CEARE – TESINA “SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

SITUACIÓN DEL MERCADO
ELÉCTRICO MAYORISTA
TESINA
Por:
Directores:
Dr. Marcelo H. Merino
Dr. Cont. Ricardo J. Caratti
Ing. Jorge A. Oniszczuk
Lic. Eduardo Lerner
Lic. Fernando Abadie
POSGRADO EN REGULACION
JURIDICO-ECONÓMICA DE LA ENERGÍA
Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
Universidad de Buenos Aires
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Noviembre 2 0 0 4 -
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
TESINA
CONTENIDO
1. Introducción.
2. El Mercado Eléctrico Argentino.
2.1. Principales Objetivos en la Creación del MEM.
3. CAMMESA.
4. Mercado y Precios Estacionales.
5. Fondo de Estabilización - Esquema de Funcionamiento.
6. Panorama Económico. Evaluación del Impacto de la Devaluación y Pesificación.
Medidas de Tipo Regulatorias Adoptadas a Partir de 2002.
6.1. La Crisis de la Argentina y su Relación con el Sector Energético.
6.2. Emergencia Pública y Crisis Energética.
6.2.1. Situación del MEM antes y después del 2001.
6.3. Emergencia Económica y Principales Medidas Regulatorias.
7. Abastecimiento de energía.
7.1. Relación Energía Eléctrica y Gas Natural durante el Año 2004.
7.2. Abastecimiento de Energía. La Relación Energía Eléctrica y Gas Natural
proyectada al Período 2005 - 2006.
7.3. Expansión del Sistema de Transporte de Gas y su relación con el
abastecimiento a las industrias del MEM.
8. Perspectiva y Alternativas Futuras Sobre el Fondo de Estabilización.
9. Conclusiones.
10. Bibliografía.
ANEXO I. Medidas Regulatorias
ANEXO II. Plan Energético Nacional 2004-2008.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
“SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA”
TESINA
1. INTRODUCCION
Los cambios políticos producidos a mediados del 2001 y hasta la actualidad, han
generado un impacto significativo en la economía de la Argentina. La devaluación
producida durante los primeros meses del 2002 trajo como consecuencia una
necesidad imperiosa de armonizar los precios relativos de la economía en su conjunto,,
produciéndose un desequilibrio en distintos sectores de la economía, que ha generado
un lógico desajuste y transferencia de recursos de un sector a otro.
Uno de los desequilibrios que se mantienen hasta la fecha son los desajustes de las
tarifas energéticas, que ha detenido el desarrollo, entre otros, de la infraestructura de
servicios públicos de transporte y distribución de gas y electricidad.
Además, esta situación ha producido beneficios a sectores exportadores, al tener un
precio de energía "subsidiado" por el Estado Nacional, produciéndose en algunos
casos una asignación inequitativa e ineficiente de los recursos públicos.
El objetivo propuesto por el CEARE para el desarrollo de la Tesina es el "Estudio de la
Situación del Mercado Mayorista y Cambios Regulatorios en el Marco de la
Emergencia".
Sobre la base de una recopilación de antecedentes, se efectúa en la presente Tesina
un análisis crítico del cual resulta una síntesis de los aspectos más destacables
relacionados con objetivo del trabajo. El criterio de análisis establecido otorga prioridad
a la situación del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), vinculado con las situaciones
anteriores y posteriores a la crisis económica producidas en la Argentina a partir de año
2001, sobre todo relacionado con la situación del "fondo de compensación".
2. EL MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO
La Ley N° 24.065 sancionada por el Congreso de la Nación en enero de 1992
estableció el Marco Regulatorio en que se debía encuadrar el Mercado Eléctrico
Argentino, una actividad de propósito público pero a ser realizada por agentes privados.
Dicho Marco establece la desintegración vertical del Sector Eléctrico, quedando así
definidos los siguientes participantes:





la Generación: la producción de energía;
el Transporte: la vinculación de la producción con el consumo;
la Distribución: el abastecimiento a los usuarios;
los Grandes Usuarios;
los Comercializadores. Esta figura que no aparecía en la Ley fue introducida
más tarde en el mercado.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
El Poder Ejecutivo Nacional a través de la Secretaría de Energía fue la responsable de
llevar a cabo el objetivo establecido en la Ley N° 24.065. Para el negocio de
Generación, creó un Mercado Eléctrico librado a condiciones de competencia. Para los
negocios de Transporte y Distribución, en cambio, dadas sus características
monopólicas, estableció Contratos de Concesión.
El Transporte recibió un tratamiento especial, dadas sus características monopólicas y
la necesidad de garantizar el libre acceso por parte de todos los agentes del Mercado a
su servicio. Se sancionaron Reglamentos que establecen las condiciones de acceso a
la capacidad de transporte existente, los mecanismos de su ampliación, y los requisitos
técnicos para la operación de la red dentro de los niveles de calidad y confiabilidad
pretendidos. El negocio quedó encuadrado dentro de un Contrato de Concesión que
establece las obligaciones y penalizaciones del operador y el régimen tarifario a utilizar.
Las Concesiones de Distribución para el área abastecida por la ex empresa SEGBA
realizadas por la Secretaría de Energía establecieron las obligaciones, tarifas y demás
regulaciones que fijan las condiciones del operador del negocio de Distribución. Las
mismas buscan garantizar el abastecimiento al usuario dentro de determinadas
condiciones de calidad de servicio y con un predeterminado esquema tarifario.
Los Grandes Usuarios están constituidos por aquellos agentes que pueden contratar el
servicio directamente con generadores. Se los caracteriza por el módulo de potencia y
energía demandados, que son fijados por la reglamentación. En un principio, había que
igualar o superar los 5 MW, luego se redujo a 1 MW y a 0,1 MW (100 Kw.) para
actualmente depositarse en los 0,03 MW (30 Kw.); además, al principio debían estar
conectados en media tensión y actualmente se permite también en baja.
Los comercializadores interactúan en el mercado fomentando la competencia. No
constituyen una obligación para los agentes del MEM sino que son una opción
adicional para obtener productos y servicios. Los comercializadores permiten una mejor
adaptación a los requerimientos energéticos de los clientes por medio de la oferta de
productos diferenciados.
La creación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) permitió definir un ámbito para la
realización de las transacciones de energía a nivel mayorista, con una sanción de
precios objetiva y transparente que reflejaba el costo económico de producción.
Mediante Resoluciones de la Secretaría de Energía, se establecieron las normas que
en dicho Mercado actualmente regulan la compra / venta de energía y potencia, los
servicios prestados por los agentes, y la fijación de precios horarios.
2.1. Principales Objetivos en la Creación del MEM
Los principales objetivos del MEM son:


Definir un mercado dónde existan condiciones de competencia en la oferta.
Optimizar desde un punto de vista global energético el uso de los recursos.
disponibles para abastecer la demanda eléctrica al menor costo posible
respetando los requerimientos de calidad de servicio establecidos, con reglas
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
claras para la fijación (sanción) de precios que reflejen el costo económico de
abastecimiento.
 Mantener una operación unificada del Sistema Eléctrico a través de un único
organismo (Organismo Encargado del Despacho) que coordine la operación y
realice el despacho óptimo de la oferta garantizando en cada momento el
balance entre la producción y el consumo, teniendo en cuenta las características
variables en el tiempo de la demanda.
 Definir el Servicio de Transporte garantizando el libre acceso al mismo y
definiendo su costo en función del uso del mismo y de la adaptación de la red a
los requerimientos del MEM.
3. CAMMESA
De acuerdo a lo previsto en el art. 35 de la ley 24065 el decreto 1192 de julio de 1992
dispuso la creación de CAMMESA sobre la base del Despacho Nacional de Cargas.
Sus funciones principales comprenden la coordinación de las operaciones de
despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas y la
administración de las transacciones económicas que se realizan a través del Sistema
Interconectado Nacional (SIN). Es una empresa de gestión privada con propósito
público.
El paquete accionario de CAMMESA es propiedad de los Agentes del Mercado
Mayorista Eléctrico en un 80%. El 20% restante está en poder del ministerio público
que asume la representación del interés general y de los usuarios cautivos. El 80%
señalado se integra en igualdad de condiciones por los Agentes Generadores,
Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios.
Además del objeto principal del despacho técnico y económico del SIN, organizando el
abastecimiento de la demanda al mínimo costo compatible con el volumen y la calidad
de la oferta energética disponible, CAMMESA ha sido concebida para realizar las
siguientes funciones de propósito público:



Ejecutar el despacho económico para aportar economía y racionalidad en la
administración del recurso energético
Coordinar la operación centralizada del SIN para garantizar seguridad y calidad.
Administrar el MEM asegurando transparencia por medio de la participación de
todos los agentes involucrados y el respeto a las reglamentaciones respectivas.
La racionalidad en la ejecución y coordinación del despacho apunta a que los precios
mayoristas en el mercado spot se determinen en base al costo marginal de producción
y transporte del sistema, y a que se maximice al mismo tiempo la seguridad y calidad
de los suministros.
En los roles de administración del MEM, le corresponde a CAMMESA supervisar el
funcionamiento del mercado a término, planificar las necesidades de potencia y
optimizar su aplicación de acuerdo a las reglas fijadas por la SE. Es así que, las
actividades de CAMMESA son de interés nacional, indispensables para la libre
circulación de la energía eléctrica y se encuentran comprendidas en los términos del
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
art. 12 de la ley 15336, por lo que las provincias no pueden aplicar tributos o
incidencias algunas que afecten la constitución y el cumplimiento del objeto social de la
empresa.
CAMMESA actúa como mandatario de los diversos actores del MEM en lo relativo a la
colocación de potencia y energía, organizar y conducir el uso de las instalaciones de
transporte en el mercado spot, como agente de comercialización de la energía y
potencia proveniente de importaciones y de emprendimientos binacionales, y también
gestiona cobros, pagos o acreditaciones de las transacciones que se celebren entre los
actores del MEM.
Podemos resumir que los principales objetivos de CAMMESA son:

Operar centralizadamente el sistema eléctrico en tiempo real, manteniendo el
balance entre producción y consumo y coordinando los requerimientos de la red.
 Realizar el despacho económico de la oferta de generación.
 Sancionar los precios del MEM, estacionales (semestrales), y spot, con
frecuencia horaria, para la producción de energía eléctrica.
 Administrar las transacciones económicas entre los agentes del MEM por cuenta
y orden de éstos.
4. MERCADO y PRECIOS ESTACIONALES
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se compone de:
a) Un Mercado a Término, con contratos por cantidades, precios y condiciones
pactadas libremente entre vendedores y compradores;
b) Un Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del costo
económico de producción, representado por el Costo Marginal de Corto Plazo
medido en el Centro de Carga del Sistema;
c) Un Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el Mercado
Spot, destinado a la compra de los Distribuidores.
La coordinación de la operación técnica y administración del MEM se realizará a través
de un ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
Los Precios Estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica calculada
en base a la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) prevista por
el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), con un precio de la energía
que tiene en cuenta el costo marginal probable, y un precio de la potencia por
requerimientos de cubrimiento de la demanda, nivel de reserva y otros servicios
relacionados con la calidad de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
(MEM).
El Precio de la Energía se define para tres bandas horarias dadas por el período de
horas de valle, período de horas de pico y período de horas restantes. Se considera en
cada año dos períodos de seis meses (Período Estacional), dividido cada uno de ellos
en dos subperíodos de tres meses (Período Trimestral):
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
• Período Estacional de Invierno : Corresponde a los días comprendidos entre el
1 de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se divide en Primer
Trimestre de Invierno (mayo a julio) y Segundo Trimestre de Invierno (agosto de
cada año a octubre de cada año).
• Período Estacional de Verano : corresponde a los días comprendidos entre el 1
de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en Primer Trimestre de
Verano (noviembre a enero) y Segundo Trimestre de Verano (febrero a abril).
5. FONDO DE ESTABILIZACION - ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO
Cada mes surge una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo
abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MERCADO
ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que se acumula en el Fondo de Estabilización,
excluidas las diferencias que surgen atribuibles a las pérdidas. La evolución de este
fondo refleja la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía y el
Precio Spot medio de la energía.
La recaudación a asignar está dada por la suma de:
 los montos pagados por los Distribuidores por su compra de energía realizada al
Precio Estacional de la energía;
 los montos pagados por la compra de energía realizada a Precio Spot por
Grandes Usuarios y Autogeneradores;
 los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con contratos por la
compra de energía a Precio Spot;
 los montos pagados al correspondiente Precio Spot por las centrales de bombeo
por su compra de energía para bombear;
 los montos pagados por los Contratos del Mercado a Término en concepto de
cargo variable del Transporte;
 los montos pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas
en el Mercado Spot;
 el Monto Mensual de Diferencia por Energía que se retira de la Cuenta de
Energía Adicional.
El total pagado está dado por la suma de:
 los montos remunerados a Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores por
las ventas de energía en el Mercado Spot;
 los montos remunerados por las ventas de energía en el Mercado Spot a
Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos;
 monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte como remuneración
variable por energía eléctrica transportada (RVTE);
 los montos abonados por las importaciones Spot de energía de países
interconectados
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
El fondo requiere contar con un monto mínimo para cubrir el pago a los vendedores de
resultar los precios Spot durante el trimestre. El ORGANISMO ENCARGADO DEL
DESPACHO (OED) debe calcular el Apartamiento Máximo Previsto (APMAX) como la
diferencia que resultaría si la demanda total prevista abastecer a Distribuidores al
Precio Estacional se debe generar a un precio que resulta mayor en un determinado
porcentaje, denominado Porcentaje de Apartamiento (%AP), que el correspondiente a
una probabilidad de ocurrencia del CINCUENTA POR CIENTO (50%). El Porcentaje de
Apartamiento se define en el QUINCE POR CIENTO (15%). El ORGANISMO
ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio medio como el
promedio de los precios por banda horaria para una probabilidad de ocurrencia del
CINCUENTA POR CIENTO (50%) (PPROBt b ,50%) ponderado por la demanda
prevista abastecer a precio estacional en cada banda horaria.
