. Aquí analizamos, como alternativa, la posibilidad que parte de esa mayor
demanda puede ser abastecida en intercambio con la Argentina y con menores
inversiones, por medio de un sistema de complementación que resultaría
económicamente ventajoso para ambos países.
20 _Russeff, Dilma., ex-Ministra de Minas y Energía de Brasil. Presentación del 19 de marzo de 2004. en Buenos Aires.
Página 57 de 70
Las actuales instalaciones de interconexión en 500 kV permitirán la
exportación a Brasil de 2.000 MW y la importación de sólo 300 a 700 MW aún
con YACYRETA a cota 83 m, y una vez en servicio la nueva línea de 500 kV
Rincón – Rodríguez actualmente en tramite de licitación.
La ampliación de estas instalaciones con un tercer vínculo, de tecnología y
dimensión similar a los primeros, paralelo a los mismos, incrementaría la
exportación hacia Brasil en 1.000 MW, sin lograr incremento en la importación
argentina dadas las limitaciones técnicas de la red del SADI en el área.
Existe la alternativa de incrementar el intercambio actual en 3000 MW más,
alcanzando nuevamente el margen ya mencionado de 5.000 MW para Brasil. Esta
alternativa de intercambio, estaría disponible en un tiempo similar al de la
instalación de usinas a gas.
Se trata de una línea de Corriente Continua, instalación de tecnología de
punta, que permitiría la transmisión eficiente punto a punto de grandes
intercambios de energía si se instalara por ejemplo en cercanías de Sao Pablo y
Buenos Aires. La tensión nominal a seleccionar debe ser motivo de estudios de
diseño, seguramente las opciones serán 600 kV ó 800 kV.
Aunque su costo es elevado, su justificación debería fundamentarse en un
intercambio de energía eléctrica en bloques considerables, y en ambos sentidos, de
manera de lograr el repago del proyecto a una tasa razonable durante su vida útil.
Además de la línea se requieren plantas conversoras de frecuencia para posibilitar
este proyecto, pero se debe considerar que éstas son necesarias igualmente ante
una interconexión de Corriente Alterna dada la diferente frecuencia de los
sistemas eléctricos de ambos países.
La financiación por su magnitud y
complejidad merece un tratamiento específico.
Esta nueva interconexión, que podría operar en forma bidireccional,
incrementaría en 3.000 MW las reservas de la potencia instalada en la Argentina,
lo cual permite vislumbrar cierta complementariedad de los recursos de ambos
países. Se ha explicado ya, al tratar las complementariedades que la exportación
hacia la Argentina, debería darse en el período invernal, cuando Brasil dispone de
reserva hidráulica y eventual excedente de gas contratado con Bolivia; mientras
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que la exportación hacia Brasil se daría en el período de bajo consumo de gas en
la Argentina y baja hidraulicidad de Brasil y eventual mayor utilización de gas
contratado con Bolivia.
Una línea de Corriente Continua que interconecte las redes de extra alta
tensión de la Argentina y Brasil, en puntos cercanos a centros de alta demanda
(Buenos Aires y San Pablo respectivamente) requeriría una inversión
sensiblemente menor que su equivalente en potencia mediante Corriente Alterna,
dado que los costos de esta última se encarecen sobre los de la primera a partir de
los 700 km de longitud, tal como lo muestra la figura 9.b21.
figura 9.b
Además del nivel de inversión se pueden mencionar otras ventajas de la línea
de corriente continua tales como:
 mayor capacidad de transporte, 1.000 MW en una línea de Corriente
Alterna vs. 3.000 MW en la línea propuesta;
21 _Información técnica publicada por ABB. High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems. Technology
Review . Paper Presented at Energy Week 2000, Washington, D.C, USA, March 7-8, 2000.
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 mayor eficiencia de la instalación por menores pérdidas eléctricas;
 gran control estático y dinámico de los flujos eléctricos independizando al
vínculo de fallas en las redes de los países interconectados;
 menor impacto ecológico al ocupar una franja de servidumbre
notablemente menor.
La figura 9.c muestra una relación de servidumbre entre vínculos de Corriente
Continua y Alterna para un mismo nivel de transporte22:
figura 9.c
La fotografía que sigue muestra una línea típica de corriente continua:
22 _Información técnica publicada por ABB. High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems. Technology
Review . Paper Presented at Energy Week 2000, Washington, D.C, USA, March 7-8, 2000.