Para la Programación Estacional y Reprogramación trimestral se define la condición en
que se encuentra el fondo de acuerdo al monto disponible calculado como el monto
acumulado en el Fondo de Estabilización al 1º de abril de tratarse de la Programación
Estacional de Invierno, al 1º de octubre de cada año de ser la Programación Estacional
de Verano, y al 1º de julio y al 1º de enero para la Reprogramación de Invierno y de
Verano respectivamente, más los montos con su correspondiente signo a asignar en el
trimestre al precio de Distribuidores por el Apartamiento Total por Precio Local
(APTOTPL) y descontados los montos a asignar por la Diferencia Total por Factores de
Nodo (DIFTOTFN) que surgen como sumatoria de las discriminadas para cada
distribuidor en su subcuenta de ajuste. Se definen las siguientes condiciones:
 El Fondo se encuentra en situación adecuada si el monto disponible no es




interior al Apartamiento Máximo ni lo supera en más de un DIEZ POR CIENTO
(10%).
El Fondo se encuentra en situación de probable sobrante si el monto supera al
Apartamiento Máximo previsto dentro de una banda que oscila entre un DIEZ
POR CIENTO (10%) y un VEINTICINCO POR CIENTO (25%).
El Fondo cuenta con recursos en exceso si el monto disponible supera al
Apartamiento Máximo previsto en más de un VEINTICINCO POR CIENTO
(25%).
El Fondo se encuentra en situación de probable faltante si el monto calculado es
inferior al Apartamiento Máximo Previsto pero mayor que el OCHENTA Y CINCO
POR CIENTO (85%) de dicho valor.
El Fondo tiene falta de recursos si el monto disponible es inferior al OCHENTA Y
CINCO POR CIENTO (85%) pero mayor que el CUARENTA POR CIENTO
(40%) del Apartamiento Máximo Previsto.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
6. PANORAMA ECONÓMICO. EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA
DEVALUACIÓN y PESIFICACIÓN. REGULATORIAS ADOPTADAS A
PARTIR DE 2002.
6.1. La Crisis de la Argentina y su Relación con el Sector Energético.
En los alcances del presente trabajo sobre la actual situación, puede convenirse que la
crisis del sector externo de nuestro país y sus consecuencias para la economía interna
comenzó en el año 1999. Si se analizan las cifras de crecimiento del PBI, se observa
que el último año de crecimiento fue el año 1998. Ese año la caída de los ingresos, fue
acompañada por saldos negativos en la balanza comercial.
Estas condiciones generaron una restricción importante al acceso a los mercados
internacionales de capital. Esta situación terminó en el final del 2001 con la fuga de
depósitos y una crisis única en el sistema financiero y cambiario de la Argentina.
En esencia, si una nación sufre un descalabro total de su sistema de intercambio con el
mundo, se puede convenir que las soluciones con mayor probabilidad de ejecución y
concreción son dos: producir cambios en el endeudamiento, lo que no fue posible por lo
antes dicho, o inevitablemente llegar a la devaluación.
Para recomponer la economía es preciso que el tipo de cambio aumente más que los
precios internos, o por lo menos, de los precios internos de algunos productos. Así, se
puede eliminar el déficit en la balanza comercial pero teniendo en cuenta que quedan
pendientes temas no menos importantes, como por ejemplo el tratamiento de los
activos, pasivos y contratos en moneda extranjera.
El comercio exterior argentino empezó a recuperarse en el año 2002. En el año
siguiente, las cifras demostrativas de la recuperación fueron más importantes y así
parecen ser las del año 2004. Pero esta es una visión parcial de la realidad.
Al ser la devaluación hasta marzo de 2004 del 190%, y los precios internos aumentar
un 116% en el mismo lapso, la señal de detener el tipo de cambio durante todo ese
período ha sido positivo para la citada recuperación parcial, pero como se ha señalado,
esta situación revela que continúan temas pendientes que son significativos.
La situación actual demuestra que hay precios que han seguido el crecimiento del tipo
de cambio y otros que no. Entre estos últimos, se encuentran los precios de la energía
eléctrica y del gas. Mientras existen bienes que triplicaron su precio desde inicio de
2002 a la fecha, el congelamiento de los precios de la energía eléctrica y del gas
citados implicó una extraordinaria transferencia de recursos entre los distintos actores
del mercado. El beneficio fue directamente para la industria que experimenta trimestre
tras trimestre, un crecimiento sostenido.
En el año 2003 el 71% del gas se consumía en la industria, el transporte y la
generación de electricidad. En lo que va del año 2004, se llega al 80% para el mismo
tipo de consumo. En ambos años, hay un uso comercial de aprox. 5%. El consumo
residencial se encuentra entre 15 y 20%.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Si se supone que el 50% de los hogares bajo la línea de pobreza utiliza GLP y no gas
natural, deducimos que sólo el 5% del consumo residencial debe tener el gas con tarifa
social. Otro 5% puede tener un aumento moderado. Entonces, cabe preguntarse
¿porqué subsidiar al 90% restante generando la tremenda distorsión actual?.
"Cuando se sufre una crisis de la magnitud de la del 2001, es muy difícil y hasta
socialmente imposible sustraer a un sector de la misma. Ha llegado la hora de revisar
precios y analizar la situación de los diferentes sectores, a fin de asegurar su
sustentabilidad en el largo plazo” (Guichón, 2004).
Uno de los efectos inmediatos de la crisis de 2001, fue la limitación o la casi
imposibilidad de obtener financiamiento de los sectores internacionales. La crisis
actual, quita rentabilidad al sector energético lo que impide también alguna posibilidad
de auto financiamiento.
En nuestra opinión, es evidente que no hay señales que inciten a los inversores para
concretar nuevos desembolsos en las empresas del sector energético del país. En
realidad, nuevas inversiones son analizadas en profundidad y con cierto grado de
excepticismo atento que todavía no se han resuelto cuestiones importantes derivadas
de la aplicación de las leyes de emergencia y medidas complementarias adoptadas por
el gobierno para superar la crisis, p.ej. la renegociación de los contratos de las
empresas de servicios públicos; hechos sobre los cuales tanto el inversor como las
compañías y los agentes del mercado entre quienes están también los usuarios de las
compañías, no tienen definiciones precisas.
Durante los años 90 el país atrajo nada menos que un 35% del flujo de inversiones de
América Latina, mientras que hoy capta un escaso 3%, cuando necesitaría para crecer
debidamente, al menos un 24%. En la plaza local los préstamos son a corto plazo,
difícilmente alcancen los montos necesarios requeridos por las empresas.
Aunque las empresas funcionen a un 100% de su capacidad, no están dadas las
condiciones para la llegada de nuevas inversiones, entre otras cosas, porque las
empresas no tienen en claro cuál es el modelo económico de país que seguirá
Argentina en el largo plazo, como se resolverán los contratos con empresas de
servicios públicos y cuales serán las garantías que recibirán los nuevos desembolsos
en inversiones.
En el contexto actual se advierte que las empresas estarían solicitando las garantías
necesarias para la inversión, pero al mismo tiempo, se puede presumir una añoranza
de los años 90 con sus altas tasas de rentabilidad de dólares, con divisas de libre
disponibilidad y con esquemas en los que todo quedó expuesto a una "depredación
despiadada". No se entiende de otro modo, al ver que las acciones de más de una
empresa prestadora de servicios públicos, estén en manos de los denominados “fondos
buitres” que recurrieron al CIADI y lo seguirán haciendo, con el único objetivo de
satisfacer su voracidad, todo lo cual no implica que no haya pasos que dar en el sector
energético argentino.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
6.2. Emergencia Pública y Crisis Energética.
La Ley Nº 25561, de Emergencia Pública en materia Social, Económica, Administrativa,
Financiera y Cambiaria, define un punto de inflexión en el tratamiento de la normativa
regulatoria. Previo al dictado de la Ley mencionada, los precios del Mercado
Energético, dentro de los Marcos Regulatorios establecidos, producían su propio
equilibrio entre la oferta y la demanda.
Se destaca que, dentro de la normativa existente y previa a la sanción de Ley Nº
25561, se contemplaban las situaciones de imprevisibilidad que se produjeron como
consecuencia de los cambios económicos, permitiendo realizar los ajustes necesarios
para dar sustentabilidad al mercado.
La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario ha declarado
con arreglo al Artículo 76 de la Constitución Nacional, la emergencia pública en materia
económica, administrativa, financiera y cambiaria.
Dicha Ley autorizó al PEN a renegociar los contratos celebrados por la Administración
Pública bajo normas de derecho público, comprendidos entre ellos los de obras y
servicios públicos.
El PEN dictó en tal sentido, el Decreto Nº 293/02 creando la Comisión de
Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos a fin de encarar el proceso
de renegociación de contratos.
La aplicación de tales normas, implicó de manera directa la suspensión de las
revisiones quinquenales de tarifas de electricidad y gas, que preveían los ajustes
tarifarios, derivando ello en la paralización de los procesos de revisión de costos de las
empresas en forma integral y el plan de obras necesarias para satisfacer el crecimiento
de la demanda durante el período 2003 – 2007.
El Decreto PEN Nº 311/2003 reemplazó la citada Comisión por la Unidad de
Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN) con la misión
de asesorar y asistir al proceso de renegociación, efectuando los correspondientes
análisis de situación y grado de cumplimiento de los respectivos contratos de concesión
y licencias otorgadas.
La Ley Nº 25.790 dispuso la extensión del plazo para que la UNIREN cumpliese con los
objetivos de su creación, hasta el 31 de diciembre de 2004.
Este proceso no concluido, ha tenido consecuencias negativas en el funcionamiento
adecuado de los mercados de la electricidad y del gas. El congelamiento de las tarifas
conllevó de manera inmediata, a la paralización de las inversiones en producción,
generación y transporte primordialmente, y en distribución de los suministros como
última instancia.
El dictado de la Ley Nº 25.561 que declaró la Emergencia Pública, ocasionó serias
discrepancias entre las partes intervinientes en los mercados de energía eléctrica y gas
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
natural, afectando la normal aplicación de ajustes estacionales de tarifas en el marco
de las Leyes Nº 24.065 y Nº 24.076 y sus respectivas reglamentaciones.
Estas modificaciones de los parámetros económicos y financieros produjeron una
desadaptación de las normas del MEM frente al nuevo contexto y como consecuencia
de ello la Secretaría de Energía (SE) dictó nuevas normas, algunas de carácter
transitorio, a los fines de que las Empresas pudiesen:
a) Generar recursos para operar y mantenerse adecuadamente.
b) Adquirir el combustible necesario para operar.
c) Cobrar a sus clientes (usuarios finales).
No es intención de este trabajo, exponer detalladamente las distintas normas (decretos,
resoluciones, etc.) dictadas por el Poder Ejecutivo Nacional, la Secretaría de Energía y
el Ente de control, las que se consignan al final del trabajo como ANEXO, sino como
ellas impactaron a la mecánica establecida desde el inicio y creación del OED
(Organismo Encargado de Despacho).
Dicho conjunto de normas, decretos, leyes y resoluciones contemplan una situación de
imprevisibilidad, como la que ocurrió en Argentina a principios del 2002, proveyendo los
mecanismos de ajustes económicos y financieros como para que dicha situación fuese
resuelta sin la necesidad de crear nuevos elementos de control económico y de fijación
de precios, desvirtuando el principio y la función principal del OED.
De esta forma, medidas y resoluciones que se han tomado, con tendencia a dirigir el
mercado, no permitiendo el libre juego de oferta y demanda, intentan desarrollar los
recursos necesarios para mantener el Fondo de Estabilización, que le da
sustentabilidad al sistema. Sin embargo, este conjunto de normas, no han podido
disminuir el déficit del monto acumulado en el Fondo de Estabilización, lo que ha
generado la necesidad de subsidiarlo a través de fondos estatales.
A su vez, se produce un desajuste en la distribución de las cargas de quienes deben
sostener los costos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, debido
a que el subsidio representa una socialización del costo de la energía entre quienes la
consumen y los que no lo hacen, desde los grandes usuarios hasta los pequeños
residenciales, quienes deberían ser los que probablemente deberían recibirlo. Esta
situación representa, aunque sea temporalmente, un subsidio cruzado que no asigna
costos en función de prestaciones recibidas y capacidades económicas y financieras de
quienes reciben, a través de los aportes del Tesoro Nacional y de precios diferenciales
del gas y de la energía eléctrica, según a quién esté dirigido el suministro. Unos
usuarios subsidian a otros y todos, reciben subsidio de los contribuyentes, en forma de
“préstamos” del Tesoro Nacional.
En función de lo señalado, el presente análisis incluye una revisión en detalle de cinco
resoluciones fundamentales de la Secretaría de Energía de la Nación, relacionadas con
el funcionamiento del MEM y del Fondo de Estabilización. Estas Resoluciones son las
S.E. Nº 240, Nº 406, Nº 208, Nº 950 y Nº 956
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
6.2.1. Situación del MEM Antes y Después de 2001.
Antes de la última crisis eléctrica, que se desató a partir del congelamiento y
pesificación de las tarifas de gas natural, muchas generadoras se manejaban con un
régimen de despacho pleno dentro del mercado y contaban con acuerdos de
abastecimiento del fluido que le permitían operar a un 100% de capacidad cuando el
sistema así lo requería.
La normativa del segmento estipulaba que el valor de la energía estaba fijado por la
máquina más cara en operación dentro del sistema (costo marginal), aunque las
compañías no ocultaban su preocupación acerca de algunas falencias que, por aquel
entonces, tenían los mecanismos imperantes. Los mismos operadores reconocen
falencias en los sistemas de transporte, emergentes de fallas en el modelo implantado
en los años 90.
El primer impacto fue producto del congelamiento tarifario en el mercado, que obligó a
CAMMESA a utilizar los fondos estacionales, concebidos originalmente para estabilizar
el precio, con el objeto de garantizar el pago a los generadores.
Así, dichas reservas que originalmente sumaban aproximadamente 200 MmU$s, no
sólo se fueron agotando de manera progresiva desde el inicio del congelamiento, sino
que a febrero de 2004 ya constituían un déficit de aprox. 400 Mm$ y en julio, de casi
600 MM$.
Si se considera lo sucedido con la evolución de las cuentas y fondos disponibles en el
MEM y MEMSP, la evolución de las Cuentas y Fondos MEM, desde enero 2002 hasta
junio 2004, revelan su desfinanciamiento.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Evolución Fondo de Estabilización
0
-50.000.000
Ago-03
Sep-03
Oct-03
Nov-03
Dic-03
Ene-04
Feb-04
Mar-04
Abr-04
May-04
Jun-04
Jul-04
Ago-04
-100.000.000
-150.000.000
-200.000.000
-250.000.000
Pesos
-300.000.000
-350.000.000
-400.000.000
-450.000.000
-191.797.885
-221.127.009
-245.539.205
-283.165.536
-324.683.928
-374.163.923
-391.318.280
-415.770.559
-455.056.758
-500.000.000
-496.033.667
-550.000.000
-574.073.350
-600.000.000
-650.000.000
-638.502.677
-700.000.000
-706.558.985
-750.000.000
Saldo Acumulado
Resultado Transacción
15
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
De $ 200 millones en enero 2002, el Fondo muestra saldos positivos hasta mayo 2003.
A partir de allí, los valores resultan negativos, con la particularidad que, entre mayo y
agosto de 2003, la caída es de $ 200 millones en un trimestre. Entre agosto 2003 y
febrero 2004, el saldo negativo llegó a $ 400 millones, para llegar en junio pasado a
casi $ 600 millones. La Cuenta de sobre costo de combustible se mantuvo con leves
desbalances hasta febrero 2004, para a partir de allí, caer abruptamente hasta más de
$ 300 millones en junio 2004.
Frente a esta situación, el mercado se fue modificando para adecuar la remuneración a
lo que el sistema recaudaba. Si se considera que el 72% de la demanda que se
comercializa en el sistema se rige por el precio estacional, es posible entender el
desbalance que se produce en los ingresos percibidos por CAMMESA y que debe
pagarle a los generadores.
6.3. Emergencia Económica y Principales Medidas Regulatorias
Una vez sancionada la Ley Nº 25561 de Emergencia Económica empezaron a cambiar
las reglas de juego dentro del sector. Si bien no es objeto de este trabajo el análisis
detallado de todas las normas que fueron dictadas para atender distintos aspectos
relativos al funcionamiento del MEM y del MEMPS, se analizan aquellas normas o
resoluciones que han tenido importancia en la fijación (sanción) de precios y en las
derivaciones ulteriores que afectaron el Fondo de Estabilización de Precios, llevando su
superávit promedio cercano a los $ 200 MM, a un faltante que en el mes de setiembre
de 2004 es cercano a los $ 700 MM.
17
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
En ese sentido, cabe considerar cinco resoluciones significativas:
–
–
–
–
–
Resolución SE Nº 240/2003.
Resolución SE Nº 406/2003.
Resolución SE Nº 208/2004.
Resolución SE Nº 950/2004.
Resolución SE Nº 956/2004.
La Resolución SE Nº 240/03 fijó el precio partiendo de la premisa de que todas las
máquinas térmicas utilizan gas natural como combustible, independientemente de que
estén operando en el sistema o de que, a pesar de fijar un precio a partir de este
hidrocarburo, en realidad puedan alimentarse de combustibles líquidos.
La resolución menciona que el Organismo Encargado del Despacho, responsable del
monitoreo de la adaptación del funcionamiento del MEM, ha detectado una situación
anormal en el abastecimiento de gas natural a centrales eléctricas, el cual está
provocando desadaptación del funcionamiento del mercado y de los precios que del
mismo resultan.
Las disposiciones contenidas en la resolución, constituyeron normas parciales y
transitorias cuyo necesario y urgente dictado, lo fue en el marco de la emergencia que
afectó y afecta la economía del país en cuanto repercute en el MEM.
La fijación de precios de acuerdo a los términos de esa resolución, implicó excluir de la
fijación de los Precios “Spot”, a toda Central Hidroeléctrica e importación “Spot” que se
hubieren despachado, salvo que con su inclusión en el cálculo del Precio de Mercado,
resulte inferior.
En ese sentido, las Centrales Hidroeléctricas despachadas tendrán como remuneración
de su energía entregada al Mercado “Spot” el Precio de Nodo respectivo, no
correspondiendo acumular en la “Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho”
las diferencias existentes entre su Valor de Agua y el referido Precio de Nodo.
El mecanismo establecido por la resolución citada, baja los precios en el mercado en
forma artificial, y que si no estuviera vigente implicaría que el precio de un Mega
debería estar entre los 120 y 180 pesos, mientras que actualmente se ubica entre los
26 y 27 pesos. Para muchos generadores, la diferencia entre esos dos grupos de cifras
es el número que ellos resignan.
Antes de la Resolución SE Nº 240/03 todos los operadores del segmento (térmicos,
hidráulicos y nucleares) participaban en el mercado en función de la oferta y demanda
existente en el sistema, y el precio se definía en el punto de cruce entre ambas
variables.
La norma se estableció con el fin de reducir el déficit de los fondos estacionales. Pero
resultó insuficiente debido a que los ingresos no cerraban con el costo real para el
mercado.
18
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Atento la insuficiencia de las medidas adoptadas que emanaban de la Resolución SE
Nº 240/2003 y para evitar seguir en la misma situación, se sancionó la Resolución SE
Nº 406/03 cuyos objetivos principales fueron no producir déficit en el sistema y
garantizar a los generadores la remuneración mínima para cubrir sus costos operativos.
La Resolución SE Nº 406/03 establece, en función de lo recaudado, pagar a los
generadores el costo variable de producción que declaran semestralmente. Ese es el
piso de costos de combustible, operación y mantenimiento, pero no incluye los gastos
financieros ni de mano de obra, y por lo tanto no cubre todos los costos del generador.
Esta resolución reconoce que el Fondo de Estabilización se encuentra en déficit y que
por ello, no se podrán cubrir las diferencias entre lo recaudado de acuerdo a los
Precios y cargos facturados a los agentes demandantes y los montos que
efectivamente habrá que abonar a los Agentes Acreedores del MEM.
Menciona que en el marco de la actual emergencia económica y pública por la que
atraviesa el país, se meritúa conveniente establecer un mecanismo transitorio para la
asignación de los recursos escasos e insuficientes para afrontar las acreencias de los
Agentes del MEM, y buscó privilegiar el pago de los costos aceptados con el objeto de
preservar el abastecimiento de aquellas demandas que no se encontraban respaldadas
por Contratos de Energía Eléctrica en el Mercado a Término.
La insuficiencia de recursos para abonar el 100% de las acreencias del MEM proviene
de la diferencia entre el Precio Estacional de la Energía Eléctrica que paga la demanda
del MEM y el Precio Spot horario sancionado, generando un fuerte déficit en el Fondo
de Estabilización. Esta distorsión afecta seriamente el mercado a término,
desalentando la existencia de contratos en dicho mercado y visualizándose una
importante deserción de grandes usuarios.
Es necesario recomponer la cadena de valor del MEM para que se abone, al menos, el
costo de producir la energía, modulando el impacto del incremento que técnicamente
sería necesario para determinados segmentos de la demanda afectados por la actual
emergencia económica y social.
El déficit en el fondo de estabilización del MEM debería ser recuperado paulatinamente
siendo la demanda abastecida hasta hoy por los distribuidores, la que debe afrontar la
recomposición a través del Precio Estacional.
Los mecanismos que las diversas resoluciones dictadas a partir de marzo de 2002 por
la SE como asimismo a partir de marzo de 2004 para paliar la evolución de los Fondos
de Estabilización del MEM, resultaron insuficientes.
La situación de abastecimiento de Gas Natural a Centrales de Generación Eléctrica
que se registra desde agosto de 2003, influyó significativamente en la desadaptación
del funcionamiento del MEM y de los precios que del mismo resultan.
A fin de aportar mayor información sobre la influencia que han tenido los desfasajes en
los precios relativos del Gas Natural y el resto de los combustibles alternativos para
generación eléctrica, y recogiendo el Gobierno la necesidad imperiosa de producir
19
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
ajustes en los valores de las tarifas finales que pagan los usuarios especialmente la
industria argentina beneficiada con tarifas de gas natural y energía eléctrica, se celebra
entre la SE y los productores de gas el “Acuerdo para la implementación del esquema
de normalización de los precios del gas natural en el punto de ingreso al sistema de
transporte dispuesto por el Decreto 181/2004”.
Este Acuerdo de fecha 02 de Abril de 2004, fue homologado mediante el dictado de la
Resolución SE Nº 208/2004 de fecha 21 de abril de 2004. Esa Resolución influye en
tanto en los precios del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte y
consecuentemente en el precio del mercado interno.
De los considerandos de la resolución, emana la preocupación de la SE con respecto a
la producción y comercialización de gas natural en el mercado interno, inquietud que
lleva a afirmar que “actividad que debe ser reencauzada estableciendo un esquema de
normalización que contemple las limitaciones regulatorias que afectan a los servicios
públicos objeto de renegociación”, y primordialmente, reconoce que “se trata de una
actividad que en mediano y largo plazo debe volver a operar en el marco de lo
establecido en el Decreto PEN Nº 2731 de fecha 29 de diciembre de 1993” por el
que se reglamenta el artículo 83 de la Ley Nº 24076.
Esta reglamentación, implicó la desregulación del precio del gas natural a partir del 1º
de Enero de 2004, fecha a partir de la cual el precio del gas natural se pactará
libremente para las transacciones entre la oferta y la demanda.
El Acuerdo ha tenido por objeto según se reconoce, asegurar condiciones básicas de
abastecimiento de la demanda, recomponiendo los precios no solamente de los
usuarios industriales, sino también de los pequeñas industrias y comercios y usuarios
residenciales.
Entre sus objetivos, busca la promoción de políticas conducentes a evitar el
desabastecimiento y la normalización del mercado del gas natural, basados en estudios
de costos de exploración y producción de gas natural que aseguren condiciones
“razonables” de abastecimiento y una salida a la crisis.
El Acuerdo resulta de aplicación exclusivamente a:
– el gas natural que los productores suministren a los prestadores del servicio
de distribución de gas por redes.
– el gas natural que los productores suministren a nuevos consumidores
directos. Esta es una nueva figura que se detallará posteriormente.
– el gas natural que los productores suministren en forma directa a los
generadores de electricidad, en tanto y en cuanto, el gas natural se utilice
para generar energía eléctrica destinada al mercado interno.
Se establece expresamente que el Acuerdo y los precios pactados en por el mismo, no
serán de aplicación a los suministros de gas natural que los productores efectúen a
cualquier otro sujeto activo de la industria que no sean los precedentemente citados.
20
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
También se determina un esquema de “Normalización de Precios” del gas natural en el
punto de ingreso al sistema de transporte para el mercado interno.
Los precios comienzan a regir con fecha 10 de mayo de 2004, con los posteriores
“mecanismos de protección” que el Acuerdo detalla, y se aplica a los volúmenes de gas
suministrados por los productores a:
– los prestadores del servicio de distribución de gas por redes, aplicable sólo a
aquellos volúmenes no destinados a abastecer a los usuarios residenciales, y
los comprendidos en la primera y segunda escala del servicio general
pequeños usuarios (SG-P 1 y 2). La clasificación de estos usuarios, se
realizará conforme lo prevé el Decreto PEN Nº 181/04 tomando en cuenta el
promedio mensual de consumo de los últimos 12 meses calendario
inmediatos anteriores a la entrada en vigencia de citado decreto. El grupo de
usuarios abastecidos por las prestadoras del servicio de distribución de gas
por redes alcanzados por el Acuerdo, se denomina USUARIOS
INDUSTRIALES.
– los generadores de electricidad.
La resolución prevé que el “esquema de normalización” del precio del gas natural que
los prestadores del servicio de distribución de gas adquieran para abastecer a los
usuarios citados en el primer punto del párrafo anterior, implicará que al 31 de
diciembre de 2006 dichos usuarios estén pagando los valores de referencia finales para
el mecanismo de protección aplicable a los precios del gas natural correspondiente a lo
sus usuarios industriales, generadores y nuevos consumidores directos de gas natural.
Se define también a los “nuevos consumidores directos de gas natural” como aquellos
usuarios INDUSTRIALES que adquieran el gas natural en forma directa a los
productores, en sustitución del recibían de los distribuidores. Los precios del gas
natural para estos usuarios, será afectado por un mecanismo de protección que
finalizará el 31 de julio de 2005.
Conforme lo dispuesto por el Decreto PEN Nº 181/2004, los distribuidores de gas no
pueden comprar, y los productores no estarán obligados a vender gas natural a esos
prestadores cuando su destino fuera para esos nuevos consumidores.
El Acuerdo también incluye el compromiso de determinados volúmenes de gas natural
que con destino a distribuidoras, nuevos usuarios y generadores, excluyendo los
volúmenes que los generadores que a la fecha de la resolución, adquieren el gas en
forma directa a los productores y no utilizan transporte firme de la distribuidora, los que
se continuarán rigiendo por los respectivos acuerdos individuales.
Existe en el Acuerdo un compromiso de los productores de realizar las inversiones
necesarias para alcanzar los volúmenes de producción que cada productor se
comprometió a suministrar según el acuerdo.