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9.1. A N Á L I S I S E C O N Ó M I C O
DE LA
P R O P U E S TA
Se tuvieron en cuenta los siguientes supuestos:
 Mantenimiento de los precios del petróleo en niveles actuales o superiores.
 Caída en las reservas de gas de la Argentina.
 Problemas de exportación de gas de Bolivia.
 Brasil cuenta con hidraulicidad.
Se pueden cuantificar los ahorros en costos de generación de electricidad,
tanto de la Argentina como de Brasil, y analizar la viabilidad del proyecto.
Para la Argentina se obtiene un ahorro a partir del reemplazo de su generación
a Fuel Oil por generación hidráulica de Brasil durante las horas de pico de
invierno. El salto de precio tomado es:
G. hidro. BRA U$S 7,5/MW – G. Fuel Oil ARG U$S 81,63/MW23 = U$S 74,13/MW
El ahorro probable de la Argentina se calculó sobre:
Pot. importada 3000 MW * U$S 74,13 * 6 hs./día * 60 días/año = U$S 80.060.400
Para Brasil se obtiene un ahorro a partir de la diferencia de los costos
marginales de largo plazo. El salto de precio tomado es:
CMg LP BRA U$S 30/MW – CMg LP ARG U$S 25/MW = U$S 5/MW24
El ahorro probable de Brasil, teniendo en cuenta que la Argentina importará
durante dos meses de invierno, se calculó sobre los 10 meses restantes del año con
una expectativa de convocatoria por parte de Brasil del orden del 50% del tiempo
(7.200 hs./año * 0.5):
Pot. importada 3000 MW * U$S 5 * 7200 hs./año * 0.5 = U$S 54.000.000
De este modo los ahorros totales suman U$S 134.060.400.
Una segunda fuente de información, documento CIER, muestra la evolución
del CMg de largo plazo en los países de América del Sur, ratificando la base
tomada para el cálculo del ahorro probable de Brasil (figura 9.1.a).
23 _Departamento Comercial de Central Puerto – Argentina. Estimación obtenida por entrevista, para un horizonte de corto plazo
y en base a los supuestos que encabezan este análisis.
24 _Comercializadora del Mercado: CEMSA. Estimación obtenida por entrevista, para los supuestos previamente expuestos.
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figura 9.1.a
La inversión considerada para la línea y sus conversoras asociadas, para una
capacidad de 3.000 MW, es de U$S 990.000.00025.
Longitud
Línea
Costo/km
Sub total Conversoras Costo c/u
Sub total
Línea
Conversoras
[km]
[U$S]
[U$S]
1.300
250.000
325 MM
2
[U$S]
[U$S]
250 MM
500 MM
Otros
Costos
Instalación
Costo
Total
[U$S]
20%
990 MM
Considerando que la inversión se realizaría durante los primeros tres años, se
observa que:
 tomando un horizonte temporal de 20 años, obtenemos una TIR del 11%;
 tomando una TIR del 8 %, el proyecto es rentable (VAN = 0) en 15 años.
Los ahorros binacionales calculados, fueron efectuados sobre la base de un
factor tiempo de ocupación de la nueva interconexión propuesta, del 25% de las
25 _Información técnica publicada por ABB. High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems. Technology
Review . Paper Presented at Energy Week 2000, Washington, D.C, USA, March 7-8, 2000.
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horas de dos meses de invierno para la Argentina y de un 50% de las horas de los
diez meses restantes del año de convocatoria de Brasil.
Queda entonces abierta una posibilidad de explotación de la misma mediante
acuerdos o arbitrajes en el resto del tiempo (figura 9.1.b).
figura 9.1.b
Debería tenerse en cuenta además el valor de la mayor seguridad de
abastecimiento para cada país.
Cabe mencionar como ejemplo que, como
consecuencia de la sequía del año 2001, Brasil tuvo Energía No Suministrada, y
su demanda se vio luego reducida aproximadamente en un 5%. Por otra parte
tuvo una reducción del orden de 2 puntos en su PBI (figura 9.1.c)26.
26 _Russeff, Dilma., ex-Ministra de Minas y Energía de Brasil. Presentación del 19 de marzo de 2004. en Buenos Aires.