El Acuerdo incluye el compromiso de la SE para implementar los ajustes de precios de
modo que permita a los productores cobrar los nuevos precios de los distribuidores, de
los nuevos consumidores directos o de los generadores. Ello incluye el traslado de los
21
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
precios a las tarifas de distribución de gas y el reconocimiento de dichos precios, como
Precio de Referencia de Gas en la declaración de costos variables de producción de
las centrales térmicas a fin de determinar los precios spot y de mercado.
Los precios a) no podrán ser superiores al promedio ponderado de los precios de las
exportaciones de gas natural de los productores con destino de uso y en condiciones
similares, para cada una de las cuencas y b) se establecen en pesos, y las referencias
y ajustes emanados del Acuerdo y sus anexos, han sido establecidos en base a una
relación de cambio entre el peso y el dólar estadounidense equivalente a $ 2,90 = 1
U$S.
El Acuerdo también prevé un proceso de modificación de los contratos de provisión de
gas entre los productores y los prestadores, que debería haberse concluido en 45 días
a partir de la fecha de vigencia del acuerdo.
El Art. 8º de la resolución, determina la creación del Mercado Electrónico de Gas
(MEG), el que hasta la fecha, no ha entrado en funcionamiento no obstante encontrarse
avanzadas las gestiones con la Bolsa de Comercio de la Ciudad de Buenos Aires.
El Anexo I-a del Acuerdo, en diversos cuadros, fija los valores de referencia actuales y
finales del ajuste y el mecanismo de protección antes citado, como asimismo los
porcentajes de incremento de los precios pagados por los distribuidores a los
productores, teniendo en cuenta los valores de Mayo de 2001, y los incrementos
porcentuales a aplicar a los precios en Mayo de 2004, Octubre de 2004, Mayo de 2005
y Julio de 2005.
En este aspecto, el Acuerdo prevé que los precios al finalizar el proceso de ajustes
para todos los usuarios en el mes de Diciembre de 2006, llevará el precio del gas
natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, a aprox. un 80% de los valores
existentes al momento de la crisis en Diciembre de 2001.
Por medio de la Resolución SE Nº 950/2004, se constituye un Fondo Fiduciario para
atender la contratación de transporte y adquisición de Gas Natural destinados a la
generación eléctrica, definiendo además los recursos que lo integrarán.
Esta resolución de fecha 17 de setiembre de 2004, cita expresamente en sus
considerandos que la Secretaría de Energía ha dictado a partir de marzo de 2002 en el
marco del estado de emergencia pública en materia social, económica, administrativa,
financiera y cambiaria, declarado por la Ley Nº 25.561, diversas Resoluciones
destinadas a reglar la operatoria en el MEM con el objetivo de favorecer su
funcionamiento adecuando las normas vigentes a la realidad imperante, y a partir de
marzo de 2004, otras destinadas a regular la asignación de gas inyectado cuando éste
es insuficiente para abastecer la demanda interna.
Se destaca que la situación en el abastecimiento de Gas Natural a Centrales de
Generación Eléctrica agravó la desadaptación del funcionamiento del MEM y de
los precios que del mismo resultan.
22
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
La Resolución cita que el constante incremento de la demanda de energía eléctrica
fruto del crecimiento de la economía de la REPUBLICA ARGENTINA, y la escasez de
gas natural para generación eléctrica en centrales térmicas, profundizará la
desadaptación registrada en los años precedentes.
Además, destaca el esfuerzo que se está realizando por la vía de aportes del Tesoro
Nacional con destino final al Fondo de Estabilización para financiar el cubrimiento de
los costos del MEM, y que dicho esquema de aportes no es sostenible ilimitadamente
en el tiempo, razón por la cual, la operatoria económico-financiera del MEM, producto
de la gran diferencia de costo entre los combustibles líquidos y el Gas Natural, no es
sustentable indefinidamente si se continuara demandando volúmenes crecientes de
combustibles líquidos en el futuro, en circunstancias en que no existen restricciones de
transporte de gas natural.
Por otra parte, reconoce que transcurrido el período del año en que el Gas Natural para
Generación de Energía Eléctrica es un producto escaso derivado de las restricciones
de transporte de Gas Natural, no puede ni debiese faltar este producto para
Generación de Energía Eléctrica, y que la operatoria de Generación de Energía
Eléctrica con combustibles líquidos debería quedar circunscrita a aquellas
circunstancias en que existan restricciones de transporte de Gas Natural, y/o aquellas
áreas con problemas puntuales que no tengan posibilidad de acceder al producto Gas
Natural, y/o circunstancias operativas especiales en que el OED así lo determine.
Por lo tanto compete a la Secretaría de Energía de la Nación el desarrollo y puesta en
práctica una Política Energética armónica, que compatibilice la operatoria de los
sectores de Energía Eléctrica con los de Gas Natural en particular e Hidrocarburos en
general, razonable en el actual contexto económico-financiero, se considera oportuno y
conveniente adecuar la normativa que rige tanto en el MEM como para la provisión de
Gas Natural para Generación de Energía Eléctrica, estimulando la disponibilidad del
producto así como la posibilidad de su contratación por parte de los Generadores,
generando instrumentos adecuados a las condiciones económicas actuales.
La Secretaría de Energía considera necesario generar instrumentos regulatorios para
que el sector de la Generación de Energía Eléctrica del MEM participe en los
Concursos Abiertos para la Ampliación de Capacidad de Transporte Firme de Gas
Natural correspondientes, viabilizando así proyectos de ampliaciones de Gasoductos
Troncales, con el objeto de favorecer el aumento de disponibilidad de Gas Natural en el
Mercado, para Generación de Energía Eléctrica, a partir de los años 2005 y 2006.
Por medio de la Resolución SE Nº 956/2004, se creó un nuevo cargo tarifario que se
destinará al financiamiento de dos centrales térmicas a instalarse antes del año 2007.
Este cargo tarifario que afectará a las industrias y comercios que se abastecen de
energía eléctrica mediante contratos a término, crea la “reserva sustentable de
mediano plazo del mercado eléctrico mayorista - RESUSMEM”, que se aplicará a partir
del mes de noviembre de 2004 sobre las mayores demandas que registren los
medianos y grandes clientes respecto de los consumos del período mayo - julio de
2004.
23
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Estos nuevos cargos tarifarios, ingresarán al FONINVEMEM, fondo creado a mediados
de 2004 para financiar la ampliación del parque de generación. Este impacto del nuevo
cargo en las industrias y comercios, dependerá de dos factores. En primer término de
la mayor demanda de energía que experimente cada usuario respecto a los meses
anteriores y en segundo lugar, del suministro que tengan contratado en el mercado a
término.
Esta resolución se vincula con la decisión del Gobierno de aplicar un “esquema
compulsivo de financiación” para construir nuevas usinas térmicas con los recursos que
el Estado les debe a los generadores, es decir, con el déficit del Fondo de
Estabilización de Precios del MEM. Estas deudas en octubre 2004 ya superan los $
710 millones y se incrementará aprox. entre $ 70 y $ 80 millones mensuales.
Cabe resaltar que si bien el déficit acumulado del Fondo de Estabilización de Precios
del MEM es el citado, más de la mitad del mismo está enjugado por préstamos del
Tesoro Nacional al Fondo, de manera que hay una parte del déficit que los
generadores ya percibieron. Entonces, la deuda con los generadores es menor. El
tema es que “el mercado” o sea el conjunto de los usuarios, son quienes le deben
ahora al Tesoro Nacional sus aportes.
La S.E. decidió mediante las Resoluciones SE Nº 712/2004 y Nº 826/2004 de julio y
agosto de 2004 respectivamente, alentar la participación de los agentes acreedores del
MEM en las inversiones para ampliar el parque de generación, procurando la
sustentabilidad y readaptación del sector eléctrico.
Para ello, los acreedores del MEM, es decir los GENERADORES, deben manifestar su
decisión de participar en el fondo citado, invirtiendo en el mismo sus acreencias al
MEM durante todo el período comprendido entre Enero de 2004 y Diciembre de 2006.
La SE considera conveniente por esta Resolución, crear el Cargo RESUSMEM citado,
aplicable a todos los contratos del mercado a término que incrementen la potencia que
cada generador y/o comercializador de generación del MEM, con el objetivo como se
indicó, de ampliar la oferta de energía eléctrica en el MEM.
Las disposiciones contenidas en las resoluciones que nos ocupa constituyen normas
parciales y transitorias, de necesario y urgente dictado en el marco de la emergencia
que afecta la economía del país en cuanto repercute en el MEM, pero que no han
contribuido de manera eficiente a solucionar el déficit.
7.
ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA.
La situación del abastecimiento de energía eléctrica y gas presenta dificultades
derivadas del aumento brusco, aunque esperado, de la demanda, y a la consecuente
falta de acompañamiento por parte de la oferta.
Los motivos esenciales pueden resumirse resumen en:
a. Sobre oferta de energía hasta 1999, lo que frenó inversiones durante 6 años.
24
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
b. Como consecuencia de lo anterior, luego de la crisis, la recuperación de las
inversiones no acompañó el crecimiento de la demanda.
c. Falta de recuperación de la iniciativa privada por las siguientes causas:
 precios que no remuneran el capital.
 restricciones de financiamiento interno y externo.
 alta incertidumbre para la formulación de análisis financieros de nuevos
proyectos.
7.1.
La relación energía eléctrica y gas natural durante 2004.
Contribuyó a la crisis 2004 la particularidad de encontrarnos con un año especialmente
seco, lo que agravó las posibilidades de generación hidroeléctrica. Si ello no hubiese
sido así, las posibilidades de atención de los problemas del mercado habrían sido sin
dudas diferentes.
A los motivos antes citados se agrega la falla estructural del sistema de transporte de
energía eléctrica, resultado del modelo vigente durante los ’90, ya que cada vez se
disponía de menor capacidad de transporte, sistema que no se amplió lo suficiente
para dar solidez al sistema.
Por otra parte:
 El aumento de la capacidad de transporte no acompañó el crecimiento de la Oferta
o de la sobre oferta de energía aludida.
 La media de crecimiento anual debió ser del 5% y ello no sucedió. Las dificultades
se acrecientan para la Argentina por el hecho de que su matriz energética tenga al
gas como integrante del 50%.
 Los precios de combustibles líquidos, gas oil, fuel oi, etc. que son commodities,
siguen las fluctuaciones del precio internacional del petróleo que se ubicó a fin de
setiembre 2004 en aprox. u$s 50.= el barril.
 Los precios de energías alternativas han crecido sensiblemente en relación al gas,
si comparamos datos de fines de 2001 y otros de marzo de 2004.
 Los precios finales con impuestos de gas natural, energía eléctrica, gas licuado y
kerosene para uso residencial, ($/m3. equiv. de gas natural), son los siguientes:
Producto
Año 2001
Año 2004
Gas natural:
Energía Eléctrica:
GLP:
Kerosene:
$ 0,25
$ 0.80
$ 0.77
$ 0.61
$ 0,26
$ 0.95
$ 1.70
$ 1.23
(Datos tomados de la Revista Gas & Gas – Nº 54 - Junio 2004, pág.15).
25
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
 Los precios relativos de combustibles (electricidad, GLP, kerosene, fuel oil y gas oil)
vs. gas natural de igual poder calorífico, con impuestos, son los siguientes:
Producto
Dic. 2001
Dic. 2003
Variación
Energía Eléctrica:
GLP:
Kerosene:
Fuel Oil:
Gas oil:
3,2
3,1
2,5
0.8
1.5
3,7
6,3
4,7
3.0
4.7
15.6%
103,2%
88.0%
275%
213%
(Andrés Chambouleyron – Fundación IERAL – Setiembre 2004).
Estas relaciones de precios crecieron aún más para las usinas termoeléctricas que por
ser en general interrumpibles, tenían un precio del gas natural aún menor.
En el 2004 la indisponibilidad del sistema de transporte durante el Invierno fue de 6.000
MW por falta de gas, que se bajó a 4.000 MW porque se generó con fuel oil importado
de Venezuela. El problema de precios que afecta las inversiones, sucede porque
generar con fuel oil años atrás, implicaba un sobre costo de aprox. 25% resultado de la
diferencia entre los precios de GN y de Fuel Oil con el barril de petróleo en 20u$s.
Hoy esa relación es 1 a 6, porque el fuel oil tiene precios en dólares resultado del
precio del petróleo cercano a u$s 40 por barril a lo que se agrega que el precio del GN
está pesificado.
Del análisis del Balance entre Generación y Demanda a Valores netos GWh. surgen los
siguientes datos.
Total de Generación vs. Total de Demanda de energía - años 2001 a 2003:
Año
Térmica
Hidro
Nuclear
Imp.
Total
2001
2002
2003
2004 (*)
35.250
31.249
38.093
29.015
38.056
37.714
35.447
17.830
6.541
5.393
7.025
4.045
1.450
2.210
1.233
1.112
81.297
76.745
81.799
52.002
(*) hasta julio.
Luego de la baja en 2002, en 2003 se alcanzan los mismos niveles que en 2001. La
evolución de la oferta en 2004 hasta julio, muestra que la generación térmica resulta
decisiva para el abastecimiento de la demanda. Agrava la crisis en el 2004 la
circunstancia de que ante los bajos precios del gas, los generadores térmicos
liquidaron los stocks de combustibles sustitutos, atento los altos precios de los mismos
en los mercados internacionales.
Ello generó para este año, la necesidad de recurrir a compras de fuel oil en el exterior
provenientes de Venezuela con la consecuente afectación de las cuentas exteriores del
país. Existe en ese aspecto, una especie de subsidio a este tipo de consumo para
generación térmica.
26
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Además, en el año 2004 se anticipó el crecimiento de la demanda ya que en abril ya se
tenían indicios de la insuficiencia de la oferta.
7.2.
La relación energía eléctrica y gas natural proyectada al periodo 2005-2006.
En el año 2005 la situación de la producción debería normalizarse, como resultado del
acuerdo logrado con los productores al establecerse un sendero de precios que llega al
80% del precio del GN de 2001 antes de la pesificación.
La situación en el transporte no es la misma. Las restricciones del sistema no son
fáciles de remover. Las inversiones necesarias implican aumentos de tarifas. Para TGN
el aumento de la tarifa podría llegar del 48%. Para TGS el aumento sería de 35 %.
Ahora bien, la realidad marca que serán necesarios inversiones pero ¿Como podrían
lograrse esas inversiones?
Existen dos posibilidades ciertas para ello:
-
Aumento de las tarifas de transporte. Su incidencia se distribuye en 35 años que
es el período de la licencia.
Utilización de Fondos Fiduciarios. En estos casos la recuperación se distribuía
en 8 años. Este procedimiento resulta más gravoso para quienes pagan las
obras, ya que el período de recupero es sensiblemente menor.
El gas (producto + transporte) resulta la variable crítica para el funcionamiento del
sistema eléctrico (técnico – costos). Por ser un mercado menos regulado y
transparente, resulta más difícil predecir su comportamiento futuro.
El sistema de generación parece estar estructuralmente preparado para cubrir el
aumento de la demanda en el corto plazo (2004) pero requiere que al menos se
mantenga la disponibilidad de máquinas y combustibles (gas) históricas.
En el 2006, el crecimiento de la demanda hará que los niveles de reserva caigan a
valores similares a los de 1992 y 1993, aún con un sostenimiento en la disponibilidad.
Si la disponibilidad cae, es posible que sucedan cortes y problemas de tipo creciente a
partir de 2005. Pensar en una política de gestión de la demanda y ahorro energético del
orden del 10% atrasaría riesgos y aliviaría costos.
Según la información proveniente de CAMMESA en su Informe sobre Riesgos 20042007; durante los años 2005 y 2006 se enfrentarán severas restricciones tanto en la
oferta como en la demanda de energía eléctrica y gas natural, a los que se suman los
problemas derivados de la falta de capacidad en los sistemas de transporte de Gas
Natural y Energía Eléctrica, todo lo cual necesariamente repercute en el Fondo de
Compensación que administra CAMMESA.
27
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
7.3. Expansión de los sistemas de transporte de gas y su relación con el
abastecimiento a las industrias del MEM.
La falta de disponibilidad de gas para abastecer el mercado eléctrico tiene dos
componentes esenciales: a) la falta de inversión en exploración y puesta en
disponibilidad de gas en yacimiento y b) la falta de capacidad de transporte. El primero
fue la causa principal de la crisis abastecimiento de gas a principios del 2004.
El segundo componente, si bien representó restricciones al abastecimiento industrial,
incluidas las generadoras de energía, se presenta como un gran desafío a superar para
los próximos períodos invernales. Durante el año 2003 y principios del 2004, la
recuperación económica y los muy bajos precios relativos del gas natural en relación
con los combustibles alternativos incrementó fuertemente la demanda de gas.
El número de usuarios residenciales se incrementa en un 3%, la demanda industrial
crece el 9%, la demanda de gas para generación eléctrica un 25%, y la demanda de
GNC un 29%. En términos de incremento de la demanda volumétrica para un día pico
del invierno los aumentos son de 2 millones de m3/día para los residenciales, 3
millones de m3/día para la demanda industrial, 2 millones de m3/día para el GNC, y 8
millones de m3/día para la generación eléctrica, lo que revela la necesidad de
aumentar la capacidad de inyección, llevándola a más de 120 millones de m3/d con los
que actualmente se cuenta.
El Gobierno Nacional, en el marco del Decreto PEN Nº 180/2004, de la Resolución
MPFIPyS Nº 185/2004 y de toda la legislación aplicable, está desarrollando un
mecanismo de expansión del sistema de transporte de gas, que se llevará a cabo
28
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
mediante la figura de un FIDEICOMISO en el que, Nación Fideicomisos S.A. participará
como “Fiduciario Financiero” y el Poder Ejecutivo Nacional como “Organizador”.
Para cumplimentar dicho proceso se encuentra en discusión, al momento de la
redacción de esta tesina, un modelo de “Contrato de Gerenciamiento” entre el Poder
Ejecutivo Nacional, representado por al Secretaría de Energía de la Nación, Nación
Fideicomisos S.A. y las Licenciatarias de Transporte de Gas de los sistemas Norte y
Sur, como “Gerentes de Proyecto”.
Las ampliaciones de transporte, que son propuestas técnicas de las Licenciatarias y
supervisadas por el ENARGAS, se resumen en:
Licenciataria Aumento
de Longitud de
Capacidad
Ampliación
TGS
2.900.000 stm3/d
509 km
TGN
1800.000 stm3/d
227 km
la Inversión Total
en US$
225 millones
142 millones
Cabe preguntarse ¿porque es necesario la constitución de un Fideicomiso para las
obras de expansión del sistema de transporte?. La razón fundamental de esta situación
es que las empresas Licenciatarias del
servicio público no han salido del "default"
financiero en las que quedaron inmersas
después de los procesos de devaluación y
pesificación de las tarifas, cuyos efectos
han sido expuestos en esta presentación.
Esta situación conyuntural implica que sus
activos esenciales se encuentren en una
situación de riesgo frente a sus
acreedores. Las fuentes de inversión que
las Licenciatarias pudieran obtener,
correrían el riesgo de ser capturadas por
sus
acreedores
para
saldar
sus
acreencias, diluyéndose de tal modo,
cualquier expectativa de ampliación y
mejora en los sistemas de transporte a su
cargo. En ese sentido, la figura del
Fideicomiso, aparece como una solución
al no ser estos activos esenciales
resultantes de las obras de ampliación,
parte del patrimonio de las Licenciatarias
sino del Fideicomiso.
Además de las ampliaciones de la capacidad de transporte de los sistemas existentes,
se encuentra en etapa de anteproyecto un nuevo sistema de transporte "Gasoducto del
Este Argentino (GEA) ".
29
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
De acuerdo al proyecto bajo análisis, la obra consiste en la construcción de 1470 km de
cañería de 30" para una capacidad de transporte inicial de 10 millones de stm3/d, que
se llevarán a cabo con una inversión de 750 millones de US$ aproximadamente.
Se prevé en el futuro que esta obra de ampliación de la capacidad de transporte,
permitirá según la demanda, operar a una capacidad de 28 millones de stm3/d.
En nuestra opinión, la ejecución de las obras de ampliación de la capacidad de
transporte de los gasoductos Norte y Sur, junto con la realización del gasoducto Este
Argentino, mejorará las condiciones de abastecimiento y seguridad, tanto para los
generadores de energía eléctrica y grandes industrias, como para el resto de los
usuarios finales.
Es preciso para ello, que las obras se ejecuten y se encuentren en funcionamiento en
el más corto plazo, lo que sin duda, coadyuvará a ampliar la oferta de gas en los
grandes centros de consumo – generadores incluidos – superando la situación
coyuntural y evitando las posibilidades de aparición de una nueva crisis en la operación
del mercado de abastecimiento de gas en el país.
8. PERSPECTIVAS Y ALTERNATIVAS FUTURAS SOBRE EL FONDO DE
ESTABILIZACION
Es nuestra opinión que las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía para
intentar solucionar el problema de los precios de la energía y las remuneraciones a los
generadores no han tenido resultado exitoso. El Fondo de Estabilización del MEM se
encuentra en déficit desde junio de 2003, razón por la cual opinamos que es necesario
crear instrumentos económicos y financieros apropiados para la contratación de
Capacidad de Transporte Firme de Gas Natural y adquisición de Gas Natural.
La implementación de estas medidas resultan necesarias para lograr mejoras en el
abastecimiento y en precios razonables de la energía eléctrica, tanto para las
demandas abastecidas en el mercado "Spot" como aquellas que se compran en el
mercado a término.
Estas medidas deberían garantizar el pago de los compromisos derivados de la
contratación de Capacidad de Transporte Firme de Gas Natural y adquisición de Gas
Natural, otorgándole el mismo tratamiento que a la recuperación de los costos variables
de producción y generando anticipadamente los fondos necesarios para garantizar los
compromisos de pago que resultan de la operatoria del mercado.
En ese sentido y considerando el abultado déficit registrado en el Fondo de
Estabilización del MEM, el mismo debería ser recuperado paulatinamente siendo a
nuestro criterio la demanda abastecida hasta hoy por los distribuidores, la que debería
afrontar la recomposición de los saldos negativos a través del Precio Estacional.
Consideramos que los sucesivos y numerosos dictados de normas que intentaron un
paliativo para solucionar los desequilibrios y déficits del MEM, han revelado que la
cuestión central cuya solución no ha podido concretarse hasta el momento, es el
30
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
tratamiento de los ajustes de tarifas necesarios que posibiliten el funcionamiento del
MEM sobre reglas de competencia vinculados con costos reales de atención de la
demanda agregada y que reflejen los costos de prestación del servicio.
También es nuestra opinión que el regreso a las mismas condiciones que condujeron a
las dificultades actuales, no resultará posible sin una adecuada intervención de las
autoridades de control, ya sea mediante la adopción de medidas de regulación del
funcionamiento del mercado de energía eléctrica y del gas, como las relativas a integrar
dicho funcionamiento con una política energética cuyos objetivos también integren la
visión global a mediano y largo plazo, respondiendo a un plan que conforme una
verdadera política de estado, a salvo de las fluctuaciones coyunturales y de las
influencias políticas de cada momento.
Podemos decir que a corto plazo y para evitar la reiteración de la situación de crisis
enfrentada por el sector en el año 2004, en nuestra opinión resulta necesaria una
recomposición de los precios del la energía eléctrica y del gas. No hay mercado que
funcione sin precio y nadie puede pretender que las empresas operen a pérdida por un
lapso incierto o infinito.
Una forma posible podría lograrse mediante la obtención de contratos a largo plazo,
debiendo para ello regularizarse el precio a largo plazo que representa el precio de la
potencia. También en nuestra opinión habrá que plasmar de manera efectiva la
regularización del precio del gas, concretando los ajustes previstos en el acuerdo de
precios pactado entre el Gobierno y los productores.
De la información recogida para concretar este trabajo, surge que los productores de
hidrocarburos reciben hoy por el gas, un pago de aprox. 0.63 u$s por millón de BTU,
cuando según sus manifestaciones a la prensa especializada, al menos pretenden y
manifiestan al menos necesitar 1 u$s por millón de BTU para desarrollar nuevos pozos.
El transporte de gas también atraviesa una situación similar a la descripta. Es así que
las falencias de los mecanismos de ampliación de la capacidad de transporte derivadas
de la pesificación que se han descripto, determinaron que el sistema no se desarrollara
adecuadamente, circunstancia que seguirá provocando que la capacidad de transporte
de gas no tenga un crecimiento al mismo ritmo que las proyecciones de la demanda.
Considerando la situación de crisis del año 2004, el mantenimiento de las citadas
condiciones, ocasionará "cuellos de botella" que en determinadas épocas del año, no
permitirán cubrir toda la demanda requerida por el sistema. Es decir que por más que
exista gas disponibles en boca de pozo, no existiría forma de llevarlo hasta los centros
de consumo sin las obras de ampliación necesarias. Esta realidad, es la que con buen
criterio ha llevado a las autoridades de la SE a diseñar un programa de ampliación de
los gasoductos existentes y a la concreción de importantes obras de magnitud, como la
referida a un nuevo gasoducto que transportará el gas boliviano hasta los centros de
consumo, atravesando además, zonas hasta hoy no abastecidas por el producto.
De 1992 a 2001 las inversiones en generación permitieron elevar la capacidad del
sistema de 14000 megas instalados a más de 23000. Como resultado de ello y de las
señales positivas del mercado, el precio de la energía bajó de 42 a 25 u$s antes de la
31
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
pesificación. Hoy si un generador declara un costo de gas mayor, el sistema recorta
automáticamente el precio y sólo reconoce la cifra estipulada. En ese contexto, los
generadores con los precios citados, tienen muy poco margen de maniobra y carecen
de libertad para generar a plena producción, ya que el sobre costo que están pagando
algunas centrales por generar con fuel oil es significativo.
En el contexto descripto, la mayor aspiración de los generadores sería volver a las
reglas de juego originales, a partir de las cuales la intervención en los precios del
mercado era mínima, respetando el principio de que los precios reflejaban el costo
marginal de corto plazo y se daba una libre participación de los distintos actores del
sistema. Es natural haciendo una abstracción, que los generadores tiendan a "regresar
al pasado", considerando que “más mercado” les brindará la solución a sus actuales
problemas que como se ha descripto, son ciertos y reales y requieren de medidas
conducentes al recupero de estructuras de precios adecuadas a los costos de
generación.
Pero ello no debe hacerse sin la necesaria intervención y regulación por parte de las
autoridades de la SE y del organismo de control, mediante la implementación de un
programa y una planificación de funcionamiento del mercado energético acorde a las
circunstancias actuales.
En ese sentido debería considerarse la posibilidad de una regulación de precios de gas
en boca de pozo, al menos para el mercado interno, sobre todo aquel relacionado con
los costos de la prestación del servicio público de electricidad, no parecería algo fuera
de contexto, en función de la situación coyuntural actual.
Lo mencionado anteriormente puede definirse como razonable si se observan las
medidas de emergencia adoptadas a futuro (2005):
– la compra de fuel oil a Venezuela por cantidades significativas.
– la importación de gas de Bolivia mediante contratos de largo plazo, en cantidades
mucho mayores que los 4 millones de M3/día que se importaron durante 2004 en un
contrato de corto plazo.
– esta importación se estima llegará a 20 millones de M3/día una vez concretadas las
ampliaciones y nuevas obras mencionadas precedentemente.