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%
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
-2,00
-4,00
-6,00
-8,00
Consumo de energia elétrica
Produto Interno Bruto
-10,00
figura 9.1.c
9.2. P R I N C I PA L S U S T E N T O R E G U L AT O R I O
DE LA
P R O P U E S TA
Para sustentar la propuesta técnico-económica, es necesario, desde el punto
de vista legal, realizar contratos de largo plazo, del tipo “take or pay”, de potencia
firme y energía asociada, en ambos sentidos (bidireccional), a los efectos de
proporcionar mayor seguridad jurídica a los intercambios energéticos, reglas
claras entre las partes intervinientes, y proteger a los inversionistas del proyecto.
Dichos contratos deberían permitir a cualquiera de las partes, ante una
situación de emergencia o casos de fuerza mayor, en que esté comprometida la
seguridad del abastecimiento interno, no suministrar a la otra la energía
convenida.
Asimismo, para otorgar a ambas partes mayor confiabilidad y certeza en el
cumplimiento de las obligaciones, resulta conveniente que los convenios
contemplen cláusulas que establezcan que si una de las partes no cumple las
obligaciones a su cargo, salvo los supuestos anteriormente mencionados, la otra
tenga la facultad de no cumplir las suyas con causa justificada (exceptio non
adimpleti contractus).
Por otra parte, la energía que no se encuentre comprometida en los contratos,
podría ser negociada por medio de arbitraje, sujeto al juego de la oferta y la
demanda, explotando las diferencias de precios entre mercados, estimulándose, de
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esa manera, la generación de mayores oportunidades de aprovechamiento
adicional de las ventajas que origina la nueva interconexión.
9.3. O T R A S P R O P U E S TA S R E G U L AT O R I A S
Como punto de partida, para la eliminación de las barreras anteriormente
identificadas, resulta imprescindible –como ya se ha expresado- que los Estados
lleguen a un entendimiento previo, sobre la base de una firme voluntad político
institucional común, dirigida a la promoción y desarrollo de las interconexiones, y
en el largo plazo, hacia una integración.
En tal sentido, en el espacio que generaría ese marco de entendimiento
mutuo, se formulan las siguientes propuestas:
9.3.1. En el plano del MERCOSUR.
 Constituir vías de canalización de las demandas del sector privado, ya sea
a través de órganos consultivos que sean realmente escuchados por los
órganos decisorios como asimismo a través de un mecanismo de
resolución de controversias que recepte sus reclamos y les dé solución.
 Comprometerse a aumentar la credibilidad, transparencia y efectividad de
los procedimientos para la toma de decisiones.
 Modificar el sistema de incorporación de normas del bloque a los
ordenamientos nacionales.
 Modificar el mecanismo de resolución de controversias para contemplar
diversas acciones y vías según los distintos tipos de reclamos y conflictos
que puedan suscitarse en el área.
 Instaurar un tribunal jurisdiccional o arbitral permanente que permita la
formación de una jurisprudencia uniforme que brinde previsibilidad y
seguridad jurídica a los operadores económicos.
 Armonizar legislaciones del sector energético para el fortalecimiento del
proceso de integración.
 Cumplir los objetivos establecidos en las decisiones del MERCOSUR.
Página 65 de 70
9.3.2. En la perspectiva de la relación bilateral y del ámbito
interno de cada país.
 Comprometerse y concretar el cumplimiento de los principios establecidos
en los Acuerdos Bilaterales.
 Establecer
condiciones
para
lograr
un escenario
de
estabilidad
institucional, jurídica, y económica, basado en el cumplimiento de normas
y de los contratos, en el mantenimiento de las reglas de juego, pudiéndose
alcanzar, un marco de seguridad jurídica y confianza en los inversores del
sector privado.
 Diseñar mecanismos que preserven la sustentabilidad en el largo plazo de
las inversiones, más allá de las crisis locales, y el respeto a los acuerdos
originales que propiciaron las inversiones.
 Armonizar los marcos regulatorios para posibilitar la eliminación de las
principales asimetrías en la regulación del sector energético, y en particular
para el comercio exterior de electricidad.
 Eliminar por parte de Brasil la restricción para la emisión de los permisos
de exportación sólo ante situaciones de vertimiento o emergencias en la
Argentina, y armonizar los criterios para el otorgamiento de los permisos
de exportación.
 Armonizar la determinación del precio Spot en el mercado mayorista de
cada país a los efectos de los intercambios.
 Introducir cambios en la regulación para permitir que los distribuidores,
comercializadores y grandes usuarios de electricidad puedan contratar, en
condiciones de equidad de tratamiento, su fuente de provisión.
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1 0 . B IB L I O G R A FÍ A
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