De esta forma, las empresas de generación tendrían expectativas de que el sector
recupere sus condiciones originales para desarrollar las pautas que permitan invertir
con un margen de utilidad "razonable". Sin dudas estas expectativas están
influenciadas por la negociación encarada por el Gobierno para superar la actual
situación de la deuda externa de la Argentina. Mientras esto sucede, es improbable que
podamos hablar de expectativas de inversión sin considerar los actuales factores de
riesgo que condicionan el funcionamiento del mercado.
En nuestra opinión, la situación extrema de la crisis de 2004 fue superada por la acción
concurrente de dos factores: clima benigno (disponibilidad de agua e invierno no muy
frío y medidas de emergencia. No obstante, el agua sigue siendo escasa y la amenaza
de la reiteración en el año 2005 de lo sucedido en 2004 sigue latente. Sin embargo la
crisis subyacente que responde a razones estructurales, no será superada en tanto no
se adopten medidas concretas y efectivas que apunten a regularizar el funcionamiento
32
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
de los mercados de energía eléctrica y del gas, y a crear las condiciones
indispensables para la modificación de las actuales estructuras.
9. CONCLUSIONES
En función del análisis de la información obtenida en el desarrollo de la presente tesina,
pueden exponerse las siguientes conclusiones:
– La crisis actual se mantendrá y tenderá a su agravamiento hasta tanto se realicen y
entren en servicio importantes inversiones que amplíen la capacidad de transporte
de la red de gasoductos y nuevas plantas de generación eléctrica.
– La crisis podría agravarse más aún si no se solucionan los problemas contractuales
pendientes con las empresas proveedoras de los servicios públicos en el marco de
la renegociación derivada de la emergencia, o si no se busca otro mecanismo de
solución que apartándose de dicho proceso, conduzca a tales resultados.
– El futuro requerirá de un régimen de tarifa social que considere la situación de
numerosas capas de la sociedad que enfrenta graves problemas para satisfacer sus
necesidades básicas.
– Estas medidas de emergencia adoptadas, en cierto modo para el 2005 resultarán
injustas para numerosos estratos de la población que aún no dispone de gas natural
o energía eléctrica, ya que tales provisiones lo serán mediante aportes del Tesoro
Nacional, tal lo acontecido durante la crisis de 2004.
– Es razonable estimar que a largo plazo dentro de las medidas adoptadas, se haga
imprescindible la realización de un nuevo gasoducto que vincule la oferta del gas
proveniente de Bolivia con la demanda de los centros de consumo, lo que implica y
requiere considerar de manera cierta la posibilidad de una integración energética.
– Las señales del Gobierno no han resultado disipadoras de los factores de riesgo
que afectan la visión de los inversores, impidiendo la materialización y reinserción
de nuevas inversiones en los mercados de electricidad y gas. Invertir más sería la
alternativa, pero eso no puede resultar de una política imperativa sino de una
decisión empresaria validada por expectativas concretas de recuperación de la
inversión.
– No puede dejarse de lado que, tanto la obtención de fuel oil para la generación
eléctrica proveniente de Venezuela, como todo aporte de magnitud del Tesoro
Nacional para el funcionamiento del MEM, implica que el costo de los mismos sean
solventados por toda la población del país, disponga o no del recurso; salvo que se
decida trasladar tales costos a la demanda de electricidad y gas.
– No puede considerarse a la Argentina como una potencia gasífera regional, sino
que se debe asumir que se trata de un país con gas pero con problemas para el
abastecimiento de la demanda creciente del recurso. Es así que debe preocupar el
usuario de hoy, pero también abarcar al usuario del futuro, incorporando al sistema
la citada demanda agregada.
– La importación de gas natural desde Bolivia es una alternativa sustentable al igual
que lo fue desde 1972, por lo menos hasta que la aparición de nuevos yacimientos
en nuestras cuencas induzcan a modificar tal criterio. Esto no se verá a corto plazo.
– Los precios de la energía argentina que antes de la crisis, permitía a la industria ser
competitiva, se reconoce hoy que se ha vuelto un factor irrelevante para fijar costos.
33
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
– La demanda de energía desde fines de 2002 impulsada por la creciente reactivación
económica, se ha disparado fundamentalmente por la distorsión que se registra
entre los precios del gas y de los combustibles líquidos. Esto muestra que el gas
natural con un precio muy bajos, lleva a que toda la demanda se concentre en el
gas. De esta manera, puede considerarse que en la Argentina el problema de falta
de oferta de gas, es generado por un exceso de demanda que tiene origen en los
bajos precios que registra el insumo. Entonces, no será posible mantener
ecuaciones de precios con tales asimetrías y con términos de intercambio inviables.
– En la actual coyuntura, influye el proceso pendiente de integración entre Venezuela,
Brasil, Bolivia, Chile y Argentina cuyas etapas de gestación están en marcha, con
proyectos de ampliación de gasoductos, y con procesos de negociación de compra
y venta de hidrocarburos y energía.
– No será sustentable a largo plazo importar gas de Bolivia con un costo de US$ 2
Mm/BTU y mantener los precios internos del recurso en su tercera parte. Lo mismo
sucederá con combustibles alternativos como el fuel oil proveniente de Venezuela y
la energía proveniente desde el Brasil. Esta situación tenderá a agravarse por la
particular situación de los precios actuales de los recursos energéticos en los
mercados regionales limítrofes de la Argentina. En ellos, los precios responden a
reglas internacionales mientras que para el mercado interno, se establecen precios
administrados. Esto repercute sin duda en los precios de la energía eléctrica y del
gas natural en el país. La concreción de la integración implicará necesariamente el
ajuste de precios internos para la energía eléctrica y el gas natural.
– En la actualidad existen sectores de la industria que pagan por el gas que
consumen, precios muy similares al momento antes de la devaluación. Esta
situación se modificó a partir del acuerdo entre el Estado y los productores de gas
tendiente a restablecer un sendero de precios que llevaría los valores del recurso a
aprox. un 80% de los precios existentes antes de la devaluación.
– Lo mismo sucedería con la energía eléctrica, sus precios y la consecuente
readaptación del MEM para que funcione como un mercado que se autofinancie.
Las Resoluciones SE Nº 950/04 y SE Nº 956/04 y las modificaciones de las reglas
de funcionamiento que de ellas emana encaminan los hechos en ese sentido.
10. BIBLIOGRAFIA
Guichón, Diego, 2004. Revista Petroquímica Nº 194. Mayo de 2004.
Lapeña, Jorge, 2004. Diario Clarín. Setiembre de 2004.
Haroldo Dahn, 2004, Revista “Petroquímica” Nº 194, Mayo 2004.
Yanno, Nicolás F., 2004, Revista “Petroquímica” Nº 194, Mayo 2004.
Pierro, Carlos, 2004. Revista “Petroquímica” Nº 196, Julio 2004.
Fernández Blanco, Pablo. Revista “Petroquímica” Nº 194. Mayo 2004.
CAMMESA, Compendio Normativo. Año 2004.
CAMMESA, Informe de Evaluación de Riesgos en el MyLP. Período 2004-2007.
34
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
ANEXO I
MEDIDAS REGULATORIAS
Se incluyen en el presente trabajo a modo de breve resumen, las distintas normas
dictadas por el Gobierno Nacional y la Secretaría de Energía, algunas de las cuales
han afectado la legislación original prevista en las leyes Nº 24065 y 24076 (Marcos
Regulatorios de la Electricidad y del Gas) con el objetivo de superar las situaciones
producidas a raíz de la sanción de la ley 25561, de emergencia económica. Se resume
el contenido de la norma, detallando el encabezado de la Resolución/Decreto y un
breve sumario de la misma:
Resolución SE 02/2002 – 14/03/02
Establécese los valores a ser aplicados hasta la finalización del Período Estacional de
Invierno en "Los Procedimientos para la Programación, el Despacho de Cargas y el
Cálculo de Precios", establecidos por la Resolución Nº 61/92 de la ex Secretaría de
Energía Eléctrica, entonces dependiente del ex Ministerio de Economía y Obras y
Servicios Públicos.
Adecua las normas del MEM a la salida de la convertibilidad instruyendo a CAMMESA
respecto a valores a aplicar, en cuanto a Costo de Energía No Suministrada, Costo
marginal asociado a áreas deficitarias, Precio base de la potencia y Precio por
confiabilidad de la potencia.
Establece que CAMMESA utilizará Costos variables de producción estacionales
(CVPE), convertidos a pesos; de invierno del 2001 para la programación estacional de
invierno (PEI) 2002.
Suspende “Los Procedimientos” de la Res. 61/92 que se opongan a los fijados por esta
Resolución.
Instruye a CAMMESA a adoptar como definitivos para el MEM, los precios registrados
al momento de entrar en vigencia la Ley 25561 hasta la entrada en vigencia de la
Resolución.
Resolución SE 08/2002 – 05/04/02
Procedimiento al que se ajustará la Programación de la Operación, el Despacho de
Cargas y el Cálculo de Precios para el Período Estacional de Invierno mayo/octubre de
2002. Autorízase la operatoria de un Mercado Spot Anticipado.
Adecua los procedimientos para la operación, el despacho y la sanción de precios para
el PEI mayo/octubre 2002.
Define la prefinanciación para la adquisición de combustibles líquidos.
Autoriza la operatoria del Mercado Spot Anticipado.
Instruye al Organismo Encargado de Despacho (OED) a sancionar un precio máximo
en el Mercado Spot del MEM.
35
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Resolución SE 126/2002 – 11/10/02
Procedimiento para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el
Cálculo de Precios para el Período Estacional de Verano 2002-2003. Declaración
estacional de costos variables de producción. Redeclaración de dichos costos. Precios
estacionales.
Instruye al OED respecto a los valores a aplicar hasta la finalización del Período
Estacional de Verano (PEV) 2002-2003.
Instruye al OED a sancionar un precio máximo en el Mercado Spot del MEM.
Hasta tanto se produzca la readaptación del (MEM) como consecuencia del dictado de
la Ley N° 25.561, se sustituye el precio de referencia de la potencia y de la energía
para las tarifas de distribuidores por los del Anexo II de la Resolución.
Suspende toda disposición de “Los Procedimientos” que se oponga a la Resolución.
Resolución SE 146/2002 – 23/10/02
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho a implementar y poner en práctica
una operatoria destinada a la financiación anticipada de mantenimientos mayores o
extraordinarios para equipamientos de Generación y/o de los sistemas de Transporte
de Energía Eléctrica. Procedimiento.
Instruye al OED a solventar la financiación anticipada de mantenimientos mayores o
extraordinarios de Generación y Transporte que afecten el abastecimiento de la
demanda y su costo.
Establece que la financiación en Generación se realizará con recursos del Fondo de
Estabilización.
Establece que la financiación en Transporte se realizará con recursos de la Subcuenta
de Excedentes por restricciones a la capacidad de transporte del corredor
correspondiente.
Resolución SE 1/2003 – 02/01/03
Establécese la aplicación, hasta la finalización del Período Estacional de Invierno 2003,
en "Los Procedimientos para la Programación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios establecidos por la Resolución N° 61/92 ex-SEE, los valores determinados en
el Artículo 1° de la Resolución N° 2/2002-SE. Modificación de los Reglamentos de
Diseño y Calidad del Sistema de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal.
Sustitúyese el texto de los Artículos 15 y 16 de la Resolución N° 110/2002 y el Artículo
9° de la Resolución N° 124/2002.
Instruye al OED a aplicar, hasta la finalización del PEI 2003 en “Los Procedimientos”,
los valores determinados en el Art. 1 de la Resol. SE Nº 2 del 14/03/02, modificados
por la Resol. SE Nº 317 del 18/07/02.
Establece que la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo
de Precios para el PEI 2003 se realizará según Art.1 de la Resolución.
Se aplicará, a partir del 1/02/03, y hasta el 31/10/03 los apartados siguientes:
"Sobrecosto Estacional de Punta",
"Operación de Máquinas con CVP superiores al primer escalón de falla", y
36
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
"Declaraciones de Costos entre Parada y Arranque y Costo de Rearranque" de
la Resolución.
Establece, para el PEI 2003, un servicio de RESERVA DE DISPONIBILIDAD CON
GARANTIA DE COMBUSTIBLE (RDCGC), según Anexo II de la Resolución.
Sustituye el punto 6. REGLAMENTO DE DISEÑO Y CALIDAD DEL SISTEMA DE
TRANSPORTE EN ALTA TENSION del Anexo 16 Reglamentaciones del Sistema de
Transporte de "Los Procedimientos”, por el de igual denominación del Anexo VI de la
Resolución.
Establece los lineamientos básicos del Programa de Uso Racional de la Energía
Eléctrica.
Resolución SE 240/2003 – 14/08/03
Metodología para la fijación de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista y en el
Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico.
Ante el anormal abastecimiento de Gas Natural se establece una metodología
transitoria para la sanción de precios del MEM.
Resolución SE 406/2003 – 08/09/03
Metodología a aplicarse con la finalidad de preservar el abastecimiento de aquellas
demandas que no se encuentren respaldadas por Contratos de Energía Eléctrica en el
Mercado a Término.
Establece el orden de prioridad a aplicar para la consolidación de deudas a favor de los
acreedores del MEM.
Autoriza el uso de los recursos del Fondo Unificado disponibles en CAMMESA, no
afectados por las Leyes N° 24.954 y N° 25.671 respectivamente, así como los que por
el mismo concepto correspondería integrar como resultado de las transacciones
económicas del MEM con vencimiento a partir del mes de septiembre de 2003, para
aplicar al pago de las transacciones económicas mensuales, mientras existan faltantes
para hacer frente al pago de las acreencias de los Agentes MEM.
Tales recursos serán reintegrados oportunamente por el MEM al Fondo Unificado
cuando la situación de déficit del Fondo de Estabilización desaparezca.
Establece que de detectarse cualquier anormalidad operativa en el funcionamiento del
MEM, el OED deberá notificar en forma inmediata a la SECRETARIA DE ENERGIA la
situación observada.
Si de la situación detectada surgen problemas de disponibilidad o resultantes de una
inadecuada operación de cualquier Agente del MEM, no justificados a satisfacción del
OED, éste deberá restringir los pagos al mismo, hasta tanto se corrobore que existen
las condiciones mínimas que garanticen la adecuada operación de tal Agente.
Resolución 984/2003 – 22/12/03
Establécese un servicio de Reserva de Disponibilidad con Combustible para el período
Estacional de Invierno, por parte de los Agentes Generadores, Cogeneradores y
Autogeneradores reconocidos en el Mercado Eléctrico Mayorista.
37
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Establece un servicio de reserva con garantía de combustible (RESDISCOMB) para el
PEI 2004.
Establece que los agentes demandantes de energía eléctrica abonarán, a través de un
cargo a adicionar al Precio por Reserva de Potencia, el costo del servicio de
RESDISCOMB.
Crea el "FONDO ESPECIAL PARA LA RESERVA DE DISPONIBILIDAD CON
COMBUSTIBLE INVIERNO 2004" (FONDISCOMB), a través del cual se efectivizarán
todos los intercambios y transacciones económicas RESDISCOMB.
Resolución SE 93/2004 – 26/01/04
Apruébase la Reprogramación Trimestral de Verano para el Mercado Eléctrico
Mayorista MEM y para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico MEMSP,
correspondiente al período comprendido entre el 1º de febrero y el 30 de abril de 2004.
Establécese los precios de referencia estacionales de la potencia y energía.
Sanciona Precios Estacionales por segmento de demanda.
Establece que los Factores de Nodo a aplicar a cada Distribuidor del MEM, durante el
transcurso del período comprendido entre el 1/02 y el 30/04/04, son los indicados en el
Anexo II de la Resolución.
Establece el Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo a descontar al precio de
la energía, el Sobrecosto por Precios Locales a adicionar al precio de la energía y el
Sobrecosto Transitorio de Despacho a adicionar al precio de la energía.
Decreto 365/2004 – 26/03/04
Autorízase al Tesoro Nacional a otorgar un préstamo reintegrable al Fondo Unificado
creado por el Artículo 37 de la Ley Nº 24.065 y administrado por la Secretaría de
Energía, destinado al pago de las obligaciones exigibles a dicho Fondo para el
cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del
sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista, mediante el
auxilio financiero al Fondo de Estabilización.
Autoriza al TESORO NACIONAL a otorgar un préstamo reintegrable al FONDO
UNIFICADO, creado por el Artículo 37 de la Ley Nº 24.065 y administrado por la
SECRETARIA DE ENERGIA, por un monto de PESOS DOSCIENTOS MILLONES ($
200.000.000), a efectivizarse en CUATRO (4) cuotas de PESOS CINCUENTA
MILLONES ($ 50.000.000) cada una, destinado al pago de las obligaciones exigibles a
dicho Fondo.
Resolución SE 389/2004 – 20/04/02
Establécese como recurso de última instancia la utilización del combustible a importar
de la República Bolivariana de Venezuela en el marco del Convenio Integral de
Cooperación suscripto el 6 de abril de 2004.
Establece, como recurso de última instancia, la utilización del combustible importado
desde Venezuela.
38
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
La SECRETARIA DE ENERGIA instruirá al OED el origen de los fondos y las sumas
asignables a cubrir los compromisos asumidos en el marco de los documentos
suscriptos con la Empresa Estatal PETROLEOS DE VENEZUELA SOCIEDAD
ANONIMA (PDVSA).
Instruye OED a utilizar como COSTO VARIABLE DE PRODUCCION (CVP) de las
unidades de los Agentes Generadores involucrados en la presente operatoria, los
valores unitarios declarados y aceptados de "Costo Variable de Mantenimiento" y
"Otros Costos Variables no Combustibles" con más el costo total del combustible
líquido correspondiente (incluyendo los costos de financiamiento y administración en
que se incurra), entregado en el emplazamiento donde el Agente Generador establezca
para su posterior utilización.
Instruye al OED para descontar de la remuneración que corresponda liquidar por la
energía generada con el combustible asignado mediante la operatoria descripta, el
monto equivalente al costo del combustible consumido por el Agente Generador
durante el período mensual transaccionado, incluyendo en ello los mayores costos que
pudiera corresponder asignar a dicho Agente, producto de las indisponibilidades para
recibir el combustible líquido o los incumplimientos registrados.
Decreto 512/2004 – 23/04/04
Autorízase al Tesoro Nacional a otorgar un préstamo reintegrable al Fondo Unificado,
creado por el Artículo 37 de la Ley N° 24.065 y administrado por la Secretaría de
Energía, destinado al pago de las obligaciones exigibles a dicho Fondo para el
cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del
sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista, mediante el
auxilio financiero al Fondo de Estabilización.
Autoriza al TESORO NACIONAL a otorgar un préstamo reintegrable al FONDO
UNIFICADO, creado por el Artículo 37 de la Ley N° 24.065 y administrado por la
SECRETARIA DE ENERGIA, por un monto de DOSCIENTOS MILLONES DE PESOS
($ 200.000.000) destinado al pago de las obligaciones exigibles a dicho Fondo.
Las sumas efectivamente desembolsadas por el TESORO NACIONAL con destino al
FONDO UNIFICADO, serán devueltas en su totalidad dentro del ejercicio del año 2004
con más la tasa de interés equivalente a aquella que determine el BANCO CENTRAL
DE LA REPUBLICA ARGENTINA para sus obligaciones de letras, aplicable al período
de vigencia del préstamo.
Resolución SE 434/2004 – 07/05/04
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho (OED) a adquirir energía eléctrica
proveniente de la República Federativa del Brasil por cuenta y orden del Estado
Nacional, realizando a tal efecto una Licitación Pública Internacional. Pliego de Bases y
Condiciones. Cronograma de actividades.
Autoriza al OED a adquirir energía eléctrica interrumpible proveniente de la
REPUBLICA FEDERATIVA DEL BRASIL por Cuenta y Orden del ESTADO
NACIONAL.
El OED deberá debitar del Fondo de Estabilización todos los costos derivados de esta
operación de importación, tales como, entre otros, los costos de adquisición de la
39
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
energía eléctrica conforme los acuerdos celebrados y los correspondientes al uso de
los sistemas de transporte del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI).
Resolución SE 436/2004 – 10/05/04
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho (OED) a prefinanciar los
combustibles líquidos y establécese que, en relación con el presente período invernal
mayo-octubre de 2004, dicha prefinanciación deberá ser destinada con exclusividad a
la adquisición de combustible líquido Gas Oil. Recursos a ser utilizados.
Instruye al OED a prefinanciar combustibles líquidos según Anexo I de la Resolución.
Para el presente período invernal mayo-octubre 2004, la prefinanciación que se
dispone deberá destinarse con exclusividad a la adquisición de combustible líquido Gas
Oil.
Establece que los recursos a ser utilizados serán establecidos por esta SECRETARIA
DE ENERGIA y provendrán de las sumas no comprometidas de las transferencias
realizadas en carácter de préstamo del FONDO UNIFICADO con destino al FONDO DE
ESTABILIZACION, conforme lo dispuesto en los Decretos Nº 365 del 26/03/04 y Nº 512
del 23/04/04.
Resolución SE 502/2004 – 19/05/04
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho a suscribir, por cuenta y orden del
Estado Nacional, un contrato con la Empresa Estatal Petróleos de Venezuela Sociedad
Anónima (PDVSA) para el suministro de Fuel Oil, en el marco del Convenio Integral de
Cooperación con la República Bolivariana de Venezuela suscrito el 6 de abril de 2004,
destinados a la generación de energía eléctrica en centrales térmicas de la República
Argentina.
Aprueba la contratación de la Empresa de Servicios CMC S.A. para realizar la logística
integral correspondiente al contrato con la Empresa Estatal PETROLEOS DE
VENEZUELA SOCIEDAD ANONIMA (PDVSA) para el suministro de Fuel Oil.
Resolución SE 712/2004 – 12/07/04
Créase el "Fondo para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de
Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista", a través del cual se administrarán
los recursos económicos con destino a las inversiones que permitan incrementar la
oferta de energía eléctrica hacia el año 2007.
Crea el "FONDO PARA INVERSIONES NECESARIAS QUE PERMITAN
INCREMENTAR LA OFERTA DE ENERGIA ELECTRICA en el MEM" (FONINVEMEM),
a través del cual se administrarán los recursos económicos con destino a las
inversiones que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica hacia el año 2007.
Establece que el OED será el responsable de administrar el fondo mencionado bajo las
normas y procedimientos que a ese efecto determine la SECRETARIA DE ENERGIA.
40
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Resolución SE 839/2004 – 19/08/04
Establécese que la programación y el despacho económico del Sistema Argentino de
Interconexión (SADI), durante los meses comprendidos entre septiembre de 2004 y
abril de 2005 inclusive, se realizarán utilizando exclusivamente como combustible el
gas natural en todas aquellas unidades de generación habilitadas para su uso.
Situaciones de excepción para la utilización de combustibles líquidos y/o carbón
mineral.
Instruye al OED a realizar la programación y el despacho económico del SISTEMA
ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) durante los meses comprendidos entre
09/04 y 04/05 inclusive, utilizando exclusivamente como combustible el Gas Natural en
todas aquellas unidades de generación habilitadas para su uso.
Habilita a utilizar combustibles líquidos y/o carbón mineral en la programación y el
despacho económico del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) en el
mismo período, exclusivamente ante situaciones que pongan el riesgo de
abastecimiento de la demanda de energía eléctrica.
Resolución SE 842/2004 – 25/08/04
Apruébase la Reprogramación Trimestral de Invierno para el Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM) y el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP),
correspondiente al período comprendido entre el 1º de agosto y el 31 de octubre de
2004, con vigencia a partir del 1º de setiembre de 2004.
Aprueba la Reprogramación Trimestral de Invierno para el MEM y para el MEMSP
elevada por CAMMESA a la SE, correspondiente al período 01/08 y 31/10/04, con
vigencia a partir del 01/09/04.
Establece precios de referencia estacionales de la potencia y energía en el MEM para
el mismo período y con la misma vigencia.
Establece, los Factores de Nodo, el Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo,
el Sobrecosto por Precios Locales y el Sobrecosto Transitorio de Despacho, a aplicar a
cada Distribuidor del MEM, durante el período citado y con la misma vigencia
Resolución SE 938/2004 – 31/08/04
Incorpórase obras al Anexo de la Resolución Nº 106/2003, mediante la cual se
identificaron trabajos de adecuación para el sistema de transporte de energía eléctrica.
Incorpora al Anexo de la Resolución SE Nº 106 del 28/02/03 las siguientes obras:
- Instalación de 4 bancos de 25 MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en ET
Resistencia
- Instalación de 3 bancos de 15 MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en ET
Romang
- Instalación 1 banco de 50 MVAr, 132 kV, de capacitores paralelos en ET Santo
Tomé
- Instalación de 2 bancos de 30 MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en
Paso de la Patria
41
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
- Instalación de 1 banco de 100 MVAr, 132 kV, de capacitores paralelo en ET
General Rodríguez
Resolución SE 949/2004 – 17/09/04
Establécese que hasta tanto se realice la fijación de precios en el Mercado Eléctrico
Mayorista y en el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico, conforme la
metodología prevista en la Resolución Nº 240/2004, las compras de los Agentes
Generadores y/o Comercializadores en el Mercado "Spot", destinadas a operaciones
de exportación, se valorizarán al valor máximo entre el Costo Marginal Operado y el
Precio "Spot" horario de la energía.
Establece que, en tanto se realice la fijación de precios en el MEM y MEMSP conforme
la metodología establecida en la Resol. SE 240 del 14/08/04, las compras de los
Agentes Generadores y/o Comercializadores en el Mercado "Spot" destinadas al
cubrimiento de operaciones de exportación, se valorizarán al valor máximo entre el
Costo Marginal Operado (CMO) y el Precio "Spot" horario de la energía.
Resolución SE 950/2004 – 17/09/04
Constitúyese el Fondo Fiduciario para atender la Contratación de Transporte y
Adquisición de Gas Natural Destinados a la Generación de Energía Eléctrica. Recursos
que integrarán dicho Fondo.
Constituye el Fondo Fiduciario para atender a la Contratación de Transporte y
Adquisición de Gas Natural Destinados a la Generación de Energía Eléctrica, cuyo
objeto exclusivo es la contratación de transporte firme de gas natural y la adquisición
de gas natural, ambas, con destino a la generación de energía eléctrica.
La SE determinará el valor del cargo tarifario considerando:
a) las necesidades de Transporte y de Gas Natural destinados a la generación
de energía eléctrica;
b) las previsiones de pagos a realizar por los Agentes Generadores por uso de la
capacidad de transporte y/o compras de gas natural objeto de esta operatoria;
c) la previsión de recursos a obtener por reventa de capacidad de transporte y
gas;
d) los compromisos de pago adquiridos en el marco de esta resolución; y
e) la evolución del estado del Fondo Fiduciario, el cual deberá ser suficiente para
garantizar adecuadamente las previsiones anuales de pago a realizar.
El cargo tarifario aprobado será publicado y se aplicará a las transacciones económicas
correspondientes.
Resolución SE 954/2004 – 28/09/04
Establécese un nuevo cargo tarifario que se destinará a la financiación de dos centrales
térmicas a instalarse antes del año 2007.
Este cargo tarifario que afectará a las industrias y comercios que se abastecen de
energía eléctrica mediante contratos a término.
Crea la “reserva sustentable de mediano plazo del mercado eléctrico mayorista RESUSMEM”, que se aplicará a partir del mes de noviembre de 2004 sobre las
42
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
mayores demandas que registren los medianos y grandes clientes respecto de los
consumos del período mayo - julio de 2004.
Estos nuevos cargos tarifarios, ingresarán al FONINVEMEM, fondo creado a mediados
de 2004 para financiar la ampliación del parque de generación. Este impacto del nuevo
cargo en las industrias y comercios, dependerá de dos factores. En primer término de
la mayor demanda de energía que experimente cada usuario respecto a los meses
anteriores y en segundo lugar, del suministro que tengan contratado en el mercado a
término.
Esta resolución se vincula con la decisión del Gobierno de aplicar un “esquema
compulsivo de financiación” para construir nuevas usinas térmicas con los recursos que
el Estado les debe a los generadores, es decir, con el déficit del Fondo de
Estabilización de Precios del MEM. Estas deudas en octubre 2004 ya superan los $
710 millones y se incrementará aprox. entre $ 70 y $ 80 millones mensuales.
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Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
ANEXO II
PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2004 – 2008
Elaborado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación Federal,
Inversión Pública y Servicios de la Presidencia de la Nación. El mismo considera
“Medidas en ejecución” y “Medidas a implementarse en el corto y en el mediano plazo”.
Medidas en ejecución:
1. - Implementación por CAMMESA del Acuerdo Argentino-Venezolano.
Convenio Integral de Cooperación entre ambos países, con vigencia por
tres años.
Venezuela se compromete a proveer Fuel Oil a RA a su solicitud.
Volumen: hasta 8 millones de barriles entre mayo y octubre 2004.
Monto máximo previsto: 730 MM$ - Real aprox. 550 MM$
Vigencia: mayo a octubre 2004. Stock a set. 04 aprox. 200 MTn.
2. – Suministro interrumpible de energía eléctrica de Brasil.
Marco: Comisión Mixta Bilateral Permanente en Materia Energética. Acta
suscripta por autoridades de RA y Brasil el 31/03/2004.
Llamado a licitación pública internacional para realizar “Acuerdos de
provisión” entre CAMMESA y oferentes en Nodos Frontera con Brasil,
potencia 500 MW, equiv. a 2,5 MMm3/día de gas natural.
Vigencia: junio – noviembre 2004. Panorama 2007 Brasil con
problemas pasaría a demandar energía argentina.
3. – Programa de uso racional de la energía – energía eléctrica.
Puesto en marcha por Res. SE 415/04.
Objetivo: incentivar ahorro de energía eléctrica para generar excedentes
para uso industrial.
Cargos adicionales a usuarios beneficiados con la no aplicación de
ajustes en el precio de la energía eléctrica y del gas natural.
Fecha de Inicio: Mayo 2004. Debería contener Incentivos fuertes a no
consumir o a consumir de determinada manera.
4. – Programa de uso racional de la energía – gas natural.
Puesto en marcha por Res. SE 415/04.
Objetivo: incentivar ahorro de gas para generar excedentes para uso
industrial.
Los beneficios son pagados por la industria y los cargos adicionales se
destinan a la financiación de ampliaciones de transporte de gas.
Fecha de Inicio: Mayo 2004. Idem punto 3.
5. – Reparación del 2º transformador de potencia de la C. H. Río Grande
Córdoba.
Beneficios: ahorro $ 3 millones medios anuales en combustibles por los
próximos tres años.
370 MW de reserva de potencia rápida para emergencias.
44
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
25% de incremento en tarifa bombeada, concentrada en trimestre invierno
Mayo-Julio.
Inversión estimada: 6,7 MM$
Plazo de obra: 9 meses.
Fecha estimada de habilitación: 1er. trimestre 2005.
6. – Ampliación compensación serie 3ra. y 4ª ternas LAT Comahue – Buenos
Aires.
Ampliación capacidad de transporte del corredor por ampliación de
capacitores series EETT 500 kV Choele Choel y Olavarría.
Aumento capacidad aprox. 300 MW
Financiación 100% fondos SALEX
Inversión estimada: 40,6 MM$
Plazo de obra: 12 meses. Restricciones en la capac. de tpte.
Fecha estimada de habilitación: 4º trimestre 2004.
7. – Elevación nivel embalse Yacyretá de cota 76 a cota 78 msnm en abril 2005.
Programa de elevación a 83 msnm requiere obras complementarias y
acciones conexas.
Durante 2004 llevar cota a 77 msnm implica aumento de aprox. 180 MW
de potencia adicional.
Durante 2005 se llegará a cota 78 msnm que dará otros 180 MW de
potencia adicional. Sería a fin de 2005 una cota de 77,5 msnm
El sistema de transporte permitirá colocar en el MEM toda la energía
generada.
Inversión estimada: 87,6 MM$
Fecha de finalización: Abril de 2005. Sería a fin de 2005.
8. – Resolución SE Nº 01/03 – Estado de situación.
Habilita obras para mejorar confiabilidad y seguridad del Sistema
Argentino de Interconexión (SADI).
Se suscribieron contratos de fideicomiso para obras en áreas de
transportistas.
Incorporaciones: 780 MVAR de transformadores.
257 MVAR de capacitores.
264 MVAR de compensación Shunt.
Inversión: 58,1 MM$
Finalización: junio de 2004 a febrero de 2005.
9. – Línea 500 kV Choele Choel – Puerto Madryn.
Interconecta MEM con MEMSP.
Interconecta la ET Choele Choel, en Río Negro, con la nueva ET 500/330
kV Puerto Madryn en Chubut.
22/04/04 se firmó contrato COM – Comenzaron obras.
Fondos del Fondo Fiduciario para Transporte Eléctrico Federal.
Inversión estimada: 232 MM$
Plazo de obra: 20 meses.
Fecha estimada habilitación: 4º Trimestre 2005.
45
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
10. – Producción de gas natural.
Junio – Agosto 2003. Estudio costo de exploración y explotación de gas
natural en boca de pozo.
Febrero 2004 – Decretos 180 y 181/04. Esquema de normalización de
precios del gas natural en boca de pozo.
Abril 2004 – Firma y homologación acuerdo con productores de gas
natural para implementar esquema de normalización. Período 2004/ 2006.
Mayo 2004 – Implementación de lo dispuesto por Decreto 181/2004.
11. – Producción de gas natural. Esquema de normalización.
Industrias: Usuarios industriales, generación y GNC. Fin del período de
normalización julio 2005. Es el 80% de la demanda.
Mercado Total: Fin del período de normalización. Dic. 2006.
Nuevos consumidores directos: la industria paulatinamente pasrá a
comprar el gas en boca de pozo en forma directa.
12. – Mercado electrónico de gas (MEG).
Transparencia del despacho. Todos los agentes del mercado podrán
acceder en tiempo real a la información del despacho de gas natural.
Transparencia comercial: Toda la información relevante de todos los
contratos firmados entre cualquier agente de la industria se publica.
Mercados Spot y secundarios: Todas las operaciones de compra de gas
spot en boca de pozo, reventa de capacidad de transporte, etc. deberán
negociarse en el MEG.
Mercados a término: Voluntariamente las partes podrán utilizar el MEG
para cerrar contratos a término de distinto tipo.
13. – Acuerdo con Bolivia.
Inicio: mayo / junio 2004.
Volúmenes acordados: hasta 4 MMm3/día por ducto Pocitos-Campo
Durán, hasta saturar la capacidad del Gasoducto Norte.
Vendedor en frontera: YPF B.
Comprador en frontera: Productores, industrias, generadores térmicos o
distribuidores.
14. – Garantía de abastecimiento al mercado interno.
En cumplimiento de las leyes 17.319 Ley de Hidrocarburos y de la Ley
24076 Ley del Gas, sólo se autorizarán las exportaciones que no
comprometan el abastecimiento del mercado interno.
15. – Renegociación de Contratos de Concesión.
Junio 2004 – Primer acuerdo de normalización, licencias de transporte y
distribución de electricidad y gas. Pautas metodológicas para la
reformulación de las licencias.
Diciembre 2006 – Fin de período de normalización de las licencias de
transporte y distribución de electricidad y gas.
46
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Medidas a implementarse en el corto y en el mediano plazo:
16. – Compensación shunt en el corredor ET Rincón de Santa María – Salto
Grande.
Actualmente, 1900 MW desde ET Rincón de Santa María con tensión en
el límite superior de la misma.
Se analizan alternativas para aumento progresivo de capacidad de
transporte entre NEA y GBAL.
1ª etapa: instalación de 350 MVAr de compensación capacitiva shunt,
aumenta capacidad hasta 2300 MW.
ET de instalación: Paso de la Patria, Resistencia, Romang, Gral.
Rodríguez.
Inversión estimada: 20,3 MM$
Plazo de obra: 18 meses.
Puesta en servicio: año 2006.
17. – Plan Nacional de Transporte – Ampliaciones en el SADI.
LAT 500 KV Sistema transmisión Yacyretá.
Inversión estimada: 302,0 MM$
Plazo de obra: 36 meses.
5ª LAT Comahue – Gran Mendoza – San Juan
Inversión estimada: 507,5 MM$
Plazo de obra: 36 meses.
LAT 500 kV NOA – NEA.
Inversión estimada: 684,4 MM$
Plazo de obra: 36 meses.
LAT 500 kV Pto. Madryn – Pico Truncado – Río Gallegos.
Inversión estimada: 754,0 MM$
18. – Acuerdo eléctrico para la readaptación del MEM hasta diciembre de 2006.
Objetivo: funcionamiento sustentable del MEM en el mediano plazo.
Mediante: Segmentación de la O y D, recomposición cadena de valor de
los productos y servicios prestados por MEM, recomposición del fondo de
estabilización.
Período de transición: mayo 2004 – Diciembre 2006.
19. – Central Hidroeléctrica de Yacyretá.
Objetivo: cota de proyecto en plazo máximo de 4 años.
Cota actual: 76. Futura: 83.
Potencia MW actual 1700, futura 3100.
Energía generada GWh, actual 11450, futura 18500.
Flujo de fondos MM$ 1638.5
2005:
571.3
2006:
493.0
Asignación de recursos con partidas
2007:
327.7
presupuestarias aprobadas.
2008:
246.5
Plazo de ejecución: 4 años.
Fin de obra estimada: 2008.
47
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
20. – Central Nuclear Atucha II.
Objeto: negociación con plazo no mayor a 6 meses para garantizar
continuidad y finalización de la obra.
Potencia neta: 692 MV
Combustible: uranio natural o levemente enriquecido.
Inversiones: MM$ 1418.1 – Suministros y servicios nacionales 913.5 idem
importados 504.6.
Tiempo estimado de finalización: 52 meses, desde 2005 a 2009.
21. – Proyectos hidroeléctricos – Revisión.
Se efectuará una revisión de los proyectos hidroeléctricos existentes de
módulos superiores a los 400 MW.
Entre ellos, las binacionales Garabí con Brasil y Corpus Christi con
Paraguay. Mayor capac. de tpte. que Comahue – GBA.
Se identificarán los que presenten mejores indicadores técnicos y
económicos.
Se seleccionarán los 3 ó 4 más rentables.
22. – Ampliaciones de transporte de gas natural. Año 2005.
TGN: 2,8 millones de m3./día.
TGS: entre 2,6 y 5 millones de m3/día. Primera etapa San Martín II.
Patagónico: desde Cerro Dragón hasta Esquel. Hasta 1 millón de m3/día.
Gasifica amplia región sin gas natural y soluciona el tema de
abastecimiento Gasoducto Cordillerano.
Inversión total: 1.300 MM$
Financiación: aportes privados y fondos fiduciarios (Decreto 180/04).
23. – Ampliaciones de transporte de gas natural. Años 2006 y 2007.
Gasoducto noreste argentino.
Mayo 2006 – Capacidad de diseño original 20 MMm3/día ampliable a 30
MMm3/día.
Gasoducto San Martín II
Fin primera etapa 5,4 MMm3/día (total 1ª etapa 8 MMm3/día).
Segunda etapa: 8 MMm3/día.
Total San Martín II: 16 MMm3/día.
Inversión total: 4100 MM$.
24. – Medidas en ejecución – Inversiones.
El total de inversiones para la concreción de las medidas en ejecución
descriptas en el punto respectivo precedente, ascienden a 425.00 MM$.
El aporte equivalente que provoca la compra de energía, combustible y
algunas ampliaciones de potencia y energía: sería de hasta 16 MMm3/día
de gas natural.
25. – Medidas de corto y mediano plazo – Inversiones.
El total de inversiones para la concreción de las medidas a implementar
en el corto y mediano plazo, asciende a 10724.8 MM$.
26. – Total de inversiones:
48
Situación del Mercado Eléctrico Mayorista
Para la financiación de las medidas en ejecución y las medidas a
implementar en el corto y mediano plazo, el total de inversiones
requeridas asciende a 11149,6 MM$.
Resumen: los pilares del Plan Energético podemos resumirlos en:
-
Yaciretá, suba de cotas a 78 y 83 msnm.
Terminación de Atucha II
Asegurar oferta de GN y Fuel Oil.
Aumento capacidad de transporte en las redes.
Usinas térmicas en el litoral y Termoandes – Bolivia.
También se incluye en tales pilares, la ampliación de la capacidad de los
gasoductos existentes provenientes de las cuentas noroeste, neuquina y sur
cuyas posibilidades y costos se exponen en este trabajo, a lo que se agrega
necesariamente un nuevo gasoducto desde el noroeste, que debería entrar en
funcionamiento en el año 2006 para conducir hacia los centros de consumo, el
gas proveniente de Bolivia.
En este proceso, la recomposición de los precios del gas en el mercado
interno, debe necesariamente apuntar a recomponer las reservas y fomentar la
exploración.
Todo ello dentro de un proceso de integración regional con generación
con gas proveniente de Bolivia.
